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UNIVERSIDAD DE CHILE

FACULTAD DE CIENCIAS FISICAS Y MATEMÁTICAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA INDUSTRIAL

IINNDDIICCAADDOORREESS DDEE SSEEGGUURRIIDDAADD DDEE SSUUMMIINNIISSTTRROO

EELLÉÉCCTTRRIICCOO ((SSSSEE)) EENN CCHHIILLEE

GONZALO PATRICIO RETAMALES LERMANDA

ENERO 2005

UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMATICAS

DEPARTAMENTO DE INGENIERIA INDUSTRIAL

INDICADORES DE SEGURIDAD DE SUMINISTRO ELÉCTRICO (SSE) EN CHILE

GONZALO PATRICIO RETAMALES LERMANDA

COMISIÓN EXAMINADORA CALIFICACIONES NOTA(n°) (Letras) FIRMA PROFESOR GUIA SR. RAÚL O’ RYAN G. : ............ ............................... ................... PROFESOR CO-GUIA SR. LUIS ZAVIEZO : ............ ............................... ................... PROFESOR INTEGRANTE SR. RAFAEL LORENZINI : ............ ............................... ................... NOTA FINAL EXAMEN DE TÍTULO : ............ ............................... ...................

MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL INDUSTRIAL

SANTIAGO DE CHILE ENERO 2005

Agradecimientos

…a mis padres por todo su esfuerzo, su paciencia, por creer en mí y por dejarme cumplir mis sueños…

…a mis hermanos y a todos ellos a quienes alguna vez he llamado mis amigos, ellos saben quienes son,

por su compañerismo y amistad, y por supuesto, a todas aquellas chicas, de cualquier parte del mundo,

compañeras de tantos sueños, que tocaron en distintas épocas mi vida dejando una huella indeleble que

vivirá siempre en mi corazón…

…al Club Manos y Naturaleza y todos los tíos que de una y otra forma inculcaron en mi valores que me

hacen comprender que de nada sirve ser un gran profesional si no se es antes una mejor persona…

…a todas aquellas personas que de una u otra manera me regalaron en forma desinteresada parte de su

tiempo y que ayudaron a formar la persona que hoy días soy…

…y por último, a Dios, por regalarme vida para poder llegar hasta este punto…

… No quisiera olvidar también agradecer la cooperación, ayuda y confianza para la realización

del presente trabajo de mi profesor guía el señor Raúl O’ Ryan G., por supuesto, al futuro

economista Sebastián Miller y a los “eléctricos” el profesor Rodrigo Palma B., Rigoberto

Torres y Nelson Torres.

University of Chile – School of Engineering Departament of Industrial Engineering

INDUSTRIAL ENGINEER ENTITLEMENT THESIS BY : GONZALO PATRICIO RETAMALES LERMANDA DATE : April 15, 2005 GUIDING TEACHER: MR. RAÚL O’ RYAN G.

EXECUTIVE SUMMARY The present work evaluates the impact of introducing Non Conventional Renewable Energies (NCRE) into Chilean electric generation net. In order to do so, it develops an approach to the Energy Security of Supply subject, especially Electric Security of Supply (ESS). A quantitative indicators set is established, in order to support long term decision making in public policies related to the subject. Also, two scenarios for the electric development of SIC (The Chilean electric system in the central region) are evaluated. Main motivation of this work is the fragility of Chilean electric systems, which was reflected, for instance, in the electric supply shortage which Chile suffered in 1998-99 and in current Argentinean natural gas crisis. Based on international experience, this work proposes an ESS definition for Chile, considering both North American and European visions on the subject. Besides, indicators meant to answer fundamental concepts in ESS, such as diversity, storage, redundancy, centralization and economical risks are defined herein. Said indicators were applied to two scenarios. First, a Tendency Scenario, which continues to increase the installed capacity of natural gas from Argentine. Second, an Alternative Scenario, which proposes introduction of NCRE, covering up to 8-9% of the SIC installed capacity until year 2014. Main conclusions of the evaluation of these indicators upon the two proposed scenarios are. Response capacity indicators of Argentinean gas system show that it is in crisis, mainly due to lack of investment. If the situation continues in the same way, it is to be expected that the natural gas rationing will go on affecting to Chile. On the other hand, indicators in general reveal that intoducing NCRE will force system generation marginal cost (knot price of energy) to drop, due to the fact that, in general, these have practically null operating costs. Besides, both supply shocks and added cost of fault are lower. Therefore, if facing an adverse hydrologic shock, a NCRE scenario would present an average of 1.49% less shortage and average annual potential savings of MMUS$ 108.64. On the other side, having a natural gas shock of 35%, the electrical shortage would be 0.48% less in an Alternative Scenario, in opposition to a Tendency Scenario, with an annual average potential saving of MMUS$ 38.59. Former allows to conclude that NCRE helps raising ESS. However, it is important to enhance that this introduction must be accompanied by installed capacity of Conventional Energy Sources (CES), because NCRE still have less generation capacity than CES. This increased security is not for free and it will require an important additional investment, because NCRE potential benefits are lower than the costs involved to carry out its introduction. This additional investment adds up to MMUS$ 408.86. This shows that a higher ESS level will only be possible if both the state and consumers decide “to pay” for it. Key Words: Energy Security of Supply, Electric Security of Supply, Non Conventional Renewable Energies, Indicators, Electrical Shocks.

Universidad de Chile – Escuela de Injeniería Departamento de Ingeniería Industrial

RESUMEN DE TESIS PARA OPTAR AL TITULO DE INGENIERO CIVIL INDUSTRIAL POR : GONZALO PATRICIO RETAMALES LERMANDA FECHA : 15 DE ABRIL DE 2005 PROF. GUÍA: SR. RAÚL O’ RYAN G.

RESUMEN EJECUTIVO

En este Trabajo de Título se evalúa el impacto de introducir Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en la malla de generación eléctrica de nuestro país. Para ello se desarrolla una aproximación al tema de Seguridad de Suministro Energético, y en particular, a Seguridad de Suministro Eléctrico (SSE), se establece un conjunto de indicadores cuantitativos que permiten apoyar la toma de decisiones de largo plazo para políticas públicas asociadas al tema y se evalúan dos escenarios de desarrollo eléctrico del Sistema Interconectado Central (SIC). Su motivación principal es la fragilidad de los sistemas eléctricos nacionales reflejado en, por ejemplo, el racionamiento de 1998-99 y la actual crisis de gas natural argentino. De la experiencia internacional se propone una definición de SSE para nuestro país que toma en cuenta la visión norteamericana y la europea respecto al tema. Además, los indicadores son definidos para responder a los conceptos de diversidad, almacenamiento, redundancia, centralización y riesgos económicos, fundamentales en el análisis del tema. Estos indicadores fueron aplicados a dos escenarios, el primero uno tendencial que continúa incrementando la capacidad instalada en gas natural importado desde Argentina, y el segundo uno alternativo que propone la entrada de ERNC en un 8-9% de la capacidad instalada del SIC para el año 2014. Las principales conclusiones de evaluar los indicadores en los dos escenarios propuestos son. Los indicadores de capacidad de respuesta del sistema gasífero argentino muestran que éste está en crisis debido, principalmente, a la falta de inversión. De mantenerse esta situación es esperable que los racionamientos de gas natural hacia nuestro país continúen en años siguientes. Por otra parte, los indicadores en su conjunto revelan que la entrada de ERNC hace descender los costos marginales de generación del sistema (precio de nudo de la energía) debido a que, en general, poseen costos de operación prácticamente nulos. Además los shocks de abastecimiento y el costo de falla agregado son menores. Por ello, ante un shock hidrológico negativo, un escenario con ERNC presenta en promedio un 1,49% menos de desabastecimiento y un ahorro potencial promedio anual de MMUS$ 108,64. Por otro lado con un shock de gas natural de un 35% el desabastecimiento eléctrico es un 0,48% menor en el escenario alternativo versus el tendencial con un ahorro potencial promedio anual de MMUS$ 38,59. Lo anterior, permite concluir que las ERNC ayudan a elevar la SSE, sin embargo, es importante destacar que su entrada debe ser acompañada de capacidad instalada en Fuentes de Energías Convencionales (FEC), debido a que las ERNC aún poseen menor capacidad de generación que estas últimas. Esta mayor seguridad no es gratis y requiere una importante inversión adicional, pues los potenciales beneficios de las ERNC son menores que los costos que implica llevar a cabo su entrada. Esta inversión adicional es de MMUS$ 408,86. Esto indica que un mayor nivel de SSE sólo será posible si tanto el Estado como los consumidores deciden “pagar” por ella.


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TABLA DE CONTENIDOS

1. Introducción y Objetivos del Trabajo de Titulo____________________________12 2. El Problema de la Seguridad de Suministro Eléctrico (SSE) _________________15

2.1 Definición del Problema ________________________________________________ 15 2.2 Revisión de la Literatura Internacional ____________________________________ 16 2.3 Seguridad de Suministro Energético para la UE ____________________________ 17

2.3.1 Antecedentes Generales ______________________________________________________ 19 2.3.2 Acciones pro Seguridad de Suministro ___________________________________________ 21

2.4 Seguridad de Suministro Energético para EE.UU ___________________________ 26 2.4.1 Antecedentes de corte Económico ______________________________________________ 26 2.4.2 Antecedentes de corte Técnico _________________________________________________ 28

2.5 Indicadores utilizados en el mundo_______________________________________ 32 3. El Sector Eléctrico Nacional __________________________________________ 35

3.1 Segmentos del Sector Eléctrico __________________________________________ 35 3.2 Sistemas Eléctricos Nacionales[]_________________________________________ 36 3.3 Las Instituciones Reguladoras___________________________________________ 38 3.4 Factores Relevantes del Mercado Eléctrico ________________________________ 40

3.4.1 Estructura Tarifaria Eléctrica[] _________________________________________________ 40 3.4.2 El Sistema de Precios de Generación y el manejo del Agua Embalsada[] __________________ 41 3.4.3 Precios y asignación de recursos en déficit ________________________________________ 47

4. ¿Qué se debe entender por Seguridad de Suministro Eléctrico (SSE) en Chile?_ 49 4.1 Situación actual de generación eléctrica en Chile____________________________ 49

4.1.1 La variabilidad hidrológica ____________________________________________________ 51 4.2 Situación actual del Gas Natural en Chile__________________________________ 53

4.2.1 Gasoductos de gas natural importado desde Argentina _______________________________ 56 4.2.2 Restricciones actuales de Gas Natural importado desde Argentina ______________________ 59

4.3 Situación actual del Gas Natural en Argentina______________________________ 61 4.4 Las Fuentes de Energía Renovables (FER) ________________________________ 70

4.4.1 Tecnologías en ERNC _______________________________________________________ 74 4.4.2 Las ERNC en Chile _________________________________________________________ 78

4.5 Visión bajo marco normativo actual en Chile _______________________________ 80 4.6 Propuesta de SSE para Chile ____________________________________________ 84 4.7 Proposición de Indicadores para Evaluar SSE en Chile_______________________ 84

4.7.1 Conceptos básicos sobre Indicadores ____________________________________________ 86 4.7.2 Sistemas de Indicadores ______________________________________________________ 88 4.7.3 Indicadores Propuestos_______________________________________________________ 90

4.8 Metodología de Medición para Indicadores Propuestos ______________________ 98 5. Escenarios de Desarrollo Energético a Evaluar ___________________________101

5.1 Métodos de gestión del riesgo en estrategias de planificación[]_______________ 101

Trabajo de Titulo - Indicadores de Seguridad de Suministro Eléctrico (SSE) en Chile

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5.2 Análisis de Escenarios v/s Selección Probabilística ________________________ 102 5.3 Apreciaciones comunes a ambos escenarios_______________________________ 102 5.4 Escenario Tendencial (Gas Natural) _____________________________________ 103 5.5 Escenario Alternativo de inclusión de ERNC en la malla de Generación Eléctrica 105

6. Evaluación de Indicadores para Escenarios en Estudio ____________________109 6.1 Evaluación de Indicadores comunes a ambos Escenarios ____________________111 6.2 Evaluación de Indicadores para Escenario Tendencial (Gas Natural)__________ 114 6.3 Evaluación de Indicadores para Escenario Alternativo de inclusión de ERNC __ 115

7. Evaluación Económica de Escenarios __________________________________117 7.1 Evaluación Económica para Escenario Tendencial (Gas Natural) ____________ 118 7.2 Evaluación Económica para Escenario Alternativo de inclusión de ERNC _____ 119 7.3 Análisis de Shocks evaluados ___________________________________________ 120

8. Conclusiones y Comentarios __________________________________________122 9. Anexos ____________________________________________________________126

9.1 Composición de Precios Finales a Consumidor ____________________________ 126 9.2 Precios Nudos Históricos de Energía y Potencia por Sistema Eléctrico ________ 127 9.3 Determinación del Precio Spot__________________________________________ 129 9.4 Características de Generación y Capacidad Eléctrica en Chile ________________ 130 9.5 Características Gasoductos entre Chile y Argentina_________________________ 133 9.6 Desempeños Gasoductos entre Chile y Argentina __________________________ 136 9.7 Características del Mercado del Gas Natural en Argentina (Reservas y Producción) 140 9.8 Características del Mercado del Gas Natural en Argentina (Capacidad de Transporte y Precios de Producción) _____________________________________________________ 144 9.9 Generación Eléctrica a través de ERNC en Chile __________________________ 146 9.10 Construcción de Indicadores ___________________________________________ 148 9.11 Plan de Obras preliminar del SIC _______________________________________ 152 9.12 Guía Nomenclatura utilizada en los distintos indicadores propuestos__________ 153

9.12.1 Generación Eléctrica por Tipo Combustible v/s Demanda___________________________ 153 9.12.2 Capacidad Instalada v/s Demanda Máx. _________________________________________ 154 9.12.3 Suministro de Gas por Origen v/s Demanda Total_________________________________ 155 9.12.4 Nivel de Inversión en Electricidad _____________________________________________ 156 9.12.5 Nivel de Inversión en Generación por Tipo de Combustible__________________________ 156 9.12.6 Nivel de Almacenamiento Promedio____________________________________________ 158 9.12.7 Nivel de Duración Promedio Almacenamiento ____________________________________ 159 9.12.8 Precio de Generación por Tipo de Combustible ___________________________________ 159 9.12.9 Nivel de Inversión en Gas según Origen_________________________________________ 159 9.12.10 Nivel de Reservas de Gas según Origen v/s Producción __________________________ 159 9.12.11 Capacidad de Respuesta Sistema Gasífero según Origen___________________________ 160 9.12.12 Cálculos de Shocks_______________________________________________________ 160


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9.13 Marco Conceptual para el Cálculo del Costo Social de Falla Medio____________ 161 9.13.1 Costo de Falla Residencial____________________________________________________ 161 9.13.2 Costo de Falla Sector Servicios ________________________________________________ 163 9.13.3 Costo de Falla Sector Industrial _______________________________________________ 163 9.13.4 Costo de Falla Medio del Sistema ______________________________________________ 164

Resultados Trabajo de Titulo____________________________________________165 Generación Eléctrica por Tipo Combustible v/s Demanda (Escenario Tendencial (SIC)) ___________ 168 Generación Eléctrica por Tipo Combustible v/s Demanda (Escenario Tendencial (SIC)) ___________ 169 Capacidad Instalada v/s Demanda Máx (Escenario Tendencial (SIC))__________________________ 170 Suministro de Gas por Origen v/s Demanda Total (Escenario Tendencial (SIC)) _________________ 171 Generación Eléctrica por Tipo Combustible v/s Demanda (Escenario Alternativo (SIC)) ___________ 172 Generación Eléctrica por Tipo Combustible v/s Demanda (Escenario Alternativo (SIC)) ___________ 173 Generación Eléctrica por Tipo Combustible v/s Demanda (Escenario Alternativo (SIC)) ___________ 174 Capacidad Instalada v/s Demanda Máx (Escenario Alternativo (SIC))__________________________ 175 Capacidad Instalada v/s Demanda Máx (Escenario Alternativo (SIC))__________________________ 176 Capacidad Instalada v/s Demanda Máx (Escenario Alternativo (SIC))__________________________ 177 Suministro de Gas por Origen v/s Demanda Total (Escenario Alternativo (SIC)) _________________ 178 Nivel de Almacenamiento Promedio (agua expresado en unidades de energía eléctrica)_____________ 179 Nivel de Almacenamiento Promedio (días) ______________________________________________ 180 Nivel de Duración Promedio Almacenamiento (días) ______________________________________ 181 Nivel de Reservas de Gas según Origen v/s Producción (solo cuencas argentinas de Neuquén y Noroeste)_______________________________________________________________________________ 183 Capacidad de Respuesta Sistema Gasífero según Origen (solo sistema gasífero argentino) ___________ 184 Precio Promedio de Generación de Sistema (precio de nudo de la energía en el SIC)_______________ 185 Nivel de Inversión en Generación por Tipo de Combustible (Escenario Tendencial (SIC), se ha agregado Costos de Operación) ______________________________________________________________ 186 Nivel de Inversión en Generación por Tipo de Combustible (Escenario Tendencial (SIC), se ha agregado Costos de Operación) ______________________________________________________________ 187 Nivel de Inversión en Generación por Tipo de Combustible (Escenario Alternativo (SIC), se ha agregado Costos de Operación) ______________________________________________________________ 188 Nivel de Inversión en Generación por Tipo de Combustible (Escenario Alternativo (SIC), se ha agregado Costos de Operación) ______________________________________________________________ 189 Nivel de Inversión en Generación por Tipo de Combustible (Escenario Alternativo (SIC), se ha agregado Costos de Operación) ______________________________________________________________ 190 Benchmark de Costos entre ambos escenario del SIC (Costos Escenario Alternativo - Costos Escenario Tendencial) ______________________________________________________________________ 191 Benchmark de Costos entre ambos escenario del SIC (Costos Escenario Alternativo - Costos Escenario Tendencial) ______________________________________________________________________ 192 Shock Hidrológico (Escenario Tendencial (SIC))__________________________________________ 194 Shock Hidrológico (Escenario Alternativo (SIC)) _________________________________________ 195 Shock Hidrológico (Escenario Alternativo (SIC)) _________________________________________ 196 Shock Gas Natural (Escenario Tendencial (SIC)) _________________________________________ 197 Shock Gas Natural (Escenario Alternativo (SIC)) _________________________________________ 198 Shock Gas Natural (Escenario Alternativo (SIC)) _________________________________________ 199 Benchmark Costo de Falla Social agregado entre ambos escenario del SIC (Escenario Tendencial - Escenario Alternativo)______________________________________________________________ 200

10. Bibliografía y Fuentes de Información ________________________________201


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GLOSARIO

1 BCM: 1000 Millones de m3 = 1000 MMm3

1 Millon: 1 MM

APEC: Asia Pacific Economic Commission CDEC: Centro de Despacho Económico y de Carga. Existe el CDEC-SIC y el CDEC-

SING

CDM: Clean Development Mechanism (under UNFCCC).

CIARE: Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética – Argentina

CHP: Abreviación en ingles para referirse a Co-Generación cuyas iniciales proviene de “Combined Heat and Power”.

CNE: Comisión Nacional de Energía

CP: Corto Plazo

DFL N° 1: Decreto con Fuerza de Ley N° 1

DOE: US Department Of Energy.

EE: Energía Eléctrica

EECC: Energías Convencionales

EPRI: Electric Power Research Institute

ERC: Energías Renovables Convencionales

ERNC: Energías Renovables No Convencionales

EUROSTAT: Oficina de Estadísticas de la Comisión Europea

FEC: Fuentes de Energía Convencionales

FER: Fuentes de Energía Renovables

FERC: Federal Energy Regulatory Commissión

GEI/GHG: Gases Efecto Invernadero/Greenhouse Gases


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GOL: Modelo de Programación Dinámica que optimiza el uso trimestral del agua del lago Laja y que fue utilizado por la CNE hasta Octubre de 1991 para el calculo del precio de nudo en el SIC, su sigla se debe a “Gestión Optima del Laja”

IEA: International Energy Agency

IPCC: Intergovernmental Panel on Climate Change

ISO: Organization International for Standarization

JESS: Joint Energy Security of Supply Working Group – Grupo dedicado al estudio de

SSE en el Reino Unido

KWh, MWh, GWh, TWh: Kilo Watt-Hora, Mega Watt-Hora, Giga Watt-Hora, Tera Watt-Hora. Unidades tipicas de EE

LOEE: Loss Of Energy Expectation

LOLE: Loss Of Load Expectation

LOLP: Loss Of Load Probability

LP: Largo Plazo

Mills/KWh: Unidad típica del costo de generación eléctrica, que quiere decir milésima

de US$ por KWh (equivalente a 0.001 US$/KWh), debido al hecho que parte importante de la generación eléctrica mundial, hoy en día, se realiza a través de combustibles importados como el gas natural, petróleo y carbón que regularmente expresan sus costos en US$/unidad física.

KVA, MVA: Kilo Volt-Ampere, Mega Volt-Ampere. Unidades de Potencia Eléctrica

KW, MW, GW: Kilo Watt, Mega Watt, Giga Watt. Unidades tipicas de Potencia

Eléctrica

NERC: North American Electric Reliability Council

NREL: US National Renewable Energy Laboratory

OCDE/OECD: Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico / Organisation for Economic Co-operation and Development

OMSIC: Modelo de Programación Dinámica que optimiza el uso mensual (por lo

tanto mas sofisticado y con mayor nivel de precisión que el modelo GOL) del agua del lago Laja y que es utilizado por el CDEC para sus funciones y por la CNE para el calculo del precio de nudo. Es el sucesor del GOL y esta en uso desde Octubre de 1991.


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ONG/NGO: Organización No Gubernamental/ Non-Governmental Organisation

OPEP/OPEC: Organización de Países Exportadores de Petróleo / Organization of Petroleum Exporting Countries

OSE2000: Modelo Multinodal-Multiembalse que optimiza el desempeño mensual de

los sistemas eléctricos SIC y SING considerando la topología de ambos, y que es utilizado por la CNE para el calculo de los “Factores de Penalización” asociados a la transmisión de electricidad.

PNUD/UNDP: Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo / United

Nations Development Programme

RAEL: Renewable and Appropriate Energy Laboratory (University of California, Berkeley)

SE: Seguridad de Energía

SEC: Superintendencia de Electricidad y Combustibles

SEP: Sistemas Eléctricos de Potencia

SIC: Sistema Interconectado Central

SING: Sistema Interconectado del Norte Grande

SS: Seguridad de Suministro

SSE: Seguridad de Suministro Eléctrico

Toe: Tonnes of Oil Equivalent / Toneladas Oquivalentes de Petróleo (Mtoe: Million

Toe)

UE: Unión Europea

UNEP: United Nations Environment Programme

UNFCCC: United Nations Framework Convention on Climate Change


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1. INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS DEL TRABAJO DE TITULO La idea central de este Trabajo de Titulo es entregar una primera aproximación al tema de Seguridad de Sumnistro1 (SS) en nuestro país, tomando como base la literatura mundial y desarrollo actual de este concepto en el mundo. Su motivación principal es la continua fragilidad demostrada por los sistemas eléctricos nacionales para reaccionar frente a cualquier pequeña perturbación que sufra el mercado que lo sustenta y como la posibilidad de no contar con suministro de electricidad produce una perdida social, que afecta a los consumidores finales que no pueden desempeñar sus labores habituales, sino que también a los sectores productivos que deben disminuir su producción, lo que en definitiva afecta la competitividad del país en el concierto de un mundo cada vez más globalizado. Algunos otros puntos de justificación son.

Racionamiento Eléctrico de 1998-99: Los costos sociales producidos por el racionamiento eléctrico sufrido por el país fueron el primer llamado de aviso que puso de manifiesto la fragilidad con que funcionaba el sistema eléctrico nacional.

Actual Problema de Racionamiento del Gas Natural Argentino: La actual

incertidumbre introducida al mercado nacional por los recortes de gas natural argentino a traído nuevamente a la palestra pública lo reducida de la matriz energética nacional.

Creciente Dependencia del Gas Natural: Desde la firma en 1995 de los acuerdos de

importación de gas natural desde Argentina, la generación eléctrica por medio de este energético ha crecido aceleradamente. En 1999 la generación eléctrica con gas natural era de un 17,4% y solo tres años después (2002) dicho porcentaje alcanzaba al 27,5%.

Producción Eléctrica con Energías Limpias y fin de la Dependencia

Energética: Chile ha firmado y comprometido su apoyo en distintos foros y cumbres internacionales2, incluyendo el protocolo de Kyoto, para desarrollar políticas que ayuden a la preservación del medio ambiente. Sin embargo, ha habido muy pocas propuestas concretas que estén en línea con esto. En el caso del sector eléctrico solo puede mencionarse el “Plan de Electrificación Rural” impulsado por la CNE y por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), que ha tenido un avance incipiente y la Ley N° 19.657 sobre “Concesiones de Energía Geotérmica”, que establece un marco de regulación y promueve la participación de privados en la exploración y uso de este tipo de energía, que tampoco ha causado los efectos esperados.

Por otro lado, la generación eléctrica a través de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) ha comenzado a ser explorada como una alternativa viable de solución al

1 En particular al tema de SSE. 2 En el siguiente link de CONAMA pueden verse todos los convenios y acuerdos internacionales de índole ambiental que Chile ha suscrito. - http://www.conama.cl/portal/1255/propertyvalue-11828.html


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problema de la creciente dependencia de combustible fósiles, tanto por EE.UU y principalmente por la Unión Europea (UE).

Nulo Desarrollo acerca del Tema en el País: A pesar de que este tema está muy de moda por estos días, debido principalmente a los puntos anteriormente expuestos, se ha podido comprobar3 que existe nula investigación acerca de él en el país, dejando en manos del mercado el asegurar un adecuado servicio de energía eléctrica, que introduce este concepto solo en el “Precio de Nudo por Potencia” (veáse la sub-sección 3.4.1), que asegura un pago extra a las generadoras que inyecten EE en las horas en que se produce la máxima demanda.

El Objetivo General que persigue el presente Trabajo de Titulo es proponer, desarrollar y evaluar, en una primera instancia, un conjunto de indicadores que apoyen la toma de decisiones de LP para políticas públicas asociadas a SSE en nuestro país, que se conviertan en punto de partida para realizar una evaluación técnico-económica de SSE más acabada. En virtud de lo anterior son también objetivos los siguientes puntos.

Realizar una descripción acerca del “Estado del Arte” con respecto a este tema en el mundo.

Con base en los indicadores propuestos, evaluar, en una primera instancia, SSE para dos

escenarios energéticos desarrollados en el SIC.

• Escenario Tendencial (Gas Natural): Propone medir los indicadores diseñados para el escenario energético nacional que viene desarrollando el país desde que se importa gas natural desde Argentina.

• Escenario Alternativo con ERNC: Medición de los indicadores en un escenario de

introducción de ERNC en algún porcentaje justificado a la matriz energética de generación eléctrica. Esto como alternativa de solución de LP al problema de SSE para el país, terminando con la actual dependencia contraída con Argentina, y otros proveedores de energía externos.

Los resultados concretos se derivan los objetivos anteriormente expuestos y pueden ser divididos en los siguientes puntos.

Una extensa revisión de la literatura internacional con respecto al tema de SS Energético.

Un conjunto de indicadores que permiten tener una primera visión del grado de SSE que

posee nuestro país.

• Especificando claramente cual es el marco teórico en que se basa su definición.

3 Se hizo una búsqueda en la CNE, la Universidad de Chile y la P. Universidad Católica de Chile y no se encontró trabajos que traten específicamente el tema.


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• Detallando su forma, procedimiento de evaluación y representación gráfica.

• Indicando fuentes de información que permitan medirlos.

Resultados de la evaluación de los indicadores de SSE en los dos escenarios propuestos.

Costos y Beneficios económicos que se derivan de los dos escenarios propuestos. El concepto de SSE es bastante amplio y ha tenido un bajísimo desarrollo en el país. Tomando esto en consideración, los alcances del presente trabajo pueden resumirse en.

Ser un primer acercamiento a este complejo tema, por lo tanto centrará sus esfuerzos en el estudio del problema, en el desarrollo de indicadores de SSE y en testeo de estos mediante la evaluación de dos escenarios de generación eléctrica.

Convertirse en punto de partida y material de apoyo para futuros trabajos de

investigación y de titulo en el tema. En ningún caso dar por agotado o cerrado el tema, pues la SSE de un país debería estar

compuesta por un conjunto de iniciativas que no solo incumben alternativas técnicas sino que también económicas y políticas.


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2. EL PROBLEMA DE LA SEGURIDAD DE SUMINISTRO ELÉCTRICO

(SSE)

2.1 Definición del Problema El concepto de Seguridad Energética o Seguridad de Energía (SE)4 es un tema en permanente análisis y debate, tanto a nivel estratégico como a nivel operacional desde hace más de tres décadas. En un comienzo la discusión provino de la escasez relativa de petróleo tras las alzas en el precio decretadas por la OPEC en 1973. Este fenómeno, generó una gran discusión a nivel de países y conglomerados de países, en especial la UE y los Estados Unidos (EE.UU), la que derivó en una política explícita para el uso eficiente de los recursos. Por su parte, la discusión respecto de la Seguridad de Suministro Eléctrico (SSE) se origina en gran medida en EE.UU. luego del black-out de Nueva York en 1965. Este episodio contribuyó a generar conciencia sobre la fragilidad de los sistemas eléctricos y de sus posibles fallas potenciales. En el caso de EE.UU. este evento llevó al fortalecimiento del NERC (North American Energy Reliability Council), entidad abocada al desarrollo de normas y políticas tendientes a mantener la confiabilidad de los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP). Cabe señalar que los black-out de 1977 y 2003, también ocurridos en la costa Este de EE.UU, así como los cortes de energía en California durante el 2001, y en Europa el 2003, han mantenido vigente el debate respecto de la SSE. Lovins y Lovins (1982) en su conocido libro “Brittle Power”[1], describen el porqué y cómo pueden fallar los sistemas que distribuyen energía. Según estos autores estas razones se pueden clasificar en.

Eventos o Catástrofes Naturales: terremotos, sequías, nevadas anormales, etc.

Acciones Deliberadas: atentados terroristas, sabotaje industrial, colusión oligopólica

que disminuye la oferta, huelgas, etc.

Errores: fallas humanas, fallas en los sistemas, etc.

Interrupciones de Comunicaciones, Comando y Control: fallas en los sistemas de comunicaciones, fallas en los programas de coordinación, etc.

Cada una de las fallas descritas anteriormente puede provocar interrupciones en el suministro de energía, generando perjuicios a la sociedad y la economía. Los daños provienen tanto de disminuciones en la producción de los sectores económicos, como de los consumidores que no pueden abastecerse de la energía necesaria para realizar sus actividades cotidianas. La forma que toman los sistemas energéticos determina el grado de vulnerabilidad frente a las fallas descritas anteriormente. La decisión de los atributos que valora la 4 Es importante poner de manifiesto inmediatamente, que el concepto de SE es amplio y envuelve a todos los tipos de energía, por lo tanto lógicamente, involucra al concepto de SSE.


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sociedad (bajo costo, confiabilidad, baja tasa de fallas, poca dependencia, etc.), debiera determinar en última instancia las características del sistema. Sin embargo, un diseño basado en decisiones de mercado privadas tiene una lógica que no necesariamente se hace cargo de estos atributos. Por otra parte el mercado de la energía es bastante más complejo que otros mercados de bienes y servicios. En este caso, la oferta de energía está estrechamente relacionada con decisiones de mediano y LP, sobre todo cuando se trata de la Energía Eléctrica (EE). Asimismo se sabe que el mercado de la energía carece en muchas ocasiones de ser un mercado competitivo, ya sea por colusión entre los productores (Ej.: OPEC), o bien por economías de escala intrínsecas del negocio (Ej.: los Segmentos de Transmisión y Distribución eléctrica, no así el segmento de Generación). Bajo este prisma el concepto de Seguridad de Suministro (SS) debe ser analizado con mayor detalle. En el caso de la SSE, que es el foco principal de este trabajo de titulo, cabe señalar que este tema es escasamente incorporado en las decisiones de inversión en forma explícita. Según Helm[2], SSE debería entenderse como “la seguridad de obtener energía (eléctrica) a un nivel de precios que los consumidores estén dispuestos a pagar”. Por otra parte y desde una perspectiva netamente técnica, el problema de SSE se aborda en forma integral, según Helm, al responder a las siguientes interrogantes.

1. ¿Existen suficientes incentivos para generar un portafolio o cartera de contratos

de suministro, con suficientes plantas generadoras, y futuras construcciones? 2. ¿Serán construidas las redes (Ej.: transmisión eléctrica y gasoductos) necesarias

con un margen de capacidad de transmisión suficiente?

3. ¿Habrá suficiente diversidad de combustibles? De los párrafos anteriores se desprende que el concepto de SSE atraviesa varias esferas del quehacer de un país, como por ejemplo, los ámbitos sociales, económicos y políticos. La siguiente sección presenta como ha sido abordado el problema en distintos lugares del mundo, principalmente la UE y los EE.UU.

2.2 Revisión de la Literatura Internacional El tema de SSE, tal como se dijo en la sección anterior, ha sido abordado por diversos estudios de instituciones, países e investigadores. Los avances más importantes, en este ámbito, provienen de dos de los más grandes conglomerados económicos que componen el mundo occidental moderno de hoy, es decir, los EE.UU y la UE. No obstante las visiones que cada uno de estos conglomerados ha dado a su estudio han sido diametralmente opuestas. Mientras los EE.UU ha optado por manejar la oferta energética, principalmente a través de sus intervenciones internacionales sobre países productores de combustibles fósiles, como por


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ejemplo Irak, en estos tiempos, y Kuwait durante la Guerra del Golfo en 1991, sus reservas estratégicas de barriles de petróleo, de las cuales hace uso para manejar los precios internacionales cuando éstos se incrementan en forma importante o comienzan a fluctuar, y por último y en menor grado a través del desarrollo de ERNC, la UE se ha aventurado a tratar de manejar la demanda energética primero en su región, impulsando fuertemente el ahorro en el uso de energía y por otro lado el desarrollo de ERNC como una forma de diversificar su matriz de suministro energético[3]. En un segundo plano está el conglomerado económico que más fuertemente influye sobre Chile, la APEC, que ha optado por una posición más pasiva, dedicando esfuerzos a la recolección y estructuración de información sobre estos temas pero sin tomar ninguna decisión que guíe las políticas de los estados que la componen5.

Una primera definición de SS es extraída del 1er. informe del JESS (Joint Energy Security of Supply Working Group del Reino Unido) del año 2002[4]. Se entiende por SS6 a la inseguridad de no contar con suministro de energía, que puede desestabilizar la marcha de la economía y el bienestar social de un país, por ejemplo, a través de interrupciones de suministro y/o grandes aumentos de los precios de abastecimiento no esperados en el CP (JESS, 2002). Además debe tenerse en cuenta que no hay forma ni fuente de suministro que ofrezca absoluta seguridad, por lo tanto mejorar la SS significa reducir la probabilidad de repentinas interrupciones y tener planes de contingencia para limitar el impacto de cualquier hecho que ocurra. Por último, es importante tener en cuenta, que en lo que respecta netamente a SSE y su confiabilidad, su principal problema radica en la ínfima capacidad de almacenamiento que caracteriza a la energía eléctrica.

A continuación se exponen con mayor detalle las perspectivas adoptadas sobre el tema por la UE y los EE.UU.

2.3 Seguridad de Suministro Energético para la UE Numerosos países de Europa hace mucho tiempo que vienen trabajando el tema, algunos de ellos son: El Reino Unido, Alemania, los Países Bajos y otros. No obstante, y luego de la firma del Protocolo de Kyoto el asunto comenzó a ser tratado a nivel regional por la UE. Así comenzó un trabajo que ha llevado el estudio de este asunto, más allá del solo hecho de la Seguridad de Suministro Energético y que ha desarrollado toda una estrategia que le permitirá a la región disminuir la dependencia energética de los combustibles fósiles, principales fuentes de emisión a la atmósfera de gases efecto invernadero (GHG), principalmente a través de un control de la demanda energética de estos combustibles, gracias a una fuerte promoción del uso de ERNC.

5 Es importante dejar en claro que esta posición excluye el trabajo hecho por los EE.UU y Japón que si han desarrollado el tema. 6 Notar que esta es una definición amplia del concepto, por lo tanto incluye al de SSE.


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Grafico 1: Producción de energía por tipo de combustible en la UE en el año 1998 – Fuente: Eurostat 2001.

El propósito final de la política de la UE sobre Seguridad de Suministro Energético es garantizar, la disponibilidad inmediata y a LP de una variada gama de productos energéticos a un precio al alcance de todos los consumidores (domésticos, servicios e industriales) y cumplir al mismo tiempo exigencias de conservación del medio ambiente[5]. Otros objetivos específicos son[6].

Cumplir con los objetivos pactados en el protocolo de Kyoto (reducir las emisiones de CO2 del la región en un 8% entre el 2008 y el 2012, comparado con 1990).

Doblar la participación de las FER7 en la generación de energía en la región.

(desde un 6%8 en 1998, a un 12% en el 2010). Solo para este objetivo la Comisión Europea estima que se invertirán €$165 billones entre 1997 y 2010. En particular el incremento que se proyecta para la generación eléctrica a través de FER es desde un 14% en 1998 a un 24% en 2010, y ya se proyecta que este será el objetivo más complicado de alcanzar, debido a que la hidroelectricidad, que actualmente representa 1/3 de toda la producción eléctrica a través de FER, posee prácticamente nulas posibilidades de expansión por falta de sitios para desarrollar este tipo de proyectos en la región9.

Mejorar la eficiencia energética (incrementarla en un 18% al año 2010, comparado con

1995).

7 Notar que FER incluye tanto ERC (como la hidroelectricidad de gran escala), como las ERNC (como hidroelectricidad de pequeña escala, eólica, etc.). 8 Donde un 2% corresponde a hidroelectricidad. 9 Esta traba no afecta a los proyectos hidrológicos de pequeña escala, que si poseen potencial de desarrollo debido a su bajo impacto ambiental.


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Mantener un nivel adecuado de SS.

Las herramientas que ha desarrollado la UE para alcanzar los objetivos expuestos son los siguientes.

Libro Blanco sobre Políticas de Energías. Libro Blanco sobre ERNC y Plan de Acción. Libro Verde sobre Seguridad de Suministro. Un bosquejo de Directrices a seguir. Diversos programas de apoyo.

Cabe señalar que para lograr estos objetivos la UE se basa en cinco principios fundamentales. Los dos primeros son los de reciprocidad y subsidiariedad los que sirven de guía fundamental para establecer derechos y obligaciones entre los países miembros. El principio de reciprocidad se refiere a un quid pro quo, que significa, hacer corresponder la acción de uno a la acción del otro, es decir, dos o más países o sistemas tienen que contribuir lo más equitativamente posible en el trabajo común y beneficiarse lo mejor posible de dicha colaboración. Por su parte, el principio de subsidiariedad es un principio regulador del mercado y de las funciones estatales, según el cual son los estados miembros los que determinan los detalles de cómo llevar a cabo una directiva o meta definida en forma conjunta. Lo anterior explica las formas de articulación diferentes que han desarrollado los distintos países miembros de la UE para alcanzar los objetivos antes señalados. Los tres últimos son los de:

Eficiencia: Que se preocupa de desarrollar las tecnologías energéticas de manera de hacerlas más eficaces, más económicas y menos contaminantes.

Competitividad: Que se preocupa de que no hayan discriminaciones, con respecto, a

los distintos tipos de energía, es decir, se preocupa de desarrollar todas las medidas (políticas, económicas y sociales) con el fin de que todos los tipos de energía tengan igualdad de oportunidades para competir y desarrollarse en los mercados energéticos de la región.

Seguridad de Suministro: Preocuparse de los dos conceptos anteriores, manteniendo

siempre una adecuada confiabilidad en los sistemas eléctricos, pues como se argumento anteriormente, muchas veces el mercado, por si solo, no se hace cargo de estos asuntos.

2.3.1 Antecedentes Generales La SS no trata de aumentar al máximo la autosuficiencia de energía o minimizar al máximo la dependencia energética, pero si tiene la intención de reducir los riesgos vinculados a tal dependencia. El principal objetivo perseguido, es el balance y diversificación de varias fuentes de suministro (por producto y por región geográfica).


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Lo anterior nos indica que el concepto de SS no puede ser entendido como una simple disminución de la dependencia de las importaciones de combustible, sino que ésta exige una serie de iniciativas políticas y económicas que permitan entre otras cosas, una diversificación de fuentes y tecnologías (Comisión Europea 2000, 2002). De cara a los próximos 20 a 30 años el Libro Verde sobre SS[7] puso de manifiesto las debilidades estructurales y de dependencia del abastecimiento energético de la UE y al igual que en EE.UU, luego de los atentados del 11 de Septiembre del 2001, sembró la necesidad de integrar al concepto de Seguridad de Abastecimiento los asuntos relacionados con seguridad de las instalaciones. Hasta hace algunos años, 4/5 partes del consumo total de energía utilizada por la UE provenían de combustibles fósiles, del que se importaban las 2/3 partes. La dependencia energética de la región podría llegar al 70% el año 2030 si es que no se pone en acción la estrategia energética, antes descrita. Además, este libro, denuncia que el sector más dependiente de todos es el de transporte, que basa casi totalmente su suministro en petróleo.

Grafico 2: Proyección del nivel de dependencia energética de la UE – Fuente: Libro Verde sobre SS.

Como una forma de orientar debate el Libro Verde sobre SS planteó 13 preguntas que fueron objeto de numerosas repuestas por parte de instituciones de investigación y estados miembros de la UE. De acuerdo a este estudio, las amenazas que debe enfrentar la Seguridad de Suministro Energético en la región se pueden clasificar en 4 grupos, que a continuación se exponen.

Riesgos Físicos: Debido a la gran dependencia actual que experimenta la región, es posible, por tanto, que se produzca una ruptura física a CP o una interrupción a LP o incluso permanente del suministro de una o varias fuentes de energía, o de uno o


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varios combustibles procedentes de una sola región geográfica. Esto puede ser el resultado de una huelga, una crisis geopolítica o incluso un desastre natural.

Riesgos Económicos: Debido al ya argumentado poco control sobre la demanda,

Europa es propensa a cambios en los precios mundiales de la energía. Tanto así que solo el petróleo y gas representan más del 60% del consumo residencial y de sectores terciarios de energía. A modo de ejemplo, el incremento de los precios de petróleo del año 1999 le produjo a la UE un gasto extra de €$22,7 millones, entre Enero y Mayo del año 2000. Hay que notar que estos riesgos también podrían provenir de crisis económicas que estuviesen experimentando los proveedores de energía.

Riesgos Sociales: La inestabilidad de proveedores y precios puede causar grandes

alteraciones sociales. Hasta el año 2000 en la UE el petróleo era vital para el funcionamiento de algunas industrias como la del pan. Igualmente es bien sabido que cualquier interrupción de energía generará demanda y conflictos sociales. Además no puede olvidarse que los dos primeros conflictos del petróleo ayudaron, en parte, al desencadenamiento de las crisis económicas posteriores en gran parte del mundo. También estos riesgos están presentes en los países proveedores donde una crisis política/social podría causar la interrupción de suministro energético.

Riesgos Medioambientales: Por último, las presiones medioambientales están

empezando a afectar la producción y el consumo de energía y, en última instancia, a las decisiones de abastecimiento energético.

2.3.2 Acciones pro Seguridad de Suministro Tal como se expuso anteriormente, el Libro Verde plantea una estrategia basada en un control de la demanda, principalmente debido al hecho del poco manejo que posee la región sobre la oferta. En este ámbito la Comisión Europea ha desarrollado propuestas de carácter reglamentarias, como por ejemplo la directiva adoptada el año 2001 sobre la producción de electricidad mediante ERNC y las medidas de acompañamiento para facilitar su penetración, la directiva sobre ahorro energético en los edificios, que representan el 40% de la energía consumida por la UE o las propuestas reglamentarias y fiscales para la promoción de los “biocarburantes” los cuales se pretende que en el año 2020 hayan sustituido en un 20% a los carburantes diesel para trasporte en carretera. Además la UE pone de manifestó lo importante que es incrementar la eficiencia en el uso energético, cosa que no es prioridad hoy en las industrias privadas, por lo tanto deben crearse incentivos y promociones que estimulen en la población e industrias el uso de productos eficientes desde el punto de vista energético.


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Grafico 3: Nivel de producción de energía a través de Fuentes Renovables en la UE en el año 1998 – Fuente: Eurostat 2001.

La UE plantea también en su Libro Verde la posibilidad de establecer, al igual que lo ha hecho EE.UU., reservas estratégicas de petróleo como una forma de mitigar las erráticas fluctuaciones de precio que sufre este combustible. La misma inquietud es planteada con el gas. En este contexto, y para que el establecimiento de reservas tenga éxito la UE debe reforzar el diálogo con los países productores de combustibles fósiles y éste debe mantenerse independiente de la coyuntura internacional y fluctuaciones de precio. En otro contexto el Libro Verde plantea que el sistema de “Certificados de Emisión” propuesto por la Comisión Europea debe entrar en vigencia rápidamente. Además el comercio intracomunitario de electricidad debe desarrollarse aún mas, tanto en infraestructura de transporte como en niveles de competencia entre proveedores, como una forma de incrementar la SS entre los países miembros a LP. En este sentido, la Comisión ha propuesto un plan europeo de desarrollo de infraestructuras de gas y electricidad. De una manera general el Consejo Europeo ha dado un paso decisivo hacia la realización de un mercado interno de energía, al decidir garantizar a todos los consumidores industriales la libre elección del proveedor de gas y electricidad a partir del año 2004. Hoy en día la Energía Nuclear produce el 35% de la generación eléctrica de la región, y junto con las ERNC, que generan aproximadamente el 15% de la energía eléctrica10, son las únicas que evitan la emisión de gases efecto invernadero (GHG). Concisamente la Energía Nuclear permite evitar más de 300 millones de toneladas de CO2 que de otra forma serían emitidas a la atmósfera. No obstante muchos países de la región han optado por la desaparición progresiva de la Energía Nuclear como fuente de suministro, principalmente debido a dos causas. El alto peligro que trae consigo su operación para la población (Ej.: Chernobyl, 26 Abril 1986) y en 2do. lugar el problema que conlleva el desperdicio energético radioactivo.

10 Este valor incluye la generación hidroeléctrica de gran escala.


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Tabla 1: Nivel de generación de Electricidad a través de Fuentes Renovables en la UE en el año 1998 – Fuente: Eurostat 2001.

La demanda creciente de la importación de gas natural en Europa confirmará la necesidad de estrechar lazos políticos y físicos sólidos con el norte de África y Rusia, y aumentará el interés por la creación de una red adecuada de gasoductos con Oriente Medio y Asia Central. Es probable que la ampliación confirme las tendencias del mercado del gas y que aumente la dependencia de la UE frente a las vastas reservas de Rusia. Al igual que en otros sectores energéticos, la diversificación de las fuentes de abastecimiento (por ejemplo con 3ros. proveedores) será una prioridad política.


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Grafico 4: Proyección del nivel de consumo de gas natural en la UE, en millones de toe – Fuente: Libro Verde sobre SS.

En cuanto a los combustibles sólidos la UE argumenta que el carbón es interesante debido a las altas reservas que posee la región y el resto del mundo. No obstante su consumo ha disminuido debido a su alta polución atmosférica, a pesar de ello, a través del desarrollo de nuevas tecnologías a LP que permitan reducir los costes de extracción y emisión se pretende incentivar nuevamente su utilización, además éste no puede ser descartado totalmente como parte de la generación eléctrica ya que ayuda a la diversidad energética y por lo tanto aumenta la SS.

Grafico 5: Nivel de participación de las Fuentes Renovables en la producción de electricidad de la UE en el año 1998 – Fuente: Eurostat 2001.


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Las ERNC revisten interés para el abastecimiento energético por razones medioambientales y geopolíticas. En teoría, la energía renovable puede proporcionar un abastecimiento seguro, no contaminante y asequible recurriendo a fuentes autóctonas sin riesgo de ruptura o agotamiento de reservas. Sin embargo, uno de sus principales obstáculos, además de las dificultades técnicas11, es el elevado costo de las tecnologías en comparación con las de combustibles fósiles. De ahí la necesidad de aplicar incentivos financieros adecuados para promocionarlas. Otro obstáculo lo constituye la exclusión de los costos externos en el precio de los combustibles fósiles, debido al daño que produce para el medioambiente y la sociedad su la utilización, junto con todo un legado de subvenciones a favor de las energías convencionales (incluso la energía nuclear), que crea un mercado distorsionado en detrimento de las ERNC. El desarrollo total de las ERNC, puede desempeñar un papel muy importante en la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero en la producción de electricidad. No obstante, para ello será preciso introducir rápidamente medidas especiales, incentivos económicos y una campaña enérgica de marketing. A pesar de todo lo anterior, no ha tenido mucha aceptación la proposición de que sean las energías convencionales quienes financien estos incentivos y campañas. La visión clásica de SS apunta a incrementar las posibilidades de suministro. Sin embargo, hay estudios que muestran que sólo una política basada en el control de la demanda puede dar las bases para una apropiada política de seguridad energética. Finalmente se describen las políticas específicas que está desarrollando la UE con el fin de aumentar su SS energética.

Consumación de un Mercado Interno: Para fortalecer el mercado interno de gas y electricidad entre los operadores de energía, además de la introducción de nuevos poderes regulatorios. El propósito de estas políticas deber ser que tanto proveedores como demandantes de energía animen a los operadores de energía a ampliar las opciones energéticas que éste les entrega.

Impuestos de Energía: En un mercado abierto los impuestos son, aún, los más

flexibles y efectivos instrumentos para lograr que los generadores y consumidores cambien su conducta12. La puesta en vigencia de algún impuesto buscará eliminar la distorsión entre productores de energía (de distintos tipos: petróleo, gas, ERNC, etc.), incrementar el ahorro energético y encaminar hacia la internalización del daño provocado al medioambiente por los combustibles fósiles.

Esquemas de Ahorros de Energía: La Comisión Europea deberá dar vida a un plan

comunitario de ahorro de energía, mejorando la eficiencia de su utilización de acuerdo a una priorización de sectores. Los esfuerzos serán focalizados hacia: ahorro de energía en edificios, mejora de la eficiencia de combustibles, desarrollo de vehículos eléctricos e híbridos y desarrollo de medidas que deben ser seguidas para apoyar el uso de combustibles sustitutos como los biocombustibles.

11 Debido a que muchas aún están en un periodo de maduración. 12 Notar que esta es la visión europea de este asunto, pues los EE.UU para nada comparten esta apreciación.


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Diseminación de Nueva Tecnología: Los esfuerzos hechos por varios programas de desarrollo de nuevas tecnologías deben preocuparse también de diseminar ampliamente sus resultados con el fin de asegurar que estos serán asimilados por la sociedad y rápidamente utilizados.

2.4 Seguridad de Suministro Energético para EE.UU El concepto de Seguridad de Suministro de Energía ha tenido dos vetas fundamentales de desarrollo en EE.UU, una económica comercial, que apunta y se preocupa de todos aquellos aspectos que permitan asegurar la libre competencia y desarrollo de los mercados energéticos13, muy parecido al principio de competitividad utilizado por la UE, y la segunda, una veta eminentemente técnica que se preocupa de todos aquellos aspectos tecnológicos con una fuerte componente basada, en la protección de ataques terroristas, este concepto en sus componentes de desarrollo técnico se parece al principio de eficiencia desarrollado por la UE. En esta sección se revisan las características más sobresalientes de cada uno de estos dos enfoques.

2.4.1 Antecedentes de corte Económico En la última década el escenario del sector eléctrico ha tenido cambios fundamentales trasformándose en un mercado cada vez más competitivo, hoy en día 24 estados, que juntos concentran más la mitad de la población norteamericana, más el distrito de Columbia han establecido legislaciones o han abierto sus mercados a la libre competencia, además, a partir de Julio del 2000 cinco estados ofrecen electricidad generada a partir de ERNC en forma competitiva[8]. Estos cambios han despertado una nueva interrogante. ¿Los consumidores de electricidad tendrán los tradicionales niveles de confiabilidad con este nuevo enfoque? Esta pregunta ha comenzado ha ser respondida y abordada por distintos esfuerzos e investigaciones del país del norte. Uno de los más importantes de estos esfuerzos fue el realizado por la Secretaría de Energía dependiente del Departamento de Energía de los EE.UU en 1997 y que dio fruto al informe “Maintaining Reliability in a Competitive U.S. Electricity Industry” en 1998[9].

13 Era de esperarse, pues EE.UU no puede renunciar a ser el país de las oportunidades y la cuna del libre mercado.


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Figura 1: Estados norteamericanos con mercados eléctricos competitivos y estados que poseen oferta de electricidad generada con ERNC.

La composición tradicional del sistema eléctrico norteamericano y mundial era la de una industria totalmente vertical en donde cada uno de sus segmentos (generación, transmisión y distribución) era fuertemente regulado. Hoy en día, debido a una combinación de fuerzas técnicas, económicas, regulatorias y políticas, el enfoque anterior ha sido desechado para dar paso a uno mucho más diversificado en donde por ejemplo los segmentos de generación y distribución son competitivos. A continuación se exponen una figura que muestra el cambio del sector.


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Diagrama 1: Reestructuración de la Industria de la Electricidad – Fuente: [9].

La necesidad de obtener confiabilidad en un mercado competitivo es importante debido a lo menos por cinco factores.

1. La electricidad es vital para la sociedad moderna, tanto para los hogares como para los negocios.

2. La “Federal Energy Regulatory Commission” (FERC) hace tiempo que viene

desarrollando esfuerzos por lograr crear un mercado competitivo de energía, que permita proveer acceso no discriminatorio a las redes de los sistemas eléctricos.

3. El sustancial cambio en el sector eléctrico, traerá consigo un significativo incremento

de la complejidad del funcionamiento de los SEP en EE.UU.

4. Existe una creciente presión porque los operadores de sistemas eléctricos no favorezcan a algunos participantes sobre otros, pues, este tipo de acciones puede tener efectos financieros potencialmente altos sobre el resto de los participantes.

5. Debido a las distintas presiones de mercado muchos de los participantes en el

mercado eléctrico podrían olvidar, en alguna manera, los niveles aceptables de confiabilidad exigidos.

2.4.2 Antecedentes de corte Técnico La idea moderna de seguridad de energía, para EE.UU, surgió en el siglo XIX cuando el armamento de guerra, como barcos y trenes, comenzó a requerir grandes cantidades de


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combustible. Hoy en día el término de seguridad energética y suministro de combustible están implícitamente relacionados.

Se ha escrito bastante literatura sobre este tema desde los tiempos de la Guerra Fría, pero dos de los más sobresalientes reportes son “Energy, Vulnerability, and War”[10], que entrega un análisis de la infraestructura energética y los efectos sobre esta de un ataque nuclear, también trata los temas de eficiencia energética, almacenamiento y ERNC. El segundo reporte es, tal como se dijo argumentó en la sección 2.1, “Brittle Power” por Amory y Hunter Lovins (1982) que muestra que la verdadera raíz del problema de vulnerabilidad energética de los EE.UU, desde el punto de vista puramente militar y técnico, está en lo centralizada de su infraestructura energética. Además este reporte pone de manifiesto los beneficios de eficiencia y seguridad que podría traer el uso de ERNC a pequeña escala como fuente de descentralización de suministro energético. Desde el punto de vista netamente técnico, para EE.UU, el concepto de "Energy Security" ó “Security of Supply” (Seguridad de Suministro Energético) está conformado por dos términos fundamentales, el de confiabilidad (reliability), y uno complementario al anterior llamado “Critical Infrastructure Protection” (CIP), estos dos términos constan de una serie de conceptos trascendentales e integrados y de análisis indivisible que serán expuestos más abajo. La confiabilidad de un sistema eléctrico es definida por el NERC como “el grado por el cual el desempeño de los elementos de un sistema (eléctrico) están siendo entregados a los consumidores dentro de estándares aceptados y en una cantidad deseada”. Esta definición a su vez envuelve dos conceptos más, el de suficiencia (adequacy) y el de seguridad (security). Suficiencia es definida por el NERC como “la habilidad de un sistema para suministrar energía eléctrica en forma agregada para todos los consumidores durante todo el tiempo”, que se preocupa de cómo los sistemas eléctricos son capaces de hacerse cargo de la demanda en un contexto de LP, y seguridad se define, por el mismo NERC, como “la habilidad de un sistema para resistir perturbaciones inesperadas”, que se preocupa de cómo los sistemas eléctricos se hacen cargo de aspectos y problemas operacionales de CP. Por su parte, al CIP le corresponde salvaguardar toda la infraestructura clave de los EE.UU. (sistemas de energía o redes, comunicaciones, banca, carreteras, etc.) de posibles ataques de cualquier tipo, pero hoy en día, desde el termino de la “Guerra Fría” y tomando en cuenta los ataques del 11 de septiembre del 2001 al World Trade Center en Nueva York y al edificio del Pentágono en Washington, esto se ha centrado principalmente en la posibilidad de ataques terroristas. Las fuentes de suministro energético de EE.UU pueden ser divididas en cuatro: petróleo, gas, electricidad y energía nuclear. En un grupo aparte por su bajo nivel de desarrollo con respecto a las anteriores están las ERNC. Los conceptos técnicos clave en que se subdividen los términos de confiabilidad y CIP en la estrategia de SS de los EE.UU, y que servirán como base para la investigación del presente trabajo, son[11]:

1. Seguridad de Rutina (Routine Security): Como en cualquier otra actividad, la

industria de la energía debe cuidar sus activos y operaciones de amenazas cotidianas


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como el vandalismo y el espionaje comercial. Normalmente las empresas solucionan esto instalando sistemas de monitoreo (controles de acceso, contraseñas informáticas, etc.).

2. Fallas Esperadas (Expected Failures): Fallas de equipos de suministro energético por

razones predecibles y sobre las cuales es posible definir un valor esperado o tasa de falla esperada. No obstante, la necesidad de lidiar con estas restricciones ha resultado en una larga historia de planificación de confiabilidad que incluye consideraciones de operación normal bajo “razonables expectativas” y de limitadas perturbaciones debido al tiempo o a fallas estocásticas de equipos.

3. Modos de Ataque (Attack Modes): Se refiere básicamente a las distintas formas de

agresión que puede sufrir la infraestructura energética. Ejemplos de estos ataques son: la posibilidad de las plantas nucleares de convertirse en armas radioactivas, el desabastecimiento de combustibles, la posibilidad de ataques terroristas, interrupción de suministro, robo de combustible nuclear, atacar centros de almacenamiento o de transporte de combustibles, represas, entre otras.

4. Diversidad (Diversity): Uno de los elementos clave para alcanzar confiabilidad de

suministro ha sido la diversidad. La vulnerabilidad por la falta de diversidad energética fue demostrada en la 1ra. crisis del petróleo. El resultado de la diversidad es el de reducir el poder oligopólico de los países de la OPEP.

No solo debe existir diversificación a través de proveedores de un combustible, sino que también a través de distintos tipos de combustibles y de tecnologías para su utilización. Por otro lado, existe también, la diversidad en tecnología que busca reducir la vulnerabilidad de un error de diseño producido por una mala elección y que podría conducir a grandes fallas de sistema. En una visión de LP muchos investigadores han manifestado la necesidad de desarrollar la investigación en diversidad energética con el fin de asegurar para el futuro una amplia gama de posibles tecnologías.

5. Almacenamiento (Storage): El 2do. factor clave para lograr confiabilidad es el

almacenamiento. Lo cual se aplica más fuertemente al petróleo, gas y agua embalsada, debido a la baja capacidad de almacenamiento que posee la electricidad como tal. Un asunto clave en este ámbito es la cantidad de almacenamiento que podría ser necesario comparado con la demanda. Estos dos factores determinaran las operaciones normales que pueden haber sin interrupciones y entregan alguna indicación de cuanta reducción en la demanda podría necesitarse para extender el periodo durante el cual el almacenamiento podría abastecer los servicios vitales.

Un punto central en política energética puede ser la creación y administración de reservas estratégicas de petróleo, las cuales podrían ser diversificadas a través de reservas de gas.


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Por último, hay que tener en cuenta que el almacenamiento es oneroso y que los niveles “deseables” podrían no ser alcanzados bajo condiciones de mercado.

6. Redundancia (Redundancy): Este es el 3er. factor clave para lograr confiabilidad

energética, se construye sobre una planificación para fallas esperadas y es más fuertemente aplicado al sector eléctrico, debido a la fragilidad de este. Redundancia en un sistema eléctrico significa disponer de holguras importantes en.

Reservas de energéticos primarios14 Reservas de potencia Reserva de transmisión (criterio de seguridad n-1 o más) Reserva de potencia reactiva y de control

Esta visión es muy costosa ya que mucha de la infraestructura instalada podría ser usada muy pocas veces, solo cuando haya problemas de interrupción energética, además hay que tomar en cuenta que muy pocos consumidores están abiertos asumir estos costos.

7. Ciber Seguridad (Cyber Security): Tal como su nombre lo indica la ciber seguridad

está ligada al mundo de las tecnologías de la información (TI’s) y ha tenido un creciente interés debido a que muchos de los nuevos sistemas energéticos son controlados en muchas de sus funciones por sistemas computacionales interconectados entre si, que podrían ser objetivo de algún ataque.

8. Interdependencia (Interdependency): Este es un nuevo y crucial concepto asociado

a la SS, la interdependencia es el grado de dependencia que tiene una infraestructura (Ej.: energía eléctrica) sobre otra (Ej.: telecomunicaciones) o la dependencia mutua que exista entre dos infraestructuras. Algunos investigadores han creado un esquema de clasificación con 4 tipos de interdependencias (física, lógica, geográfica y cibernética). Ejemplos de altos grados de interdependencia son aquellos que afectan a países que confían sobre el petróleo gran parte de su producción de electricidad.

9. Tensión (Stress): La desviación desde la “rutina” de operación deseada es una

condición de tensión, la que incluye ataques deliberados, múltiples fallas, etc. Es decir, es la capacidad que tiene un sistema eléctrico para volver a la normalidad luego de una condición de tensión.

10. Supervivencia (Survivability): Es la habilidad de los sistemas de energía de cumplir

con su misión a pesar de ataques, fallas o accidentes. Debido a que ninguno de los subsistemas componentes de un sistema de energía es inmune a fallas, la generación de supervivencia es una propiedad de la planificación del sistema de energía en su conjunto más que de cada unidad por separado. Así un sistema de energía durante una falla debe tener un plan de contingencia que debe devolver la energía de acuerdo a algún orden jerárquico desarrollado con anterioridad.

14 Tal como puede observarse, aquí existe una mezcla con el concepto de almacenamiento.


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11. Centralización (Centralization): Este es un tema clave en la literatura que habla sobre SS. Muchos investigadores han documentado como la innovación tecnológica y fuerzas sociales llevan a una centralización de la generación de electricidad, tanto en el tamaño como en la localización de las centrales generadoras. Esta centralización también afecta a otras fuentes de energía como el petróleo y gas. Además dada la concentración geográfica en unos pocos puntos a través del mundo del petróleo y depósitos de gas, la descentralización en este sector se ve pequeña.

Algunas formas de descentralización son la generación de electricidad cerca de los puntos de uso con tecnologías CHP y ERNC (generación distribuida15). Sin embargo, algunos investigadores han argumentado que la generación descentralizada de electricidad no podría soportar un monopolio natural, esto podría no ser cierto, pues en el mundo ya existen experiencias de generación descentralizada con mucho éxito como el que han experimentado los países bajos, luego de que los incentivos apropiados fueron provistos[12].

Más información acerca de estos y otros interesantes puntos puede ser encontrada en “Maintaining Reliability in a Competitive U.S. Electricity Industry”[9], “Ensuring Generation Adequacy in Competitive Electricity Markets”[13], “Report of the U.S. Department of Energy’s Power Outage Study Team”[14] y “Energy Infrastructure and Security”[11].

2.5 Indicadores utilizados en el mundo Lo primero que llama la atención en este ámbito, es que no existe en el mundo una gran literatura dedicada al tema de medir SSE a través de indicadores o índices16. Sin embargo, en un esfuerzo importante el Departamento de Comercio e Industrias (DTI) del Reino Unido, en conjunto con la Oficina de Reguladores del Mercado Eléctrico y Gasífero (Ofgem) han formado el JESS (Joint Energy Security of Supply Working Group), el cual es un grupo de trabajo público-privado, cuyo objetivo es analizar el tema de la seguridad de abastecimiento energético en el Reino Unido. Este grupo, formado el año 2001 ha publicado tres informes, hasta el año 2003, de los cuales se desprende un conjunto de indicadores de SS energético. Se han definido indicadores para Electricidad y Gas que se han dividido en tres grupos.

I. Suministro y Pronósticos de Demanda II. Señales de Mercado

III. Respuesta de Mercado Cabe señalar que el foco de preocupación de este grupo es el la SS a mediano y LP, es decir, la idea es utilizar el instrumental para obtener una visión estratégica de la SS. Los indicadores desarrollados por el JESS, hasta su tercer informe se resumen en el siguiente cuadro[15].

15 Es decir, la electricidad generada es consumida cerca del lugar de generación y no es inyectada a ninguna mega red de transmisión o sistema interconectado. 16 Existen diferencias fundamentales entre indicador e índice, para mas detalles veáse la sub-sección 4.7.1.


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N° Nombre Grupo Descripción Unidad

1 Generación Eléctrica por tipo de Combustible

I Cantidad de energía eléctrica generada por cada tipo de combustible. Permite conocer la mezcla que se da en la generación eléctrica por cada tipo de combustible utilizado.

GWh, TWh

2 Margen de Generación I Mide el margen de energía por el cual la capacidad instalada excede al promedio del periodo de frío (ppf) de la demanda peak.

GW, MW (grafico), % (calculo)

3 Perfil de Generación Eléctrica (Invierno/Verano)

I Cantidad de energía máxima (peak) demandada en invierno por tipo de energía (hídrica, gas, ERNC, etc.). Permite conocer el delta que se produce entre el consumo “normal” de energía, tanto de invierno como verano y el peak máximo de invierno.

GWh

4 Precios de Electricidad Futuros (forward prices)

II Mide los precios que se pagarían por la compra de electricidad en una fecha futura si es que hoy se firmara un “contrato” para este efecto.

£/MWh

5 Gasto de Capital en Electricidad

III Mide la cantidad de dinero invertida anualmente en distintos segmentos de la electricidad (generación, transmisión, distribución).

Millones ₤ de un año base.

6 Potencial Diario de Capacidad de Gas v/s Demanda de Gas Peak

I Mide el “gap” entre la capacidad diaria de suministro de gas para generación eléctrica y su demanda peak correspondiente a un día de invierno.

GWh/d, TWh/d

7 Curvas de Longitud de Tiempo de Demanda

I Mide el tiempo de agotamiento de la de entrega del suministro de gas para generación eléctrica en invierno (tiempo de mayor consumo), basado en la capacidad de almacenamiento de los proveedores.

GWh/d, TWh/d

8 Suministro de Gas Anual y Demanda

III Mide la cantidad de suministro de gas importado y producido localmente para generación eléctrica versus la demanda proyectada.

GWh, TWh

9 Precios de Gas Futuros (forward prices)

II Mide los precios que se pagarían por la compra de gas en una fecha futura si es que hoy se firmara un “contrato” para este efecto.

p/therm

10 Dependencia de Importación Implícita

I Porcentaje de la demanda de gas que es importado. Permite ver cuan dependiente de proveedores de suministro externo se es.

%

11 Gasto de Capital en Producción de Gas

III Mide la cantidad de dinero invertida anualmente en la producción de gas, esto incluye estructuras de plataforma, módulos y equipamiento, tuberías, etc.

Millones ₤ en precios actuales.

Tabla 2: Resumen de Indicadores de SSE elaborados hasta el 3er. Informe del JESS.


34

Por último cabe señalar que la literatura internacional no ha llegado a cuantificar SSE de LP mediante un único indicador o índice. Sin embargo los indicadores propuestos tienen una gran utilidad en la evaluación de escenarios futuros.


35

3. EL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL El sector eléctrico nacional es uno de los más importantes17 y complejos del país pues está compuesto por un conjunto de segmentos, sistemas, instituciones y estructuras que se entrelazan para dar vida a su funcionamiento. En las siguientes secciones se describirán brevemente los elementos más importantes que lo componen.

3.1 Segmentos del Sector Eléctrico En el sector eléctrico es posible identificar tres actividades principales. Desde el punto de vista de su regulación, estas actividades admiten tratamientos distintos, sin embargo su fin es el mismo, lograr la máxima eficiencia social y económica en la provisión de electricidad. A continuación se describen cada una de estas actividades.

Segmento Generación: El proceso de generación de energía eléctrica se realiza en Chile, principalmente mediante dos tipos de fuentes: la Hidroeléctrica, y la Termoeléctrica, entre las que se destacan el carbón y el gas natural, esta ultima fuente térmica se incorporo al sistema central a mediados de la década de los noventa, este proceso corresponde a centrales que funcionan con un sistema de doble generación, por un lado tienen unidades que utilizan como elemento motor los gases calientes producto de la combustión del gas natural, y por otro lado, la misma combustión permite generar el vapor que mueve las turbinas a vapor.

Las centrales hidroeléctricas, por lo general enfrentan un bajo costo de producción. Sin embargo, dada la geografía de Chile, se deben ubicar en la zona sur del país asumiendo mayores costos de transmisión. Por el contrario, las centrales térmicas no tienen ese problema, pero el costo de producción de ellas es mayor. Este tipo de centrales es alimentado con diferentes combustibles tales como, el carbón, gas natural, el petróleo, la leña y otros deshechos. De acuerdo al destino de la energía eléctrica, las generadoras se pueden clasificar en.

• Generadoras de Servicio Público: Corresponden a todas las entidades productoras que tienen por objetivo principal suministrar la energía eléctrica para ser consumida por terceros. El suministro de la energía eléctrica puede ser en forma directa, a través de contratos con clientes finales, o indirecta, a través de contratos con empresas distribuidoras.

• Generadoras Auto productoras: Corresponden a las empresas industriales o

mineras que producen energía para su propio consumo en algunos casos, pueden entregar excedentes de su generación a empresas de Servicio Público o Distribuidoras.

17 Sobre todo para países en vías de desarrollo como el nuestro, pues este tipo de países necesitan de un creciente suministro de energía para sus procesos productivos.


36

Segmento Transmisión: Es el proceso mediante el cuál la energía eléctrica generada es transportada por cables de alta tensión, vehículo por que es transportada la energía a largas distancias, para ser entregada a clientes finales o a empresas distribuidoras.

Esto constituye la red longitudinal, que se extiende a lo largo del país para transportar la energía de un lugar a otro, y que además forma parte de los distintos sistemas eléctricos.

La operación, mantenimiento y comercialización de la transmisión generalmente es realizada por la propia empresa transmisora, aunque en algunos casos estas funciones también son ejecutadas por empresas generadoras.

Segmento Distribución: El proceso de distribución

corresponde a la energía eléctrica que se vende a baja tensión a los diferentes tipos de clientes fínales, entre los que se encuentran principalmente las empresas industriales, mineras y de consumo domiciliario. En general, la distribución se efectúa por empresas de distribución dentro de la zona geográfica de concesión que tiene las distribuidoras.

3.2 Sistemas Eléctricos Nacionales[16] De acuerdo a las condiciones geográficas de Chile, el sector eléctrico se ha desarrollado a través de cuatro sistemas independientes. La suma de las capacidades instaladas de estos cuatro sistemas, que al año 2002 ascendía a los 10.465,9 MW, constituye la potencia total instalada en el país. A continuación son descritos brevemente.

Sistema Interconectado del Norte Grande (SING): Este sistema fue inaugurado en 1985 y abarca desde Arica por el norte hasta Antofagasta por el sur, cubriendo una superficie de 185.142 Km.2, lo que representa un 24,5% del territorio de Chile continental. Entrega servicio al 5,6% de la población nacional, la que se concentra en pocos lugares y muy distanciados entre sí.

De acuerdo a la legislación vigente, deben integrar el SING, las empresas eléctricas cuyas capacidades instaladas de generación sean superiores al 2% de la potencia total instalada en el Sistema a la fecha de constituirse en el sistema. El total de capacidad instalada del SING al año 2002 correspondía a 3.645,1 MW perteneciendo un 99,63% a centrales termoeléctricas y un 0,37% a centrales hidroeléctricas. Este sistema representa un 34,8 % de la potencia instalada en el país y su función principal es abastecer a los grandes proyectos mineros de la I y II región.

Diagrama 2: Segmentos del Sector Eléctrico.


37

A finales de los ’90, este sistema tuvo una gran expansión, cuando varias centrales de ciclo combinado con gas natural comenzaron a competir con centrales térmicas a carbón. A ello se sumó una línea de alta tensión desde Salta a Antofagasta y la construcción de dos gasoductos para abastecer las centrales de ciclo combinado. En este tiempo la capacidad instalada creció de 1475,5 MW a 3645,1 MW, un aumento de un 147% mientras la demanda solo lo hizo en un 41%, lo que ha llevado a que hoy en día este sistema presente una sería sobreoferta de capacidad instalada[17]. Adicionalmente se han producido importantes presiones para utilizar petcoke en las centrales térmicas convencionales, para bajar los costos de generación y así poder competir con aquellas que producen con gas natural.

Sistema Interconectado Central (SIC): En conformidad a las disposiciones legales establecidas en los decretos Nº 1 y Nº 6 de 1982 y 1985 respectivamente, se formaliza la constitución del SIC. El área cubierta por el este sistema abarca desde Taltal por el norte hasta la isla grande de Chiloé por el sur. En esta área geográfica habita aproximadamente el 93% de la población del país y cubre una superficie de 326.412 Km2, lo que corresponde al 43% del total del país18. Al igual que el sistema anterior deben integrar el SIC empresas eléctricas cuyas capacidades instaladas de generación sean superiores al 2% de la potencia total instalada en el Sistema a la fecha de constitución.

El total de capacidad instalada del SIC al año 2002 era de 6.732,9 MW correspondiendo a un 39,87% a centrales termoeléctricas y un 60,13% a centrales hidroeléctricas, constituyendo el 64,3% de la potencia instalada del país, convirtiéndose así en el sistema de mayor capacidad de generación y consumo a nivel nacional. Al igual que en el SING, la introducción del gas natural y el uso de centrales termoeléctricas de ciclo combinado cambiaron fuertemente este sistema desde 1997, que creció en un 7,3% mientras que la demanda aumentó en un 24,6%.

Sistema Eléctrico de Aysén: Se encuentra localizado en la XI región y comprende

una capacidad instalada de 23,4 MW a diciembre del 2002. El 27,7% de dicha capacidad corresponde a energía hidroeléctrica, el 63,9% a termoeléctrica y un 2,0% a ERNC (1ra. central con ERNC en Chile correspondiente a una granja eólica). Este sistema representa un 0,2 % del total de la potencia instalada del país.

Sistema Eléctrico de Magallanes: Este sistema se encuentra en la XII región y

abastece a las ciudades de Punta Arenas, Puerto natales y Puerto Porvenir. Tiene una capacidad instalada de 64,5 MW, equivalente al 0,6 % de la capacidad total del país. El 100% de la energía generada corresponde al tipo termoeléctrica.

18 Excluida la superficie del Territorio Antártico Chileno.


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Diagrama 3: Sistemas Eléctricos Nacionales – Fuente: CNE.

3.3 Las Instituciones Reguladoras Forman parte del sector, cuatro instituciones que a continuación se describen.

Comisión Nacional de Energía (CNE): La CNE estudia y propone regulaciones, calcula precios regulados (el precio de nudo19 y las tarifas de distribución eléctrica), asesora técnicamente al gobierno y se preocupa del desarrollo futuro del Sector Eléctrico. Además, es quien habitualmente propone los cambios regulatorios. Es importante notar que la CNE regula y asesora al gobierno, pero no tiene facultades para hacer cumplir las reglas, zanjar disputas en la operación del sistema o para dictar medidas frente a una crisis (Ej. decretos de racionamiento).

Centro de Despacho Económico y de Carga (CDEC): El CDEC incluye a todos

los generadores con más de 2% de la capacidad instalada y a las compañías de transmisión con más de 100 Km. de líneas. Es el encargado de coordinar y planificar la operación del sistema y el responsable de la seguridad de abastecimiento o SSE. Debe informar a los generadores de las condiciones de oferta y demanda, coordinar la mantención de centrales y verificar el cumplimiento de las normas de operación. También, el CDEC debe determinar el precio spot al cual se valoran las transferencias entre generadores y tiene la facultad irrestricta de despachar las centrales para que generen electricidad. Además, está a cargo de dos tareas

19 Veáse la sub-sección 3.4.1.


39

fundamentales, verificar los cálculos y estudios vinculados a la planificación y coordinación de los sistemas eléctricos y ratifica mensualmente las transferencias físicas y valorizadas de energía y potencia entre generadores[18].

Por ultimo cabe destacar que existen dos CDEC uno para el accionar de cada uno de los sistemas interconectados mas grandes, el CDEC-SING y CDEC-SIC.

Ministerio de Economía: El Ministerio de Economía aprueba las tarifas propuestas por la CNE. Adicionalmente, le caben dos roles que son de particular importancia durante una crisis, decretar los racionamientos y zanjar las divergencias que surjan en el CDEC. En ambos casos, la ley le obliga a solicitar previamente un informe técnico a la CNE el que debe ser entregado en no más de 60 días.

Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC): La SEC es una agencia supervisora independiente que reporta directamente al Presidente de la Republica y que fiscaliza el cumplimiento de las normas del sector. Entre sus obligaciones está el verificar el cumplimiento con los estándares de calidad impuestos por la ley e investigar las causas de los apagones.

Presidencia de la República

CNE(Min. de Energía)

Ministerio deEconomía

Ministerio Sec. Gral.de la Presidencia

Comisión NacionalMedio Ambiente

(CONAMA)

Superintendencia de Electricidad y

Combustibles (SEC)

Centro de DespachoEconómico deCarga (CDEC)

GENERACION

TRANSMISION

DISTRIBUCION

ComisiónAntimonopolio

Presidencia de la República

CNE(Min. de Energía)

Ministerio deEconomía

Ministerio Sec. Gral.de la Presidencia

Comisión NacionalMedio Ambiente

(CONAMA)

Superintendencia de Electricidad y

Combustibles (SEC)

Centro de DespachoEconómico deCarga (CDEC)

GENERACION

TRANSMISION

DISTRIBUCION

ComisiónAntimonopolio

Diagrama 4: Marco Institucional del Sector Eléctrico Nacional – Fuente: CNE.


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3.4 Factores Relevantes del Mercado Eléctrico El mercado eléctrico podría ser confundido con el sector eléctrico, pero en este trabajo se entiende como mercado a todos aquellos conceptos, estructuras y sistemas ligados con la dinámica netamente económica del sector, además, es importante poner de manifiesto que el análisis este mercado es relevante pues se encuentra inserto dentro del mercado de la energía, que es uno de los que mueve más dinero en el país y el resto del mundo. En esta sección revisamos algunas características particulares del sector que ayudan para su mejor comprensión.

3.4.1 Estructura Tarifaria Eléctrica[19] Los mayores consumos de electricidad se producen en invierno, especialmente entre las 18:00 y 23:00 hrs., estas horas son llamadas horas punta, pues se superponen los consumos domésticos con el industrial. Sin embargo en los años recientes se ha producido un nuevo peak de consumo durante los meses de verano, el cual se atribuye al incremento en el uso de equipos de refrigeración y aire acondicionado. La política de costos reales y la ausencia de economías de escala en el segmento generación permiten fijar como precio el costo marginal de suministro, constituido por dos componentes energía y potencia.

Energía Generada (US$/KWh): Que corresponde al precio de la energía y se calcula según en que nudo eléctrico se inyecte la energía a la red.

Potencia en Punta: (US$/KW/mes): Que corresponde al precio por potencia y se

calcula en base al costo marginal de incorporar 1 KW adicional de potencia disponible en horas punta. Lo recaudado por este concepto se utiliza para que el sistema disponga de la capacidad de generación que se utiliza en horas punta y queda ociosa en horas fuera de este periodo.

Lo anterior da origen a los valores del precio de nudo de la energía y al precio de nudo por potencia20. El sistema opera de tal forma que lo recaudado a través de las distribuidoras, por concepto de potencia eléctrica demandada por sus clientes (industriales comerciales y residenciales), se integra a un fondo que luego es distribuido a las generadoras que contribuyeron a cubrir la demanda de punta. Es decir, se genera un fondo para cubrir los costos de generación en horas punta. Los problemas de consumo en punta se presentan desde Mayo a Septiembre, sin embargo, el cobro se aplica durante los 12 meses del año. Este fondo significa un excedente importante sobre el precio de nudo de la energía.

20 Mas información acerca del procedimiento de cálculo para estos precios pueden verse en los informes técnicos que emite semestralmente la CNE con motivo de la fijación del precio de nudo.


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El precio de nudo es el precio al cual las empresas generadoras venden su energía a las empresas de Transmisión Troncal quienes cobran un pequeño monto por esta labor (peaje de Transmisión Troncal), y se la hacen llegar a las empresas de Sub-Transmisión, que también cobran un monto por el transporte de la energía (peaje de sub-transmisión), y se lo entregan a las empresas de distribución para que estas se encarguen de hacerla llegar hasta el consumidor final, por su parte estas empresas cobran por esta labor un peaje llamado “Valor Agregado por Distribución” (VAD). El precio de nudo, los peajes de Transmisión, Sub-Transmisión y el VAD tienen gran variabilidad dependiendo si acaso el cliente es residencial, de servicios o perteneciente al sector industrial[20], en la sección 9.1 del capitulo de Anexos puede encontrar un completo resumen de los precios finales cobrados a los clientes por sistema eléctrico21, luego. Precio Usuario Final = Precio de Nudo + Peaje de Transmisión +

Peaje de Sub-Transmisión + VAD El precio de nudo de energía y potencia eléctrica se fija semestralmente, en los meses de Abril y Octubre de cada año y es calculado por la CNE, quien a través de un informe técnico comunica sus resultados al Ministerio de Energía, Fomento y Reconstrucción, el cual procede a su fijación mediante decreto publicado en el diario oficial. Por su parte los peajes de transmisión y el VAD son fijados cada cuatro años por las mismas entidades.

El máximo precio de nudo de la energía ocurrió en 1995 y alcanzó los 37 mills/KWh para el SIC y de 90 mills/KWh para el SING en 1985. El precio de nudo por potencia promedio en la actualidad, es de US$ 5,50 para el SIC y de US$ 7,50 para el SING por cada KW de demanda del sistema (ver los gráficos correspondientes en la sección 9.2 del capitulo de Anexos). Lo anterior permite afirmar que el sistema eléctrico nacional valora que una unidad generadora esté disponible cuando se necesita y en particular, en horas punta.

3.4.2 El Sistema de Precios de Generación y el manejo del Agua Embalsada[21] En el sistema eléctrico interactúan tres mercados a los que concurren generadores, distribuidores y usuarios para intercambiar energía y potencia: (a) el mercado de intercambios instantáneo o spot, donde los generadores transan energía y potencia al precio spot; (b) el mercado regulado, donde las distribuidoras compran por medio de contratos de mediano y LP al precio de nudo22, fijado cada seis meses por la CNE; y (c) el mercado libre, donde los grandes usuarios puede celebrar contratos con generadores o distribuidores en condiciones no reguladas de precios y calidad de suministro.

21 Para mas información veáse pagina web CNE, links asociados a precio de nudo, calculo de tarifas de distribución y cuentas típicas en el país - www.cne.cl 22 Desde ahora en adelante se entenderá por precio de nudo el de energía a menos que se diga expresamente lo contrario.


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CDEC

EMPRESASDISTRIBUIDORAS

EMPRESASGENERADORAS

CLIENTESLIBRES

CLIENTESREGULADOS

CMgVenta

CMgCompra

P. Nudo

P. Regulado

P. Libre

P. Libre

Mercado deGeneradores

Mercado deContratos

Diagrama 5: Dinámica del Sector Eléctrico Chileno.

A continuación se describe cada uno de ellos con mayor detención.

El Mercado Spot: El precio spot corresponde al costo marginal instantáneo del sistema y para asegurar que éste opere al mínimo costo, el CDEC despacha las centrales en estricto “orden de mérito”, vale decir las ordena de menor a mayor costo de operación. Primero entran en funcionamiento las centrales hidráulicas de pasada. Su costo de operación es prácticamente cero porque no pueden embalsar agua. Por lo tanto, si el agua no se usa en el momento en que pasa por la central, se pierde. Si la cantidad producida por centrales de pasada no es suficiente, entran en funcionamiento centrales térmicas en orden creciente de costos de operación y si luego de esto aún la demanda no es satisfecha entran en funcionamiento las centrales hidroeléctricas de embalse23, también en “orden de mérito”. El costo de operación de cada central térmica depende, principalmente, del precio del combustible que quema y de la eficiencia con que transforma el combustible en energía. Como se aprecia, en la Figura 8 de la sección 9.3 del capitulo de Anexos, el orden de mérito “dibuja” una curva de oferta.

Las órdenes del CDEC son obligatorias e independientes de los contratos de comercialización de cada empresa. Por ello, es frecuente que existan transferencias entre generadores, las que se valoran al costo marginal instantáneo del sistema o precio spot. Esta separación entre despacho y contratos permite que el sistema minimice el

23 En estricto rigor se produce la entrada de algunas térmicas, mientras su costo de operación sea menor que el costo del agua embalsada, cuando esto deja de cumplirse, entran las de embalse. Mas abajo en esta misma sección se explica con mayor detalle esta dinámica.


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costo total de producción. Por ejemplo, consideremos un generador que ha contratado la venta de energía pero que por tener un costo marginal de producción alto no será despachado. Este generador está obligado a comprarle a generadores de menor costo de operación para cubrir su déficit. Pese a ser obligatoria, la transacción es comercialmente atractiva para este generador, por cuanto le permite comprar energía de productores con menor costo de operación que el propio. Mensualmente el CDEC entrega un balance de compras y ventas entre generadores.

Cuánto se genera con centrales térmicas en cada momento depende del nivel de la demanda y de la cantidad generada con agua embalsada. Como se aprecia en la Figura 8a, mientras más generan las centrales de embalse, menos se genera con centrales térmicas y menor es el precio spot corriente. La ley obliga a usar en todo momento la cantidad tal que se sirva la demanda al mínimo costo esperado de abastecimiento y falla. Esta cantidad óptima (véanse la Figura 8a y b) la calcula el CDEC usando el modelo de programación dinámica estocástica OMSIC, que optimiza el uso del agua del lago Laja. Este embalse tiene capacidad para almacenar mas de 7000 GWh de energía y se puede usar para guardar agua por largos períodos de tiempo. Por lo tanto, se puede concluir que el manejo del agua del lago Laja es el centro del sistema de precios del SIC24. Para entender cómo se optimiza nótese que usar hoy un poco más de agua embalsada tiene el beneficio económico de no usar combustible para generar con centrales térmicas (Figura 8a), o, en situaciones extremas, reducir la magnitud de una falla de abastecimiento (Figura 8b)[22]. Por otro lado, el costo de oportunidad de generar hoy un poco más es que esa agua embalsada ya no podrá usarse para generar mañana. El modelo OMSIC calcula cuánta agua es necesaria para que en el margen este beneficio se iguale con el costo25. Así, el costo marginal del sistema siempre es igual al costo de oportunidad del agua embalsada.

Es claro que el uso óptimo del agua hoy depende de la magnitud de las precipitaciones y deshielos de mañana. Si mañana llueve mucho el valor de guardar agua es bajo, pero si resultan hidrologías más secas su valor se incrementa porque se deberán utilizar más intensamente centrales térmicas o incluso ocurrirá una falla. Sin embargo, no es posible conocer la hidrología futura con certeza. El modelo OMSIC incorpora esta incertidumbre suponiendo que cada una de las 40 hidrologías ocurridas entre 1940-41 y 1979-80 es igualmente probable y estadísticamente independiente entre años26.

Como se aprecia en la Figura 8a, cuando las condiciones de abastecimiento son normales y no se avizora una falla, el costo de oportunidad del agua coincide con el costo de operación de la central térmica más cara en operación[23]. Sin embargo, mientras mayor es la probabilidad de falla o racionamiento presente o futuro, mayor es el costo de oportunidad del agua y, en el extremo, el costo marginal es igual al costo de falla (Figura 8b). El costo de falla es el precio clave en situaciones de escasez, porque corresponde al costo de oportunidad de la energía (veáse la sección 4.5 y la sección 9.13 del capítulo de Anexos), señal que

24 No así para los otros tres sistemas. 25 En este caso sabemos que se minimizan los costos de abastecer la demanda. 26 De ahí que la optimización sea estocástica.


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debería determinar las decisiones tanto de consumidores como de los generadores[24]. Lo adecuado es que éste precio sea uno contingente y de mercado. Pero en la práctica la regulación obliga a estimarlo. Esto se hace infrecuentemente usando encuestas[25].

Como referencia es útil notar que el promedio anual de precios spot es entre 20 y 30 mills/KWh y que el costo de operación de la central térmica más cara del sistema es alrededor de 70 mills/KWh27.

En situaciones de escasez el modelo OMSIC calcula la magnitud óptima de la falla28. En general, y como se aprecia en la Figura 8b, la magnitud de la falla se mitigará parcialmente usando agua embalsada. Pero, en cualquier caso, y como se aprecia en la Figura 8b, en las situaciones de escasez o falla siempre deben ser despachadas todas las centrales térmicas. La razón es muy simple: en falla el costo de oportunidad del agua es mayor que el costo de operación de la central térmica más cara.

La Figura 8b también permite apreciar una característica central del SIC, a saber que en principio es posible minimizar una falla usando hoy suficiente agua embalsada. El punto es que si bien en principio el uso del agua debería ser determinado objetivamente por el modelo, en la práctica la decisión es bastante política y sujeta lobby.

El Mercado Regulado: El precio spot está sujeto a fuertes variaciones aun en períodos cortos (véase el Grafico 6 de abajo)29. Por ejemplo, en Abril de 1997, poco antes de la llegada del fenómeno de “El Niño”, el agua embalsada se estaba acabando y el precio spot del SIC llegó al costo de falla. Por contraste, en diciembre de 1997 los embalses más pequeños estaban derramando agua y el precio spot era cercano a cero. Cuando se introdujo la ley eléctrica se pensó que variaciones de esa magnitud eran inaceptables para usuarios pequeños y empresas. Así, el precio al cual los distribuidores le venden a usuarios cuya potencia instalada es menor a 2 MW30 fue regulado para moderar las fluctuaciones.

27 Sin embargo, cabe destacar que con el alza de precios que ha experimentado el barril de petróleo, que a final de año podría alcanzar los 60 US$/barril, y el alza proyectada para el precio de importación de gas natural desde Argentina, estos valores podrían tener un incremento importante. 28 Vale decir, aquella que minimiza el costo esperado de abastecimiento y falla. 29 A partir de julio de 1998 no hubo acuerdo en el CDEC sobre el precio spot del SIC. Por lo tanto, durante el período de la crisis eléctrica de 1999 los precios spot de la figura no son oficiales. 30 Para tener en consideración, 2 MW de potencia equivalen aproximadamente a un centro comercial mediano.


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Grafico 6: Variabilidad del precio de nudo c/r al precio spot (mills/KWh) – Fuente: [21].

Así por ejemplo, aproximadamente el 68% de la energía producida en el SIC el año 2003 fue consumida por usuarios regulados. Las ventas de generadores a distribuidores se valoran a precio de nudo, que es calculado cada seis meses en Abril y Octubre y corresponde al promedio de los precios spot esperados para los siguientes 16 trimestres, incluyendo los costos de falla de energía en casos que el modelo prediga racionamiento31. Las empresas transmisoras y los distribuidores añaden un margen (peaje) de transmisión y distribución al precio de nudo, que también es fijado por la CNE cada cuatro años.

Para el caso del SIC el precio de nudo es calculado por la CNE utilizando un modelo de programación dinámica estocástica llamado GOL (Gestión Optima del Laja)[26]. Sobre la base de proyecciones de la demanda por energía y potencia de punta32 para los próximos 10 años, este modelo encuentra el uso del agua del lago Laja que minimiza el costo esperado de abastecimiento y falla, dados la cota inicial del lago Laja, el parque de centrales existente y la entrada óptima de centrales en el horizonte de 10 años, también llamado plan de obras ó programa de obras (véase el Diagrama 6 para más detalles)33. Tal

31 Independientemente del resultado que arroje el modelo, la ley no permite que el precio de nudo resultante difiera en más de 10% de los precios libres; si el precio simulado sobrepasa los márgenes, el precio de nudo se fija en dicho límite. 32 Equivalente a la demanda máxima de potencia eléctrica que experimenta un SEP. 33 Este plan es sólo indicativo, es decir, el plan de crecimiento que según la CNE debería desarrollarse en el país para cubrir sin problemas la demanda proyectada, por lo cual, la ley no impone ninguna obligación de inversión sobre las generadoras.


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como en el caso del OMSIC, la incertidumbre hidrológica futura se incorpora con 40 hidrologías equiprobables. Es importante notar que las dos crisis hidrológicas más secas son las que sucedieron en los años 1968-69 y 1998-99.

Nótese que el precio de nudo no es un precio diseñado para reflejar las condiciones contingentes de oferta y demanda. Por ejemplo, el efecto de una sequía sobre el precio corriente se diluye porque el modelo supone que a partir del siguiente año cada una de las 40 hidrologías es igualmente probable con independencia de que el año actual sea seco.

Diagrama 6: Entradas y Salidas del modelo GOL para el caculo del precio de nudo del SIC – Fuente: [21].

En aquellos episodios en que ocurre una escasez y es físicamente imposible satisfacer la demanda al precio de nudo, el sistema contempla un sustituto de los precios contingentes, las compensaciones por energía no servida. Las generadoras deficitarias compensan por la energía no suministrada cuando el sistema no es capaz de abastecer la totalidad de la cantidad demandada de energía y se dicta un decreto de racionamiento. Por cada KWh no suministrado la generadora deficitaria debe pagarle al usuario la diferencia entre el costo de falla y el precio nudo. Por supuesto, es imposible determinar con certeza el monto de la energía no entregada. Por lo tanto, en la práctica ésta se define como la diferencia entre la energía facturada durante el mismo período del año anterior, incrementada por la tasa de crecimiento esperada de la demanda incluida en la última fijación del precio de nudo y la energía efectivamente entregada.


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Los Clientes Libres: El tercer mercado de clientes de la industria es el mercado de

clientes libres. En éste, los grandes usuarios34 tienen que negociar directamente con las compañías generadoras o distribuidoras las condiciones de abastecimiento y calidad de suministro, así como los precios de energía y potencia. Aunque los contratos a precios libres pueden ajustarse a las características de cada cliente, una parte significativa de ellos son estipulados considerando un precio fijo por KWh independiente de las condiciones hidrológicas, que usualmente se reajusta según la variación del precio de nudo, y que refleja los cambios de las condiciones de mercado únicamente en el LP.

3.4.3 Precios y asignación de recursos en déficit Como se vio, cuando ocurre un déficit el precio spot debiera ser igual al costo de falla y, si el regulador dicta un decreto de racionamiento, los generadores le pagarán a los usuarios regulados la diferencia entre el costo de falla y el precio de nudo por cada KWh no servido. A continuación se detalla los incentivos, que se desprenden del párrafo anterior y que enfrentan los agentes en cada uno de los mercados. Operando en su propio interés, tanto los generadores deficitarios como los excedentarios tienen incentivos para aumentar la cantidad ofrecida de energía y reducir el exceso de demanda. En efecto, para disminuir sus compras en el mercado spot y los montos compensados a clientes regulados, los generadores deficitarios agregarán turbinas mientras su costo de operación sea menor que el costo de falla; comprarán a autoproductores35 en tanto éstos estén dispuestos a vender energía a menos que el costo de falla; y negociarán disminuciones voluntarias de consumo con clientes libres para quienes el valor de la energía sea menor que el costo de falla. Por su parte, los generadores excedentarios también tienen incentivos para hacer lo mismo y vender en el mercado spot a costo de falla. En el mercado regulado, la menor disponibilidad de agua embalsada en el lago Laja se traducirá en un aumento de su costo alternativo y, por consiguiente, del precio de nudo. Sin embargo, este efecto no es muy grande porque el precio de nudo es un promedio ponderado de los costos marginales esperados para los siguientes cuatro años, valor que es muy poco sensible a una sequía. Pero el efecto de las compensaciones debería ser más importante. En vista que la compensación es igual a la diferencia entre el costo de falla y el precio de nudo, aquellos consumidores que valoran un KWh de energía en menos que el costo de falla disminuirán voluntariamente su consumo. Se suele argumentar que la demanda por energía es totalmente inelástica al precio. Esta creencia es contradicha por la evidencia internacional sobre la elasticidad de la demanda residencial por electricidad. Berndt (1991 pp.328-335)[27] revisa la evidencia, y señala que elasticidad de CP está entre 0,1 y 0,2. Nesbakken (1999) revisa evidencia más reciente, la que indica que la elasticidad de CP se encuentra entre 0,2 y 0,6. Así, la compensación ordena a los clientes regulados de mayor a menor disposición a pagar y se dejan de consumir aquellos KWh que se valoran en menos que el costo de falla. Similarmente, en el mercado libre los generadores que no puedan cumplir sus contratos deberán evaluar en qué medida les conviene compensar a sus clientes, negociar 34 Aquellos con más de 2 MW de potencia instalada. 35 Tales como las grandes empresas mineras que mantienen sus propias unidades de reserva.


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para que disminuyan su consumo o, incluso, instalarles equipos de emergencia. Y, como se dijo, los generadores superavitarios también tienen incentivos para negociar reducciones de consumo por aquellos KWh que valgan menos que el costo de falla. Tal como en el mercado regulado, estas negociaciones deberían ordenar a los clientes libres según su valoración, de modo que finalmente se consumirán únicamente aquellos KWh valorados a más que el costo de falla.


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4. ¿QUÉ SE DEBE ENTENDER POR SEGURIDAD DE SUMINISTRO

ELÉCTRICO (SSE) EN CHILE? En el desarrollo de esta unidad, basados en la anterior definición del problema y revisión de la literatura internacional, se entrega una propuesta “Normativa”36 de SSE para Chile. No obstante, antes de la propuesta, en la siguientes secciones, se realiza una descripción de la situación actual de generación eléctrica y del gas natural en nuestro país, y su situación en Argentina, también es revisado el estado actual de desarrollo de las ERNC, para luego continuar con la sección 4.5 hablando sobre cómo la presente normativa vigente37, de una u otra forma toca algunos puntos relacionados con el tema. Este análisis sirve de base para la propuesta de SSE presentada en la sección 4.6. En sección 4.7 son definidos los indicadores de SSE para Chile y finalmente en la sección 4.8 es propuesta una metodología de evaluación para dichos indicadores.

4.1 Situación actual de generación eléctrica en Chile Un análisis detallado del sector eléctrico da cuenta de la gran vulnerabilidad en que se ha sumergido en el último tiempo, debido principalmente, a la variabilidad climática, al fuerte crecimiento de la demanda de energía y a la dependencia cada vez mayor de hidrocarburos, especialmente gas natural.

Planta 1999 2000 2001 2002Hidraulica 13,577 35.4% 19,081 46.2% 21,680 49.4% 23,187 51.0%Gas Natural 6,698 17.4% 9,771 23.7% 12,504 28.5% 12,529 27.5%Carbón 13,260 34.5% 9,354 22.7% 6,228 14.2% 6,925 15.2%Diesel Fuel Oil 3,399 8.9% 1,687 4.1% 1,822 4.1% 1,062 2.4%Otros 1,455 3.8% 1,365 3.3% 1,683 3.8% 1,780 3.9%Total 38,389 41,268 100.0% 43,917 45,483

Tabla 3: Variación de Generación Eléctrica por tipo de combustible (GWh) – Fuente: www.cne.cl

En una primera etapa la abundante disponibilidad de recursos hídricos del país, motivó que la generación eléctrica se concentrara casi exclusivamente en esta fuente, para dejar los escasos recursos fósiles (carbón y petróleo) disponibles para el sector transporte y algunos sectores industriales. Así hasta 1997, el abastecimiento eléctrico en Chile se basó en hidroelectricidad, con un importante apoyo de centrales térmicas a carbón y petróleo. A contar de ese año se incorporaron centrales termoeléctricas a gas natural de ciclo combinado. Dicha tecnología es muy competitiva, con costos de inversión bajos, rápida puesta en marcha y capacidad de generación flexible. Por ello en solo 5 años las centrales termoeléctricas han llegado a representar casi el 40% de la capacidad de generación eléctrica del SIC y las inversiones futuras hasta antes de la crisis energética de este año con Argentina mostraban una marcada tendencia

36 Es decir, lo que debiera entenderse por SSE. 37 Incluida la aprobación de la Ley Corta.


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hacia este tipo de centrales38. En el caso del SING el problema es mucho mayor puesto que prácticamente el 100% de su generación eléctrica proviene de fuentes termoeléctricas en donde nuevamente el gas natural juega un papel importante (véase la sección 9.4 en el capitulo de Anexos para mayor información). Así, hoy en día prácticamente el 60% de la generación termoeléctrica en el país se basa en gas natural, y peor aún, prácticamente el 100% de nuestra demanda por gas natural es suministrada por Argentina.

Planta 1999 2000 2001 2002Hidraulica 4,012 40.0% 4,128 39.8% 4,124 37.8% 4,157 37.3%Gas Natural 2,299 22.9% 2,638 25.4% 3,126 28.6% 3,441 30.9%Carbón 2,260 22.5% 2,225 21.5% 2,264 20.8% 2,253 20.2%Diesel Fuel Oil 1,244 12.8% 1,170 11.3% 1,023 9.4% 1,006 9.0%Otros 211 2.1% 211 2.0% 375 3.4% 289 2.6%Total 10,026 10,372 10,912 11,146

Tabla 4: Variación de la Capacidad Instalada por tipo de combustible (MW) – Fuente: www.cne.cl

En el caso de la zona central se depende de dos gasoductos de la cuenca de Neuquén, que corresponde a la cuenca gasífera con más años de explotación en Argentina y sus reservas son muy escasas, no superando los 12 a 14 años de vida útil. Una proyección realizada por Lahsen[28] indica que es muy probable que el abastecimiento de esta cuenca entre en crisis entre el año 2007 a 2010.

A lo anterior se suma que a partir del año 2002 y producto de la crisis económica vivida por el país vecino, la inversión en el sector energético argentino decayó ostensiblemente lo que generó un escenario de una eventual crisis de disponibilidad en el suministro de gas natural hacia Chile, que terminó por desencadenarse a principios del presente año (para más detalles veáse la siguientes secciones). Por otro lado hay que tener en cuenta que la interconexión con nuevas cuencas torna más dependiente y vulnerable aún nuestro sistema de abastecimiento energético, sin olvidar que esto implicaría inversiones adicionales que harían subir el costo del gas natural como combustible. Algunos de los principales problemas que enfrenta el sector eléctrico de nuestro país son.

Excesiva dependencia de combustibles externos (particularmente desde Argentina).

Vulnerabilidad eléctrica por concentración de generación en hidroelectricidad y

gas natural.

38 Basta ver los planes de obras preparados por la CNE desde Abril del año 2003 hacia atrás para corroborar esta afirmación.


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Concentración de la propiedad energética en muy pocos actores39. Cada uno de estos factores contribuye a evidenciar los niveles de insustentabilidad ambiental, política y social, actualmente, en el sector eléctrico de nuestro país. En el ámbito mundial, el precio y oportunidad de abastecimiento de los hidrocarburos está afectado por la concentración de recursos y situaciones políticas que desencadenan en mercados de precios altos y volátiles. Las reservas mundiales de petróleo, además, están muy próximas a alcanzar un punto de producción declinante, que redundará en mercados cada vez más volátiles, precios en alza y sobre todo, incertidumbre en la proyección de dichos precios[29]. Adicionalmente, nuestro sector eléctrico crece a tasas mayores que el PIB y su programa de expansión se apoya en el aumento de la capacidad de generación, en base a plantas termoeléctricas que operan a partir de gas natural, aunque el abastecimiento del mismo es incierto en el futuro próximo. Por último, la evolución a la baja del precio de nudo en virtud del bajo precio de generación del gas natural, ha desincentivado la inversión en este sector con otras fuentes de energía que permitirían aumentar la seguridad de abastecimiento, como por ejemplo las ERNC. En síntesis, el sistema eléctrico, y en especial el SIC, está en una etapa muy vulnerable, por ello cualquier incremento significativo en la demanda interna o cualquier alteración en la oferta, pueden desembocar en una crisis energética de proporciones para el país. A continuación se expone un factor que caracteriza al sistema eléctrico nacional y que es bueno tener en consideración “la variabilidad hidrológica”.

4.1.1 La variabilidad hidrológica El sistema eléctrico chileno40 está sujeto a un fuerte riesgo hidrológico porque parte sustancial de la energía se genera en plantas hidroeléctricas que, con la excepción del lago Laja, no tienen capacidad de embalse interanual41 y dependen de los caudales de agua de cada año. En siguiente gráfico puede observase cuan importante es el lago Laja para el SIC c/r al resto de los embalses y como puede variar la cantidad de energía que se mantiene almacenada en el sistema a lo largo del tiempo.

39 Como se argumentará en la siguiente sub-sección. 40 A excepción del SING y el Sistema Eléctrico de Magallanes, que al año 2002 generaban el 99.4% y 100% de su electricidad a través de fuentes térmicas respectivamente. 41 Es decir, no tienen una capacidad que les permita guardar agua para generación eléctrica, para más de un año, en cantidades aceptables.


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Grafico 7: Variación a lo largo del tiempo del nivel de energía almacenada en los distintos embalses del SIC – Fuente: CNE.

Por su parte el Grafico 8 muestra la cantidad de energía anual que se podría haber generado en el SIC con el parque de centrales que existían a Junio del 2000, en cada uno de los años hidrológicos entre 1957-58 y 1996-97. Considerando que el consumo anual en el SIC en 1999 fue de aproximadamente 27,000 GWh, se puede apreciar que en un año muy húmedo (tal como 1972-73) el 100% de la cantidad demandada puede ser satisfecha con generación hidráulica. En un año de hidrología promedio, la generación hidráulica permite abastecer el 80% de la cantidad demandada (alrededor de 21,000 GWh), mientras que en un año muy seco como 1968-69 ó 1998-99, menos de 10,000 GWh o 40% de la cantidad demandada es abastecida con generación hidráulica. Vale decir, en un año muy seco desaparece alrededor de la mitad de la energía hidráulica disponible normalmente.


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Grafico 8: Energía hidroeléctrica generable entre 1957-58 a 1996-97 – Fuente: [30].

Una consecuencia de la variabilidad hidrológica se verá en el análisis que sigue. Cuando un alto porcentaje de la capacidad de generación es hidráulica, es razonable anticipar que en años muy secos la cantidad de energía disponible será considerablemente menor, y que será más difícil abastecer la cantidad demandada normalmente por los consumidores. Se puede demostrar formalmente que no es económicamente eficiente mantener unidades de reserva térmicas suficientes para abastecer en períodos de sequía toda la cantidad normalmente demandada[31]. A la variabilidad hidrológica se le suele atribuir una segunda consecuencia, al saber que en años secos las empresas predominantemente hidráulicas inevitablemente estarán obligadas a comprarle energía a las empresas predominantemente térmicas, con lo cual, el precio spot aumenta42, y que lo contrario ocurrirá en un año húmedo. Como se puede verse en la sección 9.4 del capitulo de Anexos, en Chile hasta el año 1998, la capacidad hidráulica está concentrada mayoritariamente en Colbún y las empresas del grupo Endesa; por contraste, las empresas del grupo Gener, el tercer generador de gran tamaño, eran mayoritariamente térmicas.

4.2 Situación actual del Gas Natural en Chile La demanda de gas natural de Chile es satisfecha en gran medida a través de la importación desde Argentina y por estimaciones realizadas por la CNE en el futuro dicha participación se incrementará en forma importante. 42 Producto que entran a generar centrales termoeléctricas con costos de generación más altos.


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La siguiente tabla ilustra el consumo anual de gas natural estimado hasta el año 2011 y el origen del mismo en cuanto a cuencas se refiere.

Tabla 5: Consumo estimado de gas natural por Cuenca de origen (Mm3) – Fuente: CNE.

Otro aspecto importante es el destino que se le da al gas natural que el país consume, el siguiente grafico muestra el desglose por sector de consumo y su proyección hasta el año 2011. Como puede apreciarse, el sector residencial, comercial e industrial si bien duplican su consumo no tienen el espectacular crecimiento que experimenta el sector termoeléctrico que al año 2011 proyecta un crecimiento en su consumo de un 180%.

Grafico 9: Proyección de consumo de gas natural por Sector – Fuente: CNE.

Estos datos sin lugar a dudas destacan la relevancia del gas argentino y en particular de la cuenca de Neuquén.


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Con la aparición de la tecnología de ciclo combinado en la segunda mitad de la década de los ‘90, la generación eléctrica a carbón y petróleo-diesel en nuestro país fue notoriamente desplazada. Esto motivó a que muchos empresarios vinculados al negocio, invirtieran grandes cantidades de dinero en esta nueva tecnología. La existencia de grandes industrias en la zona del norte grande, quienes estaban dispuestas a firmar importantes contratos por el suministro de energía, fue una de las señales principales que motivaron la inversión.

Grafico 10: Evolución de la capacidad instalada a gas natural – Fuente: CNE.

Como vemos en el gráfico, la capacidad de generación a gas natural, ha crecido importantemente en los últimos años. Para el caso del norte grande, la razón principal es que esta zona posee muy pocos lugares aptos para generación hidroeléctrica y las generadoras a carbón y petróleo poseen costos menos competitivos. En el SIC el aumento se debe en gran medida al crecimiento notorio de la demanda, que se ve abastecida de forma más económica a través del gas natural. La entrada de la tecnología del ciclo combinado, produjo un impresionante aumento en la inversión en generación. En las siguientes tablas podemos apreciar cuanto dinero se ha invertido en esta tecnología durante los últimos años.


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Tabla 6: Niveles de Inversión en capacidad instalada a gas natural – Fuente: CNE.

Actualmente las centrales de ciclo combinado se han tomado un lugar muy importante en la cantidad de energía eléctrica generada diariamente en Chile, mostrando valores de aproximadamente un 58% de la capacidad instalada para el SING y de un 25% para el SIC.

Tabla 7: Inversión acumulada en capacidad instalada a gas natural – Fuente: CNE.

Por último y tal como se argumento en la sección anterior, la integración en los últimos años, de centrales de ciclo combinado ha hecho disminuir considerablemente los precios de generación, debido a los bajos costos que presenta esta tecnología de mucha mayor eficiencia que las del carbón y petróleo (ver la sección 9.2 en el capitulo de Anexos).

4.2.1 Gasoductos de gas natural importado desde Argentina Los gasoductos instalados en Chile se dividen en 3 zonas; Zona Norte, que abastecen al SING, Zona Centro Sur, que abastecen al SIC, y la Zona de Magallanes. En la Zona Norte se encuentran los gasoductos Norandino y Gasatacama, los que son abastecidos por la cuenca Noroeste de Argentina. Estos son esenciales para la generación de las centrales a gas natural del SING, y además para la central Taltal del SIC, la que se conecta mediante el gasoducto Taltal.


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Figura 2: Gasoductos Zona Norte – Fuente: [33].

En la Zona Centro Sur, encontramos GasAndes, GasPacífico y desde el año 2001 Trasandino quienes importan el gas natural desde la cuenca de Neuquén, GasAndes es quien transporta el combustible desde Argentina a las centrales térmicas a gas del SIC, exceptuando la central Taltal.

Figura 3: Gasoductos Zona Centro Sur – Fuente: [33].


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En la Zona de Magallanes solo se encuentra el gasoducto de Methanex que abastece de gas natural argentino a todo el extremo sur del país. Figura 4: Gasoductos Zona de Magallanes – Fuente: [32].

En la siguiente tabla se muestran las principales características de dichos gasoductos.

Tabla 8: Gasoductos para el transporte de gas natural entre Chile y Argentina – Fuente: Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”.

En la sección 9.5 del capitulo de Anexos puede verse una completa descripción de los distintos gasoductos que posee el país con Argentina. A modo de resumen podemos decir que se han construido 3338 Km., por un total de 2010 MMUS$ y que permiten transportar 28,5 MMm3/día, nuevamente en la sección 9.6 del capitulo de Anexos puede encontrarse algunos gráficos que muestran el desempeño de los distintos gasoductos a lo largo del tiempo. Por último, la siguiente tabla nos muestra la estimación del aporte de producción diaria procedente de cada cuenca, para abastecer la exportación de gas en los años 2000, 2005 y 2010.


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Lo cual viene a reafirmar la idea de que el gas natural argentino aumentará su participación en nuestro país en un futuro no muy lejano.

Tabla 9: Proyección de consumo de gas natural por cuenca para los distintos gasoductos (MMm3/día) – Fuente: Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”.

4.2.2 Restricciones actuales de Gas Natural importado desde Argentina Las restricciones o inconvenientes en el suministro de gas natural hacia Chile se pueden generar por dos motivos.

Restricciones en la capacidad de transporte del Sistema de Gasoductos argentino y chileno (principalmente por faltas de inversión).

Inconvenientes en el suministro de gas natural en boca de pozo en las cuencas

(principalmente debido a limitaciones en la capacidad de producción y en un segundo plano debido a escasez de reservas económicamente extraíbles, ambas nuevamente motivadas por la falta de inversión respectiva).

Los datos que muestra la sub-sección anterior con respecto a las características de los gasoductos corresponden a sus valores nominales. A continuación, se señalan los consumos reales estimados diarios de este combustible, que fueron obtenidos aplicando las restricciones ocurridas entre los días 5 y 18 de Mayo del presente año y que público en su momento la CNE.

Tabla 10: Restricciones de gas natural hacia Chile desde Argentina por gasoducto – Fuente: CNE.


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Tabla 11: Restricciones de gas natural hacia Chile desde Argentina por Sistema Eléctrico – Fuente: CNE.

En un primer análisis podemos apreciar que el SING ha experimentado una restricción promedio diaria de sobre el 50%, hecho que provoca que cerca del 30% de su capacidad instalada de generación se encuentre sin el combustible principal de funcionamiento. Para el caso del SIC, tanto el porcentaje de racionamiento, como el de incidencia en la producción, han sido menores debido a que en este sistema la generación hidroeléctrica posee un desarrollo importante. La capacidad instalada de generación se ve afectada con un 41% de racionamiento promedio diario, lo que corresponde a cerca de un 12% de su capacidad instalada. El siguiente gráfico muestra la evolución de las restricciones de gas natural aplicado a Chile desde Argentina en el presente año.


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Grafico 11: Evolución de restricciones de gas natural aplicado a Chile desde Argentina – Fuente: [70].

Mas información acerca de la configuración de los gasoductos, la forma de importación del gas natural, acuerdos que rigen dicha importación hacia Chile y otros, pueden encontrarse en “Tesina: Efectos de las restricciones en el sistema argentino de Gas Natural sobre las exportaciones de gas natural a Chile”[32] o en “Mercados Eléctricos: Dependencia del sector eléctrico chileno del gas natural importado desde Argentina”[33].

4.3 Situación actual del Gas Natural en Argentina Argentina es hoy el segundo usuario mundial de gas natural. Este combustible representa casi el 50% de los recursos de energía del país, el doble de EE.UU. y el cuádruple de Japón. A pesar de ello, o quizás por ello, es un sector en permanente alerta, debido a la constante amenaza de desabastecimiento; y una certeza: si no se invierte, en 10-15 años se acaban las reservas. En primer lugar, es necesario aclarar que los grandes descubrimientos de los yacimientos gasíferos en Argentina tuvieron lugar en la década del ’70. A partir de ese momento, y específicamente con el descubrimiento de gas natural en la Cuenca Marina Austral, en la Cuenca Neuquén y en la del Noroeste, en volúmenes no conocidos hasta entonces, se toma clara conciencia de la importancia del gas para distintos usos. El mercado del gas natural argentino, al igual que el sector eléctrico nacional, está conformado por tres segmentos: producción, transporte y distribución, con sólo el primer segmento desregulado.


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El sistema de transporte de gas está conformado por dos sistemas: el Sistema del Gasoducto del Norte y el Sistema del Gasoducto del Sur que están a cargo de las empresas de transporte.

Transportadora del Gas del Norte (TGN). Transportadora del Gas del Sur (TGS).

Respectivamente, cuya capacidad se vende sobre la base de servicios firmes o ininterrumpibles, con una tarifa regulada, y servicios interrumpibles43. Sin embargo, desde fines de los ’90, resultaba clara la aparición de síntomas estructurales preocupantes en el sistema gasífero argentino, que hacían necesario aplicar reformas que nunca se efectuaron. Estos síntomas pueden resumirse en tres grandes grupos, de los cuales dos ya fueron expuestos en la sub-sección 4.2.2.

Restricciones en la capacidad de transporte del Sistema de Gasoductos argentino (principalmente por faltas de inversión).

Inconvenientes en el suministro de gas natural en boca de pozo en las cuencas

(principalmente debido a limitaciones en la capacidad de producción y en un segundo plano debido a escasez de reservas económicamente extraíbles, ambas nuevamente motivadas por la falta de inversión respectiva).

Fin de convertibilidad monetaria 1 a 1 con el dólar, lo que provocó una

importante caída de los ingresos por concepto de tarifas, y esto a su vez, trajo un congelamiento de las inversiones que han llevado al mercado energético argentino a una posición de elocuente inestabilidad.

Ahora en el 2004, el agravamiento de esos síntomas y un efecto combinado de creciente demanda con insuficiente oferta de gas natural, han originado una crisis energética de características estructurales, que compromete el normal abastecimiento interno de servicios públicos esenciales (gas y electricidad) y externos como el de nuestro país. Las reservas probadas de gas de Argentina alcanzan para 13 años; esto significa que si no se encuentran nuevos depósitos de recursos o no se realizan nuevas perforaciones en los existentes, el stock se acabaría antes del año 2018, y sólo podría recurrirse a la importación. Además la relación reservas/producción ha venido mostrando una impresionante caída desde la segunda mitad de la década de los ’80, así hoy en día, el nivel de incorporación de reservas es un 33,9% menor que la producción anual actual.

43 Los servicios interrumpibles son aquellos que frente a una crisis de abastecimiento pueden ser suprimidos por el proveedor con el fin de hacer frente a dicha crisis.


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Grafico 12: Evolución de la relación Reservas/Producción de petróleo y gas natural en Argentina – Fuente: Secretaria de Energía de Argentina.

Una cosa parecida ha sucedido con la exploración de nuevos pozos de gas natural que muestra una franca caída desde el año 2000, esto ha ayudado a que no haya habido incorporación de nuevas reservas de importancia.

Grafico 13: Evolución de la cantidad de Pozos de Exploración de gas natural – Fuente: Secretaria de Energía de Argentina.


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Sin embargo, es necesario tener en claro que en los últimos años el esfuerzo gasífero se ha realizado solo en las etapas de transformación, en las plantas de tratamiento y en la conducción. Incluso es mas, en los últimos periodos de intensa perforación exploratoria no se produjeron descubrimientos significativos en cuanto a reservas, y esto ha desanimado al sector a continuar en la búsqueda, que al igual que en la minería implica grandes inversiones de alto riesgo. Por otro lado, en el último tiempo solo se han realizado inversiones en aquellos lugares donde históricamente hubo existencias, mucho menos en los lugares con factibilidad, y casi nada en sitios con alto riesgo económico-financiero. Sin embargo, es necesario recalcar hasta el cansancio que lo primordial y más riesgoso, difícil, impredecible y costoso es descubrir los yacimientos, y lo más fácil, en comparación, es explotarlos y construir los gasoductos y las instalaciones de distribución. En la exploración, los niveles de riesgo, incertidumbre y costos son casi impredecibles. En cambio, poner en marcha un yacimiento de gas ya descubierto, transportarlo y distribuirlo, tiene valores de riesgo, incertidumbre y costos acotados y predeciblemente ciertos. Hasta ahora, solo hemos hablado de las reservas económicamente extraíbles, pero que pasa con las probables y las potenciales, a continuación se expone una tabla en donde revisamos este aspecto.

Tabla 12: Reservas Comprobadas y Probables de petróleo y gas natural por cuenca al 31/12/2002 – Fuente: Secretaria de Energía de Argentina.

Esta tabla nos permite ver que solo la cuenca Austral posee reservas probables relativamente importantes con respecto a las comprobadas, por el contrario, todas las demás muestran reservas potenciales menores, es más, la cuenca de Neuquina desde donde Chile importa la mayor cantidad de gas natural presenta reservas potenciales comparativamente bajas con


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respecto a las comprobadas, sin embargo, en total las probables equivalen a un 46% de las comprobadas totales, lo que permite inferir que sí con los niveles actuales de producción las reservas totales de Argentina alcanzan en promedio para 13 años, entonces en el mejor de los casos, es decir, si todas las reservas probables se comprobaran, esto permitiría extender el tiempo de producción en 5 o 6 años más. No obstante lo anterior, revisando algunos otros documentos puede verse que en el país trasandino, está la creencia de que existen importantes reservas potenciales aún no descubiertas y que de una u otra forma el mantener una cantidad de reservas restringidas le conviene a Argentina, pues, puede con esto mantener un precio más atractivo para su recurso, sin embargo, si esto fuera así hay que tomar en cuenta que el mantener el mercado en esta constante incertidumbre podría llevar a que los consumidores, en especial aquellos importadores como nuestro país, comiencen a buscar formas energéticas alternativas, como puede ser, la diversificación de proveedores o la generación energética a través de ERNC. En síntesis todos los estudios sobre las actuales reservas apuntan a un hecho categórico, estas alcanzan para un máximo de entre 10 a 15 años más. Mas información acerca de la evolución de las reservas de gas natural y otros pueden encontrarse en la sección 9.7 del capitulo de Anexos y en los documentos “Contribución al Análisis de las Necesidades de Recursos Gasíferos en la República Argentina”[34] o en el “Anuario Estadístico Sector Energético Argentino 2002”[35]. Por otro lado, la crisis energética que experimentó Argentina a comienzos de este año, correspondió a una falta de inyección en los distintos yacimientos, cosa muy atípica para esa época del año, debido a la nula de inversión motivada por la última crisis económica vivida por el país vecino. Esta crisis energética mostró un déficit de suministro de gas natural que alcanzó en promedio los 20 MMm3/día[36], lo que derivó en cortes de suministro del sector eléctrico, industrias y exportaciones. En cuanto a las exportaciones debe dejarse en claro que los cortes fueron tanto para el suministro de gas natural, como también para la energía eléctrica que es exportada, esto es un tema que da para un análisis más profundo, debido a que es conocida la idea de interconectar los sistemas eléctricos chileno-argentino en un futuro próximo, es más, el plan de obras de Abril del presente año plantea la posibilidad de interconexión a través de dos líneas, una para abastecer el aumento de la demanda en el centro del país y la otra para abastecer el sur.


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Figura 5: Origen de la crisis de comienzos de año, vivida por el sistema gasífero argentino – Fuente: [70].

Sin embargo, luego de superada la falta de inyección, el factor que ha comenzado a causar problemas es la falta de capacidad de transporte de los actuales gasoductos para hacer frente a los peak invernales que experimenta la demanda por gas natural en Argentina, tanto así, que en el 2003 y ahora en el 2004 esto ya ha causado problemas y si no se toman medidas, el próximo invierno nuevamente habrá problemas de abastecimiento[37]. A continuación se expone un gráfico que pone en evidencia este problema (veáse también la sección 9.8 del capitulo de Anexos).


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Grafico 14: Variación del Factor de Carga de los principales gasoductos argentinos a lo largo del año – Fuente: CEARE.

Es más, en Argentina no se construyen nuevos gasoductos para el mercado interno desde la entrada en servicio del Gasoducto Neuba en 1988; las ampliaciones realizadas en la red de transporte han consistido solo en el incremento de la capacidad instalada en compresión; aumento de la presión de compresión; trabajo de mantención de los gasoductos, etc. Todo lo anterior ha configurado un escenario en donde en invierno la demanda supera a la capacidad de transporte que posee el sistema argentino y que hoy alcanza a los 120 MMm3/día. A continuación se expone un gráfico que muestra este hecho.


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Grafico 15: Variación de la demanda por gas natural en Argentina, año 2003 – Fuente: CEARE.

Esto se debe, tal como se ha argumentado anteriormente, a la falta de inversión en capacidad de transporte propiciada por la crisis económica vivida por Argentina. El siguiente grafico muestra la paralización de las expansiones que ha sufrido el sector desde el año 2002. Lo cual, pone en evidencia que un nuevo gasoducto troncal ya debería haber sido construido.

Grafico 16: Evolución de la Capacidad de Trasporte de gas natural en el sistema argentino – Fuente: CEARE.


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En síntesis, la crisis de abastecimiento se produce por un efecto combinado del incremento de la demanda44 y déficit de la oferta (inyección y transporte); fenómeno que se venia insinuando desde finales de los años ’90, pero que se potencia a raíz del fin de convertibilidad monetaria 1 a 1 con el dólar y del congelamiento tarifario de los precios de generación de los combustibles[38]. Además, es importante poner de manifiesto que existen muchas voces en Argentina que hablan de una reestructuración del sector gasífero, luego de salida de la convertibilidad, con el fin de adaptarlo al nuevo escenario, esto busca promover precios acordes al nuevo entorno que devuelvan el incentivo necesario a las inversiones, por lo cual, es muy probable que en un plazo no muy lejano los precios de importación de gas natural hacia nuestro país sufrirán un incremento45.

Grafico 17: Evolución de Precios Promedio de Generación por Cuenca de gas natural argentino – Fuente: [70].

Por último, no podemos dejar pasar el hecho que las autoridades argentinas ven que aunque se retomen las inversiones y estas comiencen a desarrollarse nuevamente, siempre existe la posibilidad de que se produzcan desabastecimientos, es más, las proyecciones indican que las

44 Luego de que el país comienza a dejar atrás la crisis económica del 2001-02 y comienza a reactivarse el consumo. 45 Veáse el siguiente link (que habla de este tema) con respecto a la fijación de precio de nudo de Octubre del presente año. http://www.cne.cl/noticias/hidrocarburos/noti20_09_04.php


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futuras expansiones en transmisión no serán suficientes para hacer frente al crecimiento estimado de la demanda46. A continuación se expone un gráfico que permite observa esto.

Grafico 18: Proyección de crecimiento de la demanda de gas natural v/s expansión de la Capacidad de Transporte y niveles de desabastecimiento esperados para Argentina – Fuente: [70].

Mas información acerca de la evolución de la capacidad de transporte de gas natural argentino y otros pueden encontrarse en la sección 9.8 del capitulo de Anexos y en el “Instituto Argentino de la Energía - General Mosconi”.

4.4 Las Fuentes de Energía Renovables (FER) Las Fuentes de Energías Renovables (FER) pueden clasificarse en dos grupos, Energías Renovables Convencionales (ERC) (Ej.: Hidráulica de Gran Escala como son las mega centrales hidroeléctricas) y Energías Renovables No Convencionales (ERNC) (Ej.: Mini Hidro, Eólica, Geotérmica, etc.) según sea el grado de desarrollo de sus tecnologías y la penetración en los mercados energéticos que ellas presenten[39]. Las ERNC se caracterizan porque en sus procesos de transformación y aprovechamiento de energía útil no se consumen ni se agotan en una escala humana. Otra de las características importantes de este tipo de energías, es que generan un impacto medioambiental significativamente inferior a las Fuentes de Energías Convencionales (FEC) (Ej.: Carbón, Petróleo y sus derivados).

46 Producto del atraso acumulado que estas presentan c/r al crecimiento de la demanda, debido al tiempo que estuvieron detenidas.


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Las ERNC son de naturaleza autóctona, por lo que pueden contribuir a reducir la dependencia de las importaciones energéticas y aumentar la SS Energético, en particular la SSE, además el desarrollo de ERNC puede promover activamente a la creación de empleo, sobre todo en las PYMES, tan importantes en Chile y que por lo demás constituyen el grueso de las empresas del país. Las tendencias actuales muestran que en los últimos años se han logrado considerables progresos tecnológicos relacionados con las ERNC y los costos de generación se reducen rápidamente[40]. Sin embargo, un serio obstáculo para que se dé un mayor uso de este tipo de energías han sido lo altos costos de inversión iniciales, con respecto a las FEC, que ellas necesitan47. Esto se debe, particularmente y tal como se argumentó en la sección 2.3, al hecho de que actualmente los precios de las FEC no internalizan los costos causados a la sociedad, provenientes del daño ambiental que provoca su uso. Otro importante obstáculo para las ERNC, es que a pesar del gran desarrollo que han experimentado en los últimos 20 años, aún el grado de eficiencia y disponibilidad48 sigue favoreciendo a las FEC, además, como ocurre con otras muchas tecnologías innovadoras, sufren de una falta de confianza inicial por parte de los inversores, los gobiernos y los usuarios, causada por la falta de familiaridad con su potencial técnico y económico, así como por la resistencia general al cambio y las nuevas ideas[41].

47 Aunque debe rescatarse que los costos de explotación, luego de la inversión inicial, son inexistentes o muy pequeños en comparación a las FEC. Sobretodo aquellos ligados al costo de combustible, que para estos tipos de energía es prácticamente nulo. 48 Entiendase por eficiencia la cantidad de energía generada por unidad de “combustible” y por disponibilidad, la fracción del tiempo y calidad de funcionamiento que pueden entregar con respecto a las FEC. Por ejemplo, la energía eólica presenta gran variabilidad de generación dependiendo de las condiciones que presenten los campos de viento que nutren su desempeño.


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Grafico 19: Tendencias en el costo de generación de las ERNC – Fuente: NREL. Entre estas fuentes de energía están49: La hidráulica50, solar, eólica, biomasa, geotérmica, biogás y las de corrientes marinas. A continuación se expone una pequeña descripción de las más sobresalientes[42].

Centrales Hidroeléctricas de Pequeña Escala (Mini Hidro): En términos de capacidad y rendimientos de energía, esta es la tecnología de las ERNC más desarrollada en el mundo entero. Consiste en pequeñas represas para una capacidad de generación eléctrica no superior a los 10 MW que convierten la energía disponible en pequeños flujos de agua, conducidos a través de tubos, en energía eléctrica al mover pequeñas turbinas, luego de esto, los flujos de agua son devueltos a los causes del río. Una de las principales características de este tipo de tecnología es un bajo impacto en el ambiente debido a que al ser pequeñas las represas las acumulaciones de agua son también pequeñas y no alteran fuertemente el cause de los ríos. El potencial hídrico mundial se estimaba en 7300 TWh/año en el año 1995, de esto el 32% ha sido desarrollado y el 5% corresponde a centrales hidroeléctricas de pequeña escala.

49 Notar que esta lista no es exhaustiva pues existen otras categorías de ERNC no incluidas, debido a su incipiente desarrollo. 50 Hay que tener en cuenta que este tipo de energía se divide en dos tipos: La hidráulica de gran escala, que forma parte de las ERC y la hidráulica de pequeña escala que forma parte de las ERNC, no obstante, para efectos de este informe se entenderá que se habla solo de la de pequeña escala.


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Biomasa: Por biomasa se entiende 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. Los combustibles de biomasa están presentes en todo el mundo y con mayor facilidad en lugares en donde la industria forestal está muy desarrollada. El total mundial de generación eléctrica con biomasa era hasta el año 1995 de 127 TWh/año y se planea que aumente hasta los 291 TWh/año. En estos momentos la UE es el conglomerado líder en la producción de energía de este tipo, también es importante la participación de EE.UU.

Eólica: La energía eólica, transformada en energía mecánica ha sido históricamente

aprovechada, pero su uso para la generación de energía eléctrica es más reciente, existiendo aplicaciones de mayor escala desde mediados de la década del ‘70 en respuesta a la crisis del petróleo y a los impactos ambientales derivados del uso de combustibles fósiles. La tecnología es simple, la fuerza del viento mueve unas hélices que a su vez mueven una turbina, la que concentra energía en su eje rotatorio que luego convierten en electricidad. Los costos de producir energía con esta tecnología se han reducido drásticamente en la última década, estimándose que se podría generar electricidad a costos tan bajos como 30 mills/KWh. La capacidad de generación mundial hasta el año 1995 era de aproximadamente unos 6000 MW. Debido a la complejidad y dinamismo de los mercados mundiales es difícil hacer una predicción certera, sin embargo, algunas evaluaciones hablan de una capacidad mundial de 37700 MW para el año 2010. Nuevamente es la UE el mercado líder de este tipo de tecnologías seguidos por EE.UU, que sin embargo, este último tiempo ha visto reducir su actividad, y Japón.

Geotérmica: La energía geotérmica tiene su origen en el calor natural del agua caliente

proveniente desde el centro de la tierra debido a la actividad volcánica. Esta agua puede tener temperaturas que fluctúan entre los 50-150°C. Los pioneros en este tipo de energía fueron los italianos en 1913. Sin embargo hoy en día son los EE.UU y el Reino Unido quienes más la han desarrollado. La tecnología esta probada, no obstante la variabilidad de calor en el sitio donde se extraerá el agua puede causar costos de capital que varían entre los 1.000-2.500 US$/KW instalado y la producción costos de entre 45-85 mills/KWh. La capacidad instalada mundial hasta el año 1995 era de aproximadamente 10000 MW para la producción de calor y de 6800 MW para la generación de electricidad. Los lideres en este mercado son los EE.UU, sin embargo, nuevamente en este ultimo tiempo ha disminuido notablemente su actividad.

Solar: Los sistemas de generación eléctrica solar atrapan los rayos del sol en paneles

colectores o focos concentradores que dentro de ellos los convierten en energía termal y esta a su vez luego, en energía eléctrica. Este tipo de tecnología está aun en una etapa de inmadurez, sin embargo, existen algunas aplicaciones en el mundo, destaca la granja solar instalada en California, EE.UU que posee una capacidad de aproximadamente 350 MW. En la UE esta tecnología no ha sido muy desarrollada debido a las pocas condiciones solares que posee la región. Se estima que el potencial mundial de esta tecnología podría ser de 3000 MW en el año 2010.


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Biogás: Consiste principalmente de la energía proveniente de los gases de efecto

invernadero como el metano y el CO2, que son producidos naturalmente cuando la basura es depositada en los rellenos sanitarios. Este tipo de energía ha sido desarrollada en la UE desde principios de la década de los ’80 y hasta el año 1995 poseía una capacidad instalada de 553 MW, se espera incrementarla hasta los 1633 MW el año 2010. El mercado mundial de este tipo de energía se estima en 4500 MW para el año 2010.

Co-Generación (CHP)[7]: Consiste en aplicaciones o tecnologías que recuperan el

calor del vapor o del agua caliente, utilizada en procesos industriales, para producir en forma combinada calor y electricidad. El calor que puede ser aplicado en nuevos procesos industriales, con la consiguiente disminución de costos, o inyectado a alguna red de distribución para ser utilizado como calefacción por clientes particulares. Por su parte, la electricidad puede ser utilizada por los mismos procesos industriales, ser inyectada a alguna red eléctrica o vendida en forma directa a clientes particulares.

A diferencia de la electricidad la producción de calor es predominantemente descentralizada, a través de plantas de calor individuales o plantas de calor dedicadas con sus propias redes de transmisión. Lo anterior, sumado a su alta eficiencia, bajo costo de capital incremental y considerables economías de escala, lleva que este tipo de tecnología sea una atractiva y económica fuente de generación distribuida. Más del 80% de la capacidad instalada en CHP pertenece a grandes industrias, preferentemente las de celulosa, química, refinamiento de petróleo y procesamiento de alimentos, que aprovechan parte de la energía utilizada en sus procesos industriales para generar calor y electricidad con esta tecnología. Además mucha de la capacidad instalada desarrollada en OECD ha sido consecuencia de políticas gubernamentales que han estado enfocadas a apoyar centrales que inyecten su producción a los grandes sistemas eléctricos. Estudios estiman que la producción de energía a través de tecnologías CHP puede reducir los gases efecto invernadero (GHG) en cerca de un 20-30% comparado con el petróleo. Este tipo de energía cuenta en la UE con una penetración que alcanza al 9% de la producción de electricidad y espera ser doblada para el año 2010, de esta forma se evitará la emisión de sobre 65 Mtoe/año para ese año. Sin embargo, el potencial de las tecnologías CHP es mucho más grande y con un adecuado marco de desarrollo para economías de libre mercado su participación podría hasta triplicarse para el año 2010. Por su parte en EE.UU la participación de este tipo de tecnologías alcanza 50.4 GW, lo que corresponde al 6% la capacidad instalada total, la gran mayoría en platas industriales de gran envergadura. Más información sobre esta interesante tecnología puede ser encontrada en “Distributed Generation in Liberalised Electricity Markets” de la IEA[43].

4.4.1 Tecnologías en ERNC


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Las principales tecnologías basadas en ERNC pueden ser comparadas entre sí de acuerdo a un conjunto de factores, económicos, técnicos y ambientales. En los factores económicos destacan la inversión inicial y los costos de operación y mantenimiento. Algunos factores técnicos son el tipo de generación (AC-DC), implementos necesarios para la conexión a la red y capacidad de variar la generación. Los aspectos ambientales son las emisiones y el respeto por el entorno. En la siguiente tabla51 se muestra un cuadro comparativo de las tecnologías de ERNC y sus aplicaciones. En ella se exponen aspectos técnicos, económicos y ambientales. Esta tabla fue elaborada por la Universidad de Chile en el marco del proyecto “Análisis Operacional y Comercial de Proyectos de Cogeneración y Energías Renovables Conectados a Redes de Sub-Transmisión y Distribución Eléctrica”[44].

Tecnología Eólica Solar PV Mini Hidro Térmicas Biomasa Celdas Geotérmica

TÉCNICOS 1 Aplicaciones <3MW* >100W <10MW <10MW <2MW* 1 a 500 MW 2 Desarrollo ALTO MEDIO ALTO ALTO BAJO MEDIO 3 Eficiencia 40-50 15-20 >85 20-40 35-54 10-17 4 CHP NO NO NO SÍ SÍ SÍ 5 AC/DC AC/DC DC AC AC DC AC

6 Generador ASIN/ INV/SIN INV SIN SIN INV SIN

7 P BAJA BAJA MEDIA ALTA ALTA MEDIA 8 Q Depende BAJA SÍ SÍ BAJA SÍ 9 P. Móviles SÍ NO SÍ SÍ NO SÍ 10 Red Depende BAJA MEDIA ALTA ALTA MEDIA 11 24H NO NO NO SÍ SÍ SÍ 12 Recurso VAR VAR VAR FIJO FIJO FIJO 13 Parque SÍ SÍ NO NO ¿? SI 14 Distancia MEDIA BAJA MEDIA MEDIA BAJA MEDIA

15 Chile 1-4

5-7 8-10 11-12

ALTO ALTO ALTO ALTO

ALTO MEDIO MEDIO BAJO

BAJO MEDIO ALTO

MEDIO

BAJO ALTO ALTO BAJO

BAJO BAJO BAJO BAJO

ALTO ALTO ALTO ALTO

ECONÓMICOS 16 Capital 800-1000 2500-4000 1500-5000 300-1600 3000-4000 1000-2500 17 O&M 0-2 ~0 0-2 5-10 5-10 2-5 18 Mano Obra MEDIO MEDIO BAJO BAJO ALTO MEDIA 19 Tiempo 6-12 0-1 6-12 6-12 1-5 12-24

LEGALES Y AMBIENTALES

51 Es importante dejar en claro que los valores que se obtienen para cada una de estas energías dependen principalmente de tres factores: ubicación geográfica de realización del proyecto, el estado del desarrollo de los “combustibles” (biomasa, eólica, etc.) y la tecnología especifica utilizada para hacer las evaluaciones (tipo de turbina, características particulares, etc.), esto explicaría algunas de las variaciones que existen cuando se observan los valores de distintas tablas para distintos estudios.


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20 Emisiones NO NO NO SÍ SÍ SÍ 21 Concesiones NO NO SÍ NO NO SI 22 Terrenos ALTO BAJO ALTO ALTO MEDIO ALTO 23 Ruido MEDIO NADA BAJO MEDIO NADA BAJO 24 Vista ALTO BAJO MEDIO MEDIO BAJO ALTO

Tabla 13: Comparación Tecnologías de ERNC – Fuente: [44].

En los párrafos siguientes se aclara el alcance de cada uno de los puntos tratado en la tabla.

A) Aspectos Técnicos

1. Aplicaciones: Se muestran los tamaños individuales para aplicaciones de ERNC. Las cifras reflejan la situación actual del mercado. Las cifras están limitadas por tecnología, y por regulación o niveles de inyección en niveles de distribución. En los casos eólico y celdas de combustible se muestran los límites impuestos por la tecnología. Además, los límites señalados para eólica, PV y celdas de combustibles corresponden a unidades individuales y no a centrales de generación o parques, los que están constituidas por varias unidades.

2. Desarrollo: Grado de desarrollo de la tecnología, es la confiabilidad que se puede esperar en la operación y el estado con relación a los máximos desempeños teóricos. Un desarrollo alto es cuando se pueden esperar una alta confiabilidad y se ha alcanzado la máxima eficiencia teórica del proceso.

3. Eficiencia: Es la eficiencia (%) de conversión en energía eléctrica, de la fuente primaria.

4. CHP: Posibilidad de uso en cogeneración.

5. AC/DC: Es la forma de la energía eléctrica que se obtiene del proceso de conversión, alterna (AC) y continua (DC). No se considera la interfase a la red. En los generadores eólicos se usan generadores de corriente continua y de alterna.

6. Generador: Es la forma en que se obtiene la corriente alterna para la conexión a la red de distribución. SIN corresponde al uso de generadores síncronos, ASIN es el uso de generadores de inducción e INV es el uso de inversores DC/AC. En los generadores eólicos se usan las tres formas de conexión.

7. P: Capacidad de adaptarse a las necesidades de demanda. Una alta capacidad, permite operar libremente dentro de los límites de diseño. Por el contrario, una baja capacidad sólo permite operar de manera limitada a las condiciones ambientales (Sol, Viento y Caudal).

8. Q: Capacidad de modificar la cantidad de reactivos inyectados a la red. En el caso de los generadores síncronos la capacidad es alta, mientras que en el caso de los inversores y generadores asíncronos existe un bajo rango de maniobras. En las turbinas eólicas depende del tipo de generador que se use.

9. Partes Móviles: Es la existencia de partes móviles en los equipos de generación.


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10. Red: Capacidad de operar aislado de la red de distribución o como equipo de respaldo. En las turbinas eólicas depende del tipo de generador que se use, los generadores asíncronos necesitan de la red para generar.

11. 24H: Disponibilidad de entregar la potencia nominal las 24 horas del día, todos los días del año.

12. Recurso: Se refiere a si el recurso es variable (VAR) o fijo durante el día y el año.

13. Parque: Es el uso de la tecnología en estructura de parque. En el caso de las celdas de combustible, la tecnología es muy nueva y con poco uso, por lo que no se sabe cuál es la mejor forma de operación. Esta decisión depende del uso en cogeneración y la integración con redes de vapor.

14. Distancia: Distancia necesaria entre la central y el consumo. Grado en que se pueden acercar las centrales a los consumos.

15. Chile: Disponibilidad de los recursos en Chile. Se divide Chile en cuatro zonas, regiones 1-4, 5-7, 8-10 y 11-12.

B) Aspectos Económicos

16. Capital: Inversión inicial en los equipos en US$/KW instalado. Se consideran los equipos de conexión a la red.

17. O&M: Costos de operación y mantenimiento de las centrales en US$/MWh generado.

18. Mano de Obra: Calificación de la mano de obra chilena, para labores de operación, mantenimiento y administración. Esta calificación se relaciona con una estimación cualitativa del nivel de conocimiento que posee el personal de mantenimiento chileno del funcionamiento de las tecnologías. Por ejemplo, que la calificación de la mano de obra de las unidades térmicas sea medio, significa que es relativamente fácil encontrar personal capacitado para realizar este tipo de mantenimiento, ya que es una tecnología conocida en Chile. Por el contrario, las celdas de combustible son prácticamente desconocidas en Chile, por lo que es prácticamente imposible encontrar personal que domine su funcionamiento y operación.

19. Tiempo: (medido en meses) aproximado de ejecución de los proyectos en Chile, suponiendo que se poseen los permisos y existe stock de los equipos.

C) Aspectos Ambientales

20. Emisiones: Son las emisiones generadas (CO2, NOX y partículas) Se consideran las emisiones generadas en la producción de hidrógeno y el uso de hidrocarburos.

21. Concesiones: Concesiones necesarias para la instalación de centrales. No se consideran los estudios de impacto ambiental necesarios para todas las centrales superiores a 3 MW.

22. Terrenos: Necesidades de terrenos para la instalación de las centrales.


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23. Ruido: Nivel de ruido generado por el funcionamiento de las centrales.

24. Vista: Efecto visual de las centrales en el entorno.

4.4.2 Las ERNC en Chile Las ERNC que tienen un potencial de desarrollo en Chile incluyen las Centrales Hidráulicas de pequeña escala, la Energía Eólica, Geotérmica, Solar y por último la Biomasa y Co-Generación (CHP)[44][45]. En Chile, según la CNE, las aplicaciones de las ERNC pueden concentrarse en dos grandes grupos.

Aplicaciones de Gran Escala: Este tipo corresponde a proyectos de generación eléctrica de gran envergadura, que serán conectados a los sistemas eléctricos nacionales. Para su desarrollo se considera un marco reglamentario y económico neutral con respecto a las energías convencionales52.

Aplicaciones en Electrificación Rural: Estos proyectos corresponden a generación

eléctrica de baja escala (10 MW como máximo) que buscan la aplicación de tecnologías “limpias” de manera descentralizada y en donde su uso sea competitivo con respecto a las fuentes de energía tradicionales.

La Ley Medioambiental Chilena N° 19.300 introduce como uno de sus elementos de regulación los “Planes para la Administración de Fuentes Renovables” sin embargo, debido a sus altos costos de inversión con respecto a las FEC, su desarrollo, hasta ahora, ha sido reducido (para más información con respecto a estas energías ver la sección 9.9 en el Capitulo de Anexos).

52 Lo cual, como hemos señalado anteriormente pone en una posición de franca desventaja a las ERNC c/r a las FEC.


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Tabla 14: Potencia Instalada en FER y Térmica en los sistemas eléctricos nacionales a Diciembre de 200153 - Fuente: CNE.

En el extremo norte del país, donde hay altos niveles de radiación solar, existen favorables condiciones para el uso de este tipo de energía, no obstante, esto no ha recibido mucha atención.

Figura 6: Potencial Campos

Geotérmicos – Fuente: ENAP.

Otra fuente de energía de gran potencial en Chile es la geotérmica, dada la alta actividad volcánica que el país posee. En enero del año 2000 fue publicada la Ley N° 19.657 sobre “Concesiones de Energía Geotérmica”, la cual, establece un marco de regulación y promueve la participación de privados en la exploración y uso de este tipo de energía. En otra iniciativa, la CNE en conjunto con el “Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo” (PNUD), han implementado un programa piloto para llevar electricidad a zonas rurales del país (“Plan de Electrificación Rural”), 53 Notar que “Hidráulica” incluye Complejos Hidráulicos de gran escala.


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comenzando con gasificación y biomasa pero que hoy en día utiliza también a muy pequeña escala placas solares.

Electrificación según tipo de tecnología Total País - Area Rural

Total: 462.596 viviendas rurales electrificadas

95.2%

0.5%4,3%

Red Pública Generador Propio o Comunitarios Placa Solar

Fuente: Datos Censales INE 2002

Grafico 20: Resultados Programa Electrificación Rural al año 2002 – Fuente: INE 2002.

Por último, Chile presenta favorables condiciones geográficas y climáticas para tomar ventaja en la generación energética a través de centrales hidroeléctricas de pequeña escala. Aproximadamente 110 instalaciones de este tipo han sido registradas en el país, destinadas principalmente a la electrificación de casas y telecomunicaciones. Si bien el uso de ERNC aún es insipiente en el país, esto podría cambiar en un futuro no muy lejano principalmente debido a la creciente demanda por energía eléctrica, desarrollo de nuevas tecnologías y creciente protección ambiental.

4.5 Visión bajo marco normativo actual en Chile En Chile la SSE ha tenido preponderantemente una visión sectorial (sector eléctrico), es decir, una donde se consideran fundamentalmente factores internos al sector en su estudio y evaluación. Lo anterior se desprende de un análisis del DFL N° 1[46], incluidas las modificaciones introducidas por la Ley Corta, desde donde es posible extraer un conjunto de términos y conceptos relacionados directamente con el tema de calidad de suministro eléctrico.


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Margen de reserva teórico: Mínimo sobre-equipamiento en capacidad de generación eléctrica que permite abastecer la potencia de punta en un sistema o subsistema eléctrico con una suficiencia determinada, dadas las características de las unidades generadoras y de las formas de transmisión del sistema eléctrico. Este concepto es de fácil relación con el de redundancia requerida, desarrollado por la estrategia de SSE de los EE.UU.

Suficiencia: Atributo de un sistema eléctrico cuyas instalaciones son adecuadas para

abastecer su demanda. Relacionado con los conceptos de redundancia y supervivencia.

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. Relacionado con el concepto de supervivencia.

Factor de Utilización: Factor numérico que varía entre 0 y 1 e indica el grado de

disponibilidad54 que tiene una infraestructura eléctrica (central, sistema de transmisión, etc.) para un tiempo definido (Ej.: año). Relacionado con el concepto de Fallas Esperadas.

Calidad de servicio: Atributo de un sistema eléctrico determinado conjuntamente por

la calidad del producto, la calidad de suministro y la calidad de servicio comercial, entregado a sus distintos usuarios y clientes. Concepto amplio que permite evaluar la venta de un producto o servicio a clientes finales.

Calidad del Producto: Componente de la calidad de servicio que permite calificar el

producto entregado por los distintos agentes del sistema eléctrico y que se caracteriza, entre otros, por la magnitud, la frecuencia y la contaminación de la tensión instantánea de suministro.

Calidad de Suministro: Componente de la calidad de servicio que permite estimar el

suministro entregado por los distintos agentes del sistema eléctrico y que se caracteriza, entre otros, por la frecuencia, la profundidad y la duración de las interrupciones de suministro. Esta componente no sólo valora la disponibilidad de la energía eléctrica sino también la calidad de la misma en términos de su similitud a una forma de onda ideal de voltaje en términos de frecuencia, valores efectivos e índices de contaminación armónica.

Confiabilidad: Cualidad de un sistema eléctrico determinada conjuntamente por la

suficiencia, la seguridad y la calidad de servicio. Este término esta relacionado directamente con a lo menos dos de los atributos de la SSE, el de la disponibilidad del producto por parte de los usuarios finales y con el concepto de redundancia.

Servicios complementarios: 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 81. Son servicios complementarios

54 La indisponibilidad se debe a salidas de servicios programadas como, puede ser, una mantención preventiva.


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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. Relacionado con el concepto de supervivencia.

Respecto de las transferencias de energía: Las transferencias de energía que se

produzcan en un centro de despacho económico de carga, resultantes de la dictación de un decreto de racionamiento, también se valorizarán al costo marginal instantáneo aplicable a las transacciones de energía en el sistema, el que en horas de racionamiento equivale al costo de falla.

Costo de Falla (DS 327): Notar que existe distinción entre costo de falla de energía y costo

de falla de potencia. Se entenderá que existe condición de racionamiento en una barra si, por cualquier circunstancia, los aportes de potencia no son suficientes para abastecer la demanda en condiciones normales de calidad de servicio. La profundidad de la falla, se establecerá respecto de la última proyección de demanda existente, en condiciones normales de calidad de servicio. En condiciones de racionamiento, el costo marginal instantáneo en la barra será igual al costo de falla correspondiente a la profundidad de la misma.

La legislación vigente contempla la existencia de un costo de falla que se emplea para simular el impacto de situaciones en que la oferta no permite satisfacer la demanda. Su valor se basa en un estudio (veáse la sección 9.13 del capítulo de Anexos) sobre el costo de la generación alternativa en que incurren los consumidores, para suplir el déficit. Por lo tanto, en algunos casos, corresponde al costo de producir 1 KWh en los equipos propios, habitualmente equipos diesel que tienen algunas industrias y centros mineros. Su valor es más alto que la unidad generadora más cara que opera en forma interconectada en el sistema eléctrico.

El costo de falla permite evaluar la alternativa de no satisfacer la demanda en algunos períodos breves del año, cuando existe algún problema de abastecimiento. Consecuentemente, es una alternativa para definir la SS deseada. Pues en los modelos de simulación de un sistema, el uso del costo de falla se traduce en un costo de energía que en definitiva sirven para evaluar la conveniencia de efectuar nuevas inversiones.

Cuando existe falla de energía, con consecuencia de racionamiento, el costo marginal de la energía es el llamado costo de falla. Es natural que el costo de transferencia energética sea entonces el costo de falla. Este aspecto se relaciona con el mercado esperado de costos de oportunidad de servicios de reservas, tema que debe ser tratado en el análisis de los servicios complementarios. Cuando existe falla de potencia, el costo marginal de energía no se encuentra afectado, sino que lo es el costo de potencia. Este se determina a partir de los costos en que incurren los consumidores al ocurrir una falla intempestiva. El hecho que no tenga anuncio, como la falla de energía, hace que el costo de falla de potencia en US$/MW no suministrado sea más elevado que el de energía para la misma cantidad de ésta que no se suministre. La legislación chilena actual no contempla este costo en la parte de precios


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regulados. Pero el mercado sí podría internalizarlo, lo que tiene relación con los valores que se espera debería reflejar a futuro el mercado de las reservas de potencia. Al respecto, un criterio que es conveniente para abordar este problema, consiste en que se puede determinar una probabilidad de pérdida de carga (LOLP) (Loss Of Load Probability) que sea óptima. Esto significa que para ese nivel de LOLP, los costos marginales de proveer reservas sean iguales a los costos marginales de falla de potencia. Esto difiere del esquema vigente basado en el margen de reserva teórico, cuyo costo se basa en el costo de inversión de una unidad de potencia marginal. Asimismo pueden emplearse otros índices de evaluación de la confiabilidad de un sistema, tales como el LOLP, LOLE (Loss Of Load Expectation), LOEE (Loss Of Energy Expectation).

De esta forma podemos ver como el costo de falla en conjunto con índices de calidad de suministro y de representación de la demanda (margen de reserva teórico), nos muestran la manera en que los modelos de operación y de planificación indicativa del sector se han relacionado con el concepto de SSE. El costo de falla55 establece un equilibrio entre los costos de combustibles de la generación de energía y los costos de inversión en nuevas instalaciones de generación y eventualmente de transmisión56. Por su parte, el margen de reserva teórico constituye una restricción en el modelo de optimización de la operación, lo que también repercute en el plan de obras indicativo y precios de nudo calculados. Este tipo de representación permite obtener de los modelos el costo de falla esperado y la cantidad de energía no servida en el sistema. En este análisis no se visualizan elementos externos al sector eléctrico que tengan impacto en la modelación, más allá de los planes de obras considerados y de los precios de combustibles estimados.

Sin embargo, la planificación de LP no incorpora de forma explícita un cobro por reducir el riesgo de fallas, salvo el pago por potencia. La legislación chilena, si bien incorpora el pago por potencia como forma de incentivar la formación de un “stock” de contingencia, no se hace cargo del hecho de que este “stock” puede utilizar los mismos tipos de combustibles. Por lo tanto, aunque existe un resguardo, este no considera un manejo de portafolio. La ley corta en Chile, busca remediar en alguna manera este problema, por cuanto permite liberar de peajes de transmisión a la generación a través de ERNC. No obstante, está claro que esto no es suficiente ya que el incentivo está limitado a instalaciones de una potencia menor a 9 MW y mientras la capacidad agregada no supere el 5% de la capacidad instalada total del sistema eléctrico. Por otro lado, y desde la perspectiva teórica el costo de falla antes presentado no contempla la totalidad de los efectos de un racionamiento eléctrico. En primer lugar, el costo sobre estima los efectos sobre la mayor parte de los consumidores, puesto que asume que estos están dispuestos a pagar la energía al costo de autogeneración. Esto se puede dar en algunos casos, pero sin lugar a dudas, no en el caso residencial, ni en el caso de los servicios (salvo excepciones). Es por ello que una buena medida del costo de falla debiera incorporar las pérdidas de bienestar de los consumidores medidas como el excedente del consumidor no otorgado por la falla. Esto se conoce como el costo social de falla, el cual es desarrollado extensamente por Galetovic et. al. (2002) (veáse la sección 9.13 del capítulo de Anexos).

55 Parte integrante de la función objetivo del problema de operación. 56 En la medida que el modelo de operación represente adecuadamente la transmisión.


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Por último es importante decir, que a pesar de que el concepto de SSE está implícitamente ligado a los anteriores, expuestos en esta sección, no existen medidas que permitan analizar el desarrollo del sector eléctrico en el LP y que si bien, el Modelo de Programación Dinámica GOL simula 10 años de operación del sistema57, su única restricción desde el punto de SSE, es que debe tratar en todo momento de abastecer sin problemas la demanda que experimente el sector.

4.6 Propuesta de SSE para Chile Utilizando la experiencia internacional se puede llegar a elaborar un marco de lo que debería entenderse por SSE en Chile. En un primer paso y tomando en cuenta las definiciones entregadas por Helm y el JESS (veáse las secciones 2.1 y 2.2 respectivamente), es necesario definir el concepto. Para iniciar una discusión se proponen dos definiciones similares.

1. “La SSE de un sistema es la factibilidad del sistema de enfrentar escenarios negativos razonables de LP, con una baja probabilidad de escasez permanente, a un precio acorde con la competitividad del país”.

2. “Medida del desempeño de un sector eléctrico respecto de la seguridad que el

consumidor final tiene de disponer de energía eléctrica a un nivel de precios acorde con la competitividad del país”.

Estas definiciones mezclan varias ideas que se discuten en la literatura. En primer lugar, las frases “factibilidad del sistema de enfrentar escenarios negativos razonables de LP” y “medida del desempeño de un sector eléctrico respecto de la seguridad que el consumidor final tiene de disponer de energía eléctrica” vienen ha hacerse cargo del efecto puntual de la SSE y están en concordancia con los planes desarrollados tanto por la UE, en cuanto a riesgos físicos, riesgos económicos y riesgos sociales que pueden amenazar la SS y también con el plan norteamericano, en cuanto los conceptos de diversidad, almacenamiento y redundancia principalmente. En segundo término, ninguna de estas definiciones olvida el concepto “precio del producto” que además unen al concepto de competitividad, lo que permite observar que cualquier grado de SSE que un país pretenda debe ser asequible para sus habitantes. Por otro lado, es importante recalcar que estas son definiciones cualitativas y que los valores que ellas pueden tomar, dependerán de cuan importante (cuanto se está dispuesto a pagar) para los consumidores es obtener un determinado nivel de SSE.

4.7 Proposición de Indicadores para Evaluar SSE en Chile Esta sección contiene la definición explícita de los indicadores de SSE que propone este Trabajo de Titulo, no sin antes, entregar un marco conceptual que permita argumentar su desarrollo.

57 En el caso del SIC.


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Tal como argumentamos anteriormente en el capitulo 3, el sector eléctrico está constituido por empresas e instituciones reguladoras y fiscalizadoras que interactúan con el objetivo central de abastecer a los consumidores de energía eléctrica, haciendo uso de los denominados Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP). Por su parte, los SEP pueden definirse como el conjunto de instalaciones que permiten generar, transportar y distribuir la energía eléctrica en condiciones adecuadas de tensión, frecuencia y disponibilidad. En el desempeño de este sector intervienen factores internos y externos, entre los que pueden mencionarse.

Factores Internos: Decisiones de inversión en los distintos segmentos (generación, transmisión, distribución), criterios de operación del sistema, procedimientos bajo situaciones de contingencia, estructura de contratos, desarrollo de reglamentaciones y normas, planes de mantenimiento, know how técnico.

Factores Externos: Variaciones de precios de combustibles primarios, disponibilidad

de insumos críticos, cambios climáticos, innovaciones tecnológicas, guerras, terrorismo y tendencias políticas.

Este conjunto de factores interactúan de manera compleja, lo que se traduce en un nivel de SSE implícito del sector. Por otro lado, existen distintos modelos de planificación y simulación de operación que permiten abordar la SS de los SEP en cuanto a su desempeño, sin embargo, la visión que ofrecen estos modelos es una totalmente técnica y generalmente no integrada58, es decir, permiten evaluar el desempeño aislado de cada segmento de un sistema eléctrico pero no permiten ver todo el sistema en su conjunto59, otro factor importante es que estos modelos toman como entrada segura el combustible primario (agua, gas, petróleo u otro) que permite el funcionamiento del sistema y por último, estos enfoques dejan fuera del análisis aspectos tan importantes como los sociales y económicos. A continuación se exponen brevemente los modelos más sobresalientes y sus características.

Coordinación de operación, planificación: Estos modelos permiten evaluar distintos escenarios de expansión, comparando los costos de inversión y operación esperados. Los costos de operación incluyen los costos producto de las energías no servidas en el sistema (fallas). Los modelos detallan las energías no servidas para cada uno de los períodos considerados (usualmente 10 años). Asimismo, estos modelos entregan los costos marginales resultantes en el sistema, los que reflejan los eventos de falla y/o desabastecimiento. Los escenarios de expansión de los sistemas de transmisión y generación, así como los costos de combustibles corresponden a datos de entrada a este tipo de modelos. Para los estudios de planificación indicativa, es común el uso de la regla de decisión basada en la minimización del máximo arrepentimiento (min-max) de los costos de operación e inversión esperados, respecto de los distintos escenarios

58 No podemos olvidar agregar a todo lo anterior el gran costo de inversión y mantenimiento que necesitan estos modelos, debido a que requieren de personal muy calificado y monitoreo constante. 59 Debido a la complejidad que implica esto.


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(demanda, costos de combustibles). Un ejemplo de aplicación de este enfoque son los Modelo de Programación Dinámica GOL y OMSIC.

Estudios de confiabilidad: Corresponden al cálculo de índices de confiabilidad del sistema, tales como LOLP, LOLE o LOEE. Este tipo de estudios buscan simular las posibles fallas de las distintas componentes de un sistema eléctrico con el fin de poder evaluar su habilidad para seguir abasteciendo consumos. Una herramienta utilizada para realizar este tipo de cálculos es simulación de tipo Monte Carlo.

Seguridad estática: Estudios de este tipo hacen uso intensivo de herramientas de

flujo de potencia, con el fin de evaluar el comportamiento estacionario del sistema frente a distintas contingencias predefinidas (Ej.: salidas de circuitos de líneas de transmisión, salidas de centrales generadoras). Este tipo de estudios generalmente sólo consideran la salida simultánea de un elemento en el sistema, lo que se conoce bajo el nombre de estudios de seguridad n-1(Ej.: salida imprevista de una central del sistema y como el resto se hace cargo de este problema sin que el sistema colapse). La habilidad de un sistema de soportar, desde el punto de vista estacionario, contingencias del tipo n-1, es un indicador clásico de SSE.

Estudios dinámicos: Permiten estudiar la robustez de un sistema frente a distintas

perturbaciones desde el punto de vista de la estabilidad transiente y dinámica. La realización de este tipo de estudios requieren de una cantidad y calidad alta de datos, ya que esencialmente representan el comportamiento dinámico del sistema a través de sistemas de ecuaciones diferenciales, las que a partir de un estado de operación estacionario son solucionadas en presencia de una perturbación o contingencia. Este tipo de estudios permiten estimar la evolución de la frecuencia y el voltaje en las distintas barras del sistema frente a contingencias, lo que en definitiva establece las zonas donde existen desprendimientos de cargas, o bien, si existe un black-out generalizado.

Para estas distintas familias de enfoques es usual ver resúmenes de información en forma de gráficos, donde se destacan tendencias y variabilidad para los distintos escenarios considerados.

4.7.1 Conceptos básicos sobre Indicadores En términos generales, un indicador (Ej.: Emisiones de CO2) no es mas que una medida que ofrece información más allá del dato mismo, permitiendo un conocimiento más comprehensivo de la realidad a analizar (calentamiento global). En definitiva, según Chevalier (1992) el indicador es una medida de la parte observable de un fenómeno que permite valorar otra porción no observable de dicho fenómeno[47]. De esta forma, el indicador, se convierte pues en una variable que “indica” determinada información sobre una realidad que no se conoce de forma completa o directa (Ej.: El nivel de desarrollo, el bienestar, etc.). Por otra parte, como señala Ott (1978), un indicador puede ser la forma más simple de reducción de una gran cantidad de datos, manteniendo la información esencial de ellos[48]. El indicador ha de permitir una lectura sucinta, comprensible y científicamente válida del fenómeno a estudiar.


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En este sentido, la aproximación de Gallopín (1996) resulta más interesante desde la óptica de la teoría de un Sistema. Este autor define los indicadores como variables (y no valores), es decir, representaciones operativas de un atributo (calidad, característica, propiedad) de un sistema[49]. Los indicadores por tanto son imágenes de un atributo, las cuales son definidas en términos de un procedimiento de medida u observación determinado. Cada variable puede asociarse a una serie de valores o estados a través de los cuales se manifiesta. Las tres funciones básicas de los indicadores según la OCDE (1997) son[50].

Simplificar Cuantificar Comunicar

Los indicadores han de ser representaciones empíricas de la realidad en las que se reducen el número de componentes. Además, han de medir cuantitativamente60 el fenómeno a representar. En la teoría de la medida, el término indicador se refiere a la especificación empírica de conceptos que no pueden ser completamente medidos de forma operativa, como el bienestar o la sostenibilidad. Por último, el indicador ha de utilizarse para transmitir la información referente al objeto de estudio. Normalmente se distingue entre indicadores simples e indicadores complejos, sintéticos o índices (veáse Figura 7). Los primeros hacen referencia a estadísticas no muy elaboradas, obtenidas directamente de la realidad. La información que se infiere de estos indicadores es limitada, pero sirven para tener una primera visión del fenómeno en estudio. Los indicadores sintéticos o índices son medidas adimensionales resultado de combinar varios indicadores simples, mediante un sistema de ponderación que jerarquiza los componentes. La información que se obtiene de estos indicadores es mayor, si bien la interpretación de la misma es, en muchos casos, más dificultosa y con ciertas restricciones. No obstante, esta jerarquía entre indicadores no puede tomarse como una regla general, pues en muchos casos, indicadores simples son utilizados como índices para la toma de decisiones[51].

Figura 7: Proceso de Elaboración de Índices – Fuente: [54].

A su vez, dentro de los indicadores pueden también distinguirse los indicadores objetivos o cuantitativos, aquellos que son cuantificables de forma exacta, de los indicadores subjetivos o cualitativos, que hacen referencia a información basada en 60 Al menos establecer una escala.


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percepciones subjetivas de la realidad pocas veces cuantificables (Ej.: calidad de vida), pero necesarias para tener un conocimiento más completo de la misma. Por ejemplo, un indicador objetivo es la tasa de alfabetización de la población, mientras que uno subjetivo sería la percepción individual del paisaje urbano. Por su parte, Gallopín (1997) propone una clasificación de las funciones principales de los indicadores.

Evaluar las condiciones y tendencias Comparar entre lugares y situaciones Evaluar las condiciones y las tendencias en relación a los objetivos y metas Conseguir información prioritaria de forma rápida Anticipar las condiciones y tendencias futuras.

Con respecto a valores de referencia para indicadores, Gallopin (1997) diferencia a nivel conceptual los posibles tipos.

Estándar/Norma/Benchmark: Se refieren al estado o valor establecido deseable por la autoridad o el consenso social. Asimismo, puede considerarse a su vez como un valor de referencia técnico usado para medir. Algo que sirve de estándar por los que otros miden o juzgan.

Valor Objetivo: Aluden explícitamente a la intención, representando un valor (o

intervalo), no necesariamente observado, que se espera alcanzar como objetivo final de la política a implementar.

Umbral: De naturaleza más técnica, representan valores pasados, de los cuales algo es

cierto o representativo. Dentro de este grupo de valores umbrales, según Nijkamp y Vreeker (2000), existen unos llamados valores umbrales críticos que son valores numéricos normativos que aseguran un mínimo de equilibrio para el fenómeno en estudio. Este valor indica el nivel mínimo de cada indicador, por debajo del cual, incluso si los demás indicadores son muy positivos, se ha de clasificar la situación como insostenible[52]. Derivado de lo anterior se constata la importancia de seleccionar un criterio idóneo para determinar los valores de referencia en cada caso en estudio. Por último, es importante destacar que no existe un consenso metodológico acerca de cómo seleccionar valores de referencia.

4.7.2 Sistemas de Indicadores Un sistema de indicadores se refiere a un conjunto de indicadores organizados mediante una estructura específica, cuyo objetivo es entregar una visión integradora acerca del fenómeno en estudio. Además, un sistema de indicadores necesita de un modelo científico a priori que describa el fenómeno. De lo anterior se desprende que la información que puede entregar el sistema en su conjunto es mayor que la entregada


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por cada uno de sus ámbitos o partes, es decir, cada una de sus partes actúan en conjunto de manera sinérgica (Ott 1978; 1995)[53]. Un sistema de indicadores ofrece un instrumento analítico para representar un modelo científico, de forma comprehensiva, así como realizar el seguimiento de las variables en base al grado de consecución de los niveles-objetivo especificados. Los sistemas de indicadores pueden utilizarse para un amplio abanico de posibilidades. Algunas de ellas se exponen a continuación a. Modelación: Un sistema de indicadores elaborado de forma rigurosa permite el análisis de los

elementos que componen el fenómeno en estudio, junto a los subsistemas derivados y las relaciones entre los elementos, tanto desde un punto de vista estático, como dinámico, analizando la evolución de las variables.

b. Simulación: A partir del modelo es posible utilizar los indicadores para analizar las variaciones que se producen alterando sólo algunos componentes y manteniendo en el resto ceteris paribus. Esto es interesante al analizar realidades que difícilmente se pueden recrear en un laboratorio, como es el caso de los temas económicos.

c. Seguimiento y Control: Establecidos los valores objetivos o metas, los indicadores permiten cuantificar el grado de consecución de los mismos, así como las causas que llevan a dicha situación.

d. Predicción: Al trabajar con fenómenos que varían en el tiempo es posible, a partir de un sistema fiable de indicadores y las series históricas, aproximarse a la realidad de un futuro más o menos cercano.

La estructura lógica en la que se organiza un sistema de indicadores varía en función de los objetivos que este persigue. Algunas de estas estructuras son las siguientes. a. Por Temas, Medios, Sectores o Ámbitos: Organizándose los indicadores en base a los

temas o problemáticas del fenómeno en estudio (SSE, competitividad, eficiencia); por medios (aire, agua, suelo); ó por sectores (industria, servicios, residencial).

b. Estructura Causal: Basándose en que las actividades humanas ejercen una presión sobre el medio, el cual registra cambios de estado, y que además, la sociedad responde para mantener o mejorar la calidad de los recursos naturales.

c. Estructura Espacial o Ecosistémica: Agrupándose los indicadores por ámbitos espaciales (barrios, núcleos, áreas metropolitanas) o por ecosistemas (ecosistema urbano).

De entre las innumerables utilidades que ofrece un sistema de indicadores, una de las principales, sin duda, es resolver los problemas que pudieran existir de información. Sin embargo, no es suficiente con recoger información sino también es necesario homogeneizar dichas técnicas para compatibilizar los sistemas de indicadores, salvándose así los problemas de comparabilidad espacial y temporal.


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Más información acerca de indicadores e índices y sus aplicaciones pueden ser encontradas en Castro Bonaño (2002)[54].

4.7.3 Indicadores Propuestos Finalmente, tomando en cuenta las dos definiciones entregadas de SSE para nuestro país en la sección 4.6, el marco teórico de análisis expuesto anteriormente, los conceptos acerca de indicadores, y que el objetivo de este Trabajo de Titulo es tener una primera aproximación y visión de LP acerca del concepto de SSE, se propone una lista de indicadores cuantitativos61 que permiten tener una visión de LP y toma en cuenta los conceptos más importantes de los enfoques de SS Energético propuestos por la UE y EE.UU., para un país con una economía en crecimiento como la nuestra. Estos conceptos son los de riesgos físicos, riesgos económicos y riesgos sociales en el caso del plan europeo y los conceptos de diversidad, almacenamiento, redundancia y centralización en el caso del plan norteamericano. Por otro lado, siendo el segmento de generación eléctrica medular en un estudio de SSE, primero en la cadena de abastecimiento de energía eléctrica y debido al estado de fragilidad con que funciona hoy en nuestro país. Los indicadores que a continuación se definen estarán más enfocados hacia este segmento y tomarán como base la información que entrega acerca del desempeño eléctrico el Modelo de Programación Dinámica GOL, es decir, para este trabajo serán utilizados como elementos de análisis de simulación de distintos escenarios de desarrollo eléctrico del SIC. Sin olvidar que habrá otros que si consideren el sector eléctrico en su conjunto. Además dado que se harán cargo de conceptos de SS Energético utilizados por la UE y EE.UU como competitividad, eficiencia y otros, se desprende que su estructura de organización será por temas o ámbitos de acción o impacto. Al mismo tiempo, es importante notar, que tomando en cuenta, que la SSE es un tema delicado que aqueja a un país por completo, los indicadores propuestos han sido pensados para un tomador de decisión que maneje la información que permite su evaluación, tenga entre sus responsabilidades el buen desempeño del mercado eléctrico y también, su desarrollo futuro, este papel le corresponde, en nuestro país, tanto a la CNE como al CDEC. Además es importante recalcar que buscan apoyar la toma de decisiones de desarrollo futuro del mercado eléctrico nacional. El esquema seguido para su construcción puede verse en la sección 9.10 en el capitulo de Anexos.

61 Como primer paso para en un futuro llegar a construir un conjunto de índices de SSE.


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1. Nombre Generación Eléctrica por Tipo Combustible v/s Demanda

Descripción Cantidad de energía eléctrica generada por cada tipo de combustible. Permite conocer la mezcla (grado de competitividad) que se da en la generación eléctrica por cada tipo de combustible utilizado, y como esta, se hace cargo de la demanda.

Forma Calculo MS Unidad GWh, TWh Ámbito Impacto SSE, C (se generará más con aquellas más competitivas económicamente). Respuesta Plan UE Físico (corte en suministro por problemas físicos), Económico (corte en

suministro en energético por crisis económica), Social (corte en suministro en energético por crisis política/social).

Respuesta Plan EE.UU Diversidad Ámbito Espacial Todos Ámbito Temporal Todos Fuente de Información BD, MS Valor Critico Representación Recomendada

Grafico combinado (columnas apiladas y línea) donde las columnas muestran el aporte de cada tipo de combustible por periodo de tiempo y la línea el nivel de la demanda.

2. Nombre Capacidad Instalada v/s Demanda Máx.

Descripción Mide el margen de potencia por el cual la capacidad instalada excede la demanda máxima o potencia de punta. Permite conocer saber cual es la capacidad de reserva que posee el sistema eléctrico para hacer frente a fallas inesperadas.

Forma Calculo BD Unidad MW, GW Ámbito Impacto SSE, C (tendrán mayor capacidad instalada aquellas más competitivas

económicamente). Respuesta Plan UE Físico, Económico Respuesta Plan EE.UU Diversidad, Redundancia Ámbito Espacial Todos Ámbito Temporal Todos Fuente de Información BD Valor Critico Representación Recomendada

Grafico combinado (columnas apiladas y línea) donde las columnas muestran el aporte de cada tipo de combustible por periodo de tiempo y la línea el nivel de la demanda.


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3. Nombre Suministro de Gas por Origen v/s Demanda Total

Descripción Mide la cantidad de suministro de gas importado, para la generación de electricidad, desde distintos países o zonas geográficas con respecto a la demanda total de importación de este energético. Permite conocer cual es la evolución de la dependencia y centralización/descentralización geográfica de los distintos proveedores de este combustible en el tiempo.

Forma Calculo BD, O (conociendo el nivel de generación, que lo entrega el indicador n°1 y a través de factores de conversión entre energía eléctrica, energía calórica y metros cúbicos de gas, por último también se necesita conocer la participación de cada zona de origen para estimar cuanto será demandado por cada una de ellas).

Unidad MMm3 Ámbito Impacto SSE, C (número de proveedores distintos). Respuesta Plan UE Físico, Económico (corte en suministro en energético por crisis económica),

Social (corte en suministro en energético por crisis política/social). Respuesta Plan EE.UU Diversidad (número de proveedores distintos), Centralización (concentración

geográfica de proveedores). Ámbito Espacial Todos Ámbito Temporal Todos Fuente de Información BD, MS Valor Critico Representación Recomendada

Grafico combinado (columnas apiladas y línea) donde las columnas muestran la importación por lugar de origen y la línea el nivel de la demanda total.

4. Nombre Nivel de Inversión en Electricidad

Descripción Cantidad de dinero invertida por periodo de tiempo en los distintos segmentos del mercado eléctrico (generación, transmisión, distribución). Permite conocer el desarrollo, en términos de capital, que ha experimentado el mercado eléctrico a través del tiempo.

Forma Calculo BD Unidad MMUS$, MM$ Ámbito Impacto SSE, IS (la inversión genera nuevos empleos). Respuesta Plan UE Físico Respuesta Plan EE.UU Redundancia Ámbito Espacial Todos Ámbito Temporal Todos Fuente de Información BD Valor Critico Representación Recomendada

Grafico de columnas apiladas que muestran la cantidad invertida en cada segmento por periodo de tiempo.


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5. Nombre Nivel de Inversión en Generación por Tipo de

Combustible Descripción Cantidad de dinero invertida en el segmento generación por tipo de

combustible y por periodo de tiempo. Permite conocer el grado de crecimiento de la potencia instalada de las distintas tecnologías o fuentes de combustibles a través del tiempo.

Forma Calculo Unidad MMUS$, MM$ Ámbito Impacto SSE, IS, C (habrá mayor inversión sobre las tecnologías más competitivas).Respuesta Plan UE Físico Respuesta Plan EE.UU Diversidad, Redundancia Ámbito Espacial Todos Ámbito Temporal Anual, Semestral, Trimestral Fuente de Información BD Valor Critico Representación Recomendada

Grafico de columnas apiladas que muestran la cantidad invertida por cada tipo de combustible y por periodo de tiempo.

6. Nombre Nivel de Almacenamiento Promedio (Agua, Gas)

Descripción Nivel de almacenamiento de agua y gas expresado en términos energéticos que posee el sistema. Permite conocer la capacidad de almacenamiento que posee el país para hacer frente a adversidades naturales como pueden ser las sequías en el caso del agua y problemas internacionales (políticos, económicos o sociales) en el caso del gas.

Forma Calculo O (tomando como entrada los niveles promedios de los embalses y reservas de gas).

Unidad GWh (es mejor expresarlo en esta unidad para poder hacer comparaciones rápidamente), día (también puede ser expresado en números de días de consumo promedio del sistema).

Ámbito Impacto SSE Respuesta Plan UE Físico, Económico (corte en suministro en energético por crisis económica),

Social (corte en suministro en energético por crisis política/social). Respuesta Plan EE.UU Almacenamiento, Redundancia Ámbito Espacial Todos Ámbito Temporal Mensual, Trimestral Fuente de Información BD Valor Critico Representación Recomendada

Grafico de áreas apiladas que muestran la cantidad de energía eléctrica almacenada por cada embalse y reserva de gas por periodo de tiempo. Además debido a la gran variabilidad se agregan líneas que indican el grado de volatilidad del almacenamiento. En el caso de expresarlo en días de consumo promedio, su representación será a través de barras donde cada barra represente los días de consumo promedio almacenados en forma de energía para cada mes de un año.


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7. Nombre Nivel de Duración Promedio Almacenamiento (Agua, Gas)

Descripción Nivel de duración temporal del almacenamiento promedio de agua y gas expresado en términos energéticos que posee el sistema. Permite conocer la cantidad de tiempo que pueden generar en promedio la capacidad instalada en hidroelectricidad de embalse y gas durante un periodo de desabastecimiento.

Forma Calculo O (tomando como entrada los valores arrojados por el indicador anterior y las demandas diarias estimadas).

Unidad día (de duración de las reservas; es mejor expresarlo en esta unidad). Ámbito Impacto SSE Respuesta Plan UE Físico, Económico (corte en suministro en energético por crisis económica),

Social (corte en suministro en energético por crisis política/social). Respuesta Plan EE.UU Almacenamiento, Redundancia Ámbito Espacial Todos Ámbito Temporal Diario Fuente de Información BD Valor Critico Representación Recomendada

Grafico de dos ejes donde el primer eje corresponde a un grafico de barras, en que cada barra representa los días de duración promedio almacenados en forma de energía para cada mes de un año. El segundo eje corresponde a un grafico de lineas que muestra el porcentaje de la demanda total diaria que puede se abastecida con la energía promedio almacenada en los embalses para cada año.

8. Nombre Precios de Generación por Tipo de Combustible

Descripción Mide las variaciones de precios de generación experimentadas por los distintos tipos de combustibles a lo largo del tiempo. Permite conocer la eficiencia y competitividad que poseen los distintos combustibles a través del tiempo.

Forma Calculo BD Unidad Mills$/KWh, US$/MWh Ámbito Impacto SSE, C (se hace cargo del concepto “precio del producto”). Respuesta Plan UE Físico, Económico Respuesta Plan EE.UU Ámbito Espacial Todos Ámbito Temporal Semestral (considerando que el precio de nudo es fijado cada 6 meses),

Anual, Trimestral, Mensual Fuente de Información BD, MS Valor Critico Representación Recomendada

Grafico de barras que muestran el precio por cada tipo de combustible y por periodo de tiempo.


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9. Nombre Precio Promedio de Generación de Sistema (precio de

nudo de la energía) Descripción Permite conocer el precio esperado del sistema en su conjunto (precio de nudo

promedio). Forma Calculo MS Unidad Mills/KWh, US$/MWh Ámbito Impacto SSE, C (se hace cargo del concepto “precio del producto”). Respuesta Plan UE Físico, Económico Respuesta Plan EE.UU Ámbito Espacial Todos Ámbito Temporal Semestral, Anual, Trimestral, Mensual Fuente de Información BD, RS Valor Critico Representación Recomendada

Grafico de barras que muestran el precio de nudo y su variación a lo largo del tiempo.


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Tomando en cuenta la actual dependencia del gas natural como combustible primario de generación eléctrica y considerando el análisis realizado a la situación del gas natural argentino, que arrojo como resultado problemas de inversión, reservas y capacidad de trasporte de su sistema gasífero, se proponen tres indicadores adicionales a los nueve anteriores que buscan, en alguna medida mantener un monitoreo básico sobre los mercados (países o zonas geográficas) desde donde el país adquiere este energético. Sin lugar a dudas para tener una visión más acabada de la situación en que se encuentran dichos mercados seria necesario definir algunos otros indicadores, sin embargo estos dos pueden servir de punto de partida para una futura implementación de otros, dependiendo de las necesidades de la CNE o CDEC y el país. Asimismo, dependiendo del nivel de generación eléctrica a través de otros energéticos, como por ejemplo el petróleo, sería buena idea replicar estos indicadores para ellos.

10. Nombre Nivel de Inversión en Gas según Origen

Descripción Cantidad de dinero invertida en generación de gas según país de origen por periodo de tiempo. Permite conocer el grado de desarrollo experimentado por los mercados de los cuales el país importa este energético.

Forma Calculo O (Enargas, Secretaría de Energía Argentina, Otros) Unidad MMUS$ Ámbito Impacto SSE Respuesta Plan UE Físico (detectar tempranamente problemas físicos/técnicos asociados a falta

de inversión), Económico (detectar tempranamente crisis económicas en el sector), Social (detectar tempranamente crisis políticas/sociales que repercutan en la inversión del sector).

Respuesta Plan EE.UU Ámbito Espacial O (País, Zona Geográfica). Ámbito Temporal Anual, Semestral, Trimestral Fuente de Información O (Enargas, Secretaría de Energía Argentina, Otros). Valor Critico Representación Recomendada

Grafico de columnas apiladas que muestran la cantidad invertida por cada país o zona geográfica de origen y por periodo de tiempo.


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11. Nombre Nivel de Reservas de Gas según Origen v/s Producción

Descripción Reservas de gas económicamente extraíbles según país o zona geográfica de origen v/s la Producción Esperada. Permite conocer el tiempo de duración que poseen las actuales reservas con los niveles de producción esperados.

Forma Calculo O (Enargas, Secretaría de Energía Argentina, Otros) Unidad MMm3 Ámbito Impacto SSE Respuesta Plan UE Físico (detectar tempranamente problemas físicos/técnicos asociados a la

capacidad de producción). Respuesta Plan EE.UU Ámbito Espacial O (País, Zona Geográfica) Ámbito Temporal Anual, Semestral, Trimestral Fuente de Información O (Enargas, Secretaría de Energía Argentina, Otros) Valor Critico Representación Recomendada

Grafico de lineas de dos ejes donde el primer eje corresponde al nivel de reservas y el segundo eje al nivel de producción esperada a lo largo del tiempo por cada país o zona geográfica de origen.

12. Nombre Capacidad de Respuesta Sistema Gasífero según Origen

Descripción Mide la capacidad de transporte de los sistemas gasíferos según origen v/s sus inyecciones promedios derivadas por la demanda esperada. Permite saber cual es la capacidad de los sistemas en cuestión para hacerse cargo de la demanda esperada.

Forma Calculo O (Enargas, Secretaría de Energía Argentina, Otros) Unidad MMm3 Ámbito Impacto SSE Respuesta Plan UE Físico (detectar tempranamente problemas físicos/técnicos asociados a la

capacidad de transporte). Respuesta Plan EE.UU Ámbito Espacial O (País, Zona Geográfica) Ámbito Temporal Diario Fuente de Información O (Enargas, Secretaría de Energía Argentina, Otros) Valor Critico Representación Recomendada

Grafico de líneas que muestran la producción, inyección promedio, inyección máxima y capacidad de trasporte para cada sistema gasífero según origen a lo largo del tiempo.

Es claro, que con el fin de hacerse cargo en forma plena de la significación del concepto de SSE, desde el punto de vista técnico y económico, habría que desarrollar todos los conceptos clave de los planes, tanto europeo como norteamericano, sin embargo, mantener un monitoreo que permita obtener la información necesaria para cubrir todos estos conceptos, implica un desembolso de tiempo y recursos que aún nuestro país no esta dispuesto ni en condiciones de


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solventar. No obstante, los indicadores que se proponen ya permiten hacerse una grafica del nivel de SSE que poseen nuestros sistemas eléctricos, además, no podemos olvidar que la idea no es tener un gran número de indicadores, que podrían confundir mas que ayudar a un posible tomador de decisión. Por lo demás, seguramente la autoridad invertirá recursos y tiempo que permitan expandir este listado en la medida que pueda observar los beneficios que otorga tener un monitoreo de LP sobre SSE en el desarrollo del país. A pesar de que como se dijo en párrafos anteriores, este conjunto o sistema de indicadores será utilizado como elementos de análisis de simulación para distintos escenarios de desarrollo eléctrico, aplicando el marco teórico sobre indicadores de la sub-sección anterior, éstos también pueden ser utilizados como elementos de seguimiento y control, para que la autoridad evalúe la consecución de metas en el tema de SSE o como elementos de monitoreo y predicción de potenciales problemas de abastecimiento eléctrico. Por ultimo, c/r a la definición de valores de referencia y valores críticos para los indicadores propuestos, este trabajo propone que sea la autoridad, dependiendo de los objetivos futuros para el sector y de los escenarios que quiera desarrollar, quien los proponga, sin embargo, se cree que la definición de ellos debe apuntar a dos objetivos: primero hacia definir un valor critico de norma para cada indicador que permita a la autoridad tomar medidas si es que estos son alcanzados, y en segundo lugar, hacia definir valores de referencia objetivo contra los cuales poder comparar el desarrollo de las políticas llevadas a cabo en el sector.

4.8 Metodología de Medición para Indicadores Propuestos Considerando que los indicadores propuestos en la sección anterior están diseñados para un tomador de decisiones como la CNE o el CDEC, este Trabajo de Titulo propone una metodología de medición de ellos que permite a la autoridad la evaluación de cualquier escenario eléctrico de desarrollo futuro, es decir, esta metodología propone su utilización como indicadores de simulación. Como el país posee cuatro sistemas eléctricos (SING, SIC, Aysén y Magallanes) se propone que la metodología sea aplicada sobre escenarios definidos para un sistema eléctrico específico. Lo anterior determina que esta metodología utilice como ejes centrales de su aplicación los planes de obras diseñados por la CNE para la fijación del precio de nudo de cada sistema y el Modelo de Programación Dinámica GOL u OMSIC62 (desde ahora en adelante modelo de simulación), con los cuales tal como se ha argumentado anteriormente, es posible simular 10 años de desempeño de los distintos sistemas eléctricos (principalmente el SIC y SING63). La idea es simple, cualquier escenario eléctrico para el cual quiera calcularse los indicadores de SSE propuestos, debe en una primera instancia, poseer un plan de obras64 que sirva como entrada al modelo de simulación que evaluará su desempeño y desarrollo. Los valores arrojados

62 Para el caso del SIC y SING y los que corresponda para los sistemas de Aysén y Magallanes. 63 Sin embargo y como es posible de suponer, su aplicación es extensiva a los sistemas eléctricos de Aysén y Magallanes. 64 O algún esquema de desarrollo del parque eléctrico en un futuro no menor a 10 años. Tiempo razonable para hablar de LP.


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por la simulación son la entrada para el cálculo de los indicadores y costos que tiene el escenario en estudio, de esta forma, se puede comparar los impactos que tienen sobre el país el desarrollo de un escenario frente a otro (utilizándose como indicadores de simulación). Cabe recordar, que la aplicación de estos indicadores puede ser ampliada para ver el desarrollo que ha tenido el sector eléctrico durante el último tiempo (utilizándose como indicadores de seguimiento y control, ver sub-sección 4.7.2), sirviendo de esta forma, como un diagnostico que permite ver estado actual del sector con respecto a SSE. A continuación se expone con mayor detalle la metodología propuesta.

1. Plan de Obras o Esquema de Desarrollo: Es el plan o esquema de desarrollo de un sistema eléctrico en particular para los próximos 10 años65, correspondiente al escenario en estudio y que servirá como entrada para el modelo de simulación.

2. Simulación a través del modelo de simulación: Se propone utilizar como

herramienta de simulación el Modelo de Programación Dinámica GOL u OMSIC62 para poder representar el desempeño de los escenarios de generación eléctrica en estudio. Para cada escenario, básicamente, esta simulación entregará como resultado los valores de energía generada, costos marginales de generación y el precio de nudo del sistema eléctrico para 10 años de simulación.

3. Calculo Indicadores SSE: Con los valores que la simulación anterior arroje se

calculan los indicadores de SSE propuestos para cada año de simulación del escenario en estudio, pudiendo establecerse las variaciones que de ellos se deriven.

4. Calculo Costos: En un cuarto paso se calculan los costos de inversión y operación

(costos directos) para cada año de cada escenario en estudio, permitiendo a la autoridad tener una primera medida del grado de inversión que debe realizar el país para obtener los valores de los indicadores de SSE anteriormente calculados.

5. Evaluación de Shocks Energéticos: Por último, como una forma de evidenciar el

grado de confiabilidad y SSE que entrega cada escenario en estudio se propone evaluar algunos shocks del sector (hidrológicos, como puede ser una sequía y de suministro de gas natural, como el que actualmente se desarrolla por parte de Argentina), y calcular sus respectivos costos (costos de falla agregado ó costos indirectos), para finalmente realizar un benchmark entre los costos que tiene el desarrollar los distintos escenarios (inversión) y los beneficios/perdidas que obtiene la sociedad por el nivel de SSE que entregan los distintos escenarios (disminución/aumento del costo de falla agregado).

A continuación se expone un esquema que muestra el desarrollo de estas actividades por orden de ejecución.

65 Principalmente debido a que es un buen tiempo de simulación para hablar de LP y al hecho de que el modelo GOL u OMSIC simulan el desempeño de un sistema durante 10 años.


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Diagrama 7: Esquema de metodología de evaluación de escenarios.

Con esta metodología se le entrega a la autoridad una herramienta que le permite evaluar la efectividad de distintas políticas asociadas al desarrollo eléctrico, pero ahora no solo desde el punto de vista de satisfacer la demanda sino que también desde el punto de vista del concepto SSE, tan ampliamente discutido por estos días.

Simulación

Calculo Indicadores

SSE

Escenario (plan de obras)

Calculo Costos

Evaluación Shocks


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5. ESCENARIOS DE DESARROLLO ENERGÉTICO A EVALUAR El fuerte aumento de la competencia en el mercado eléctrico, el incremento en el consumo de energía, la globalización de las economías mundiales y el cambio tecnológico ha aumentado la dificultad de planificación para los agentes del mercado ante escenarios futuros inciertos.

Por otro lado, las regulaciones medioambientales, las estrategias empresariales y los factores técnico-económicos muchas veces llevan al tomador de decisión a optimizar múltiples funciones objetivos que pueden resultar contrapuestas entre ellas. De esta forma, los métodos clásicos utilizados hasta fines de la década pasada en planificación eléctrica no han mostrado resultados satisfactorios en este nuevo entorno, por lo cuál se ha empezado a estudiar nuevas alternativas que hoy ofrece la ingeniería[55].

5.1 Métodos de gestión del riesgo en estrategias de planificación[56] El problema de planificación bajo condiciones de incertidumbre no es una tarea fácil de llevar a cabo, incluso para aquellos experimentados en el tema. La ingeniería nos presenta una amplia gama de métodos para modelar fenómenos de esta naturaleza, pero la mayoría de dichos métodos alcanzan su “solución óptima” basados en un único criterio.

Los métodos tradicionales de planificación en el sector de potencia se basan en un modelo determinístico de minimización de los costos de inversión y de operación, sujeto a ciertas restricciones técnico económicas. En un contexto más económico (y más actual), también existen métodos que incluyen la maximización del excedente del consumidor (en vez de una minimización de costos). Finalmente, para incluir el efecto de las incertidumbres, se utilizan valores esperados de las variables relevantes o simplemente se realiza un análisis de sensibilidad sobre la solución óptima bajo un supuesto de ceteris paribus[57].

La teoría económica también tiene algo que decirnos al respecto. La utilización de la teoría del consumidor aplicada a la planificación de la inversión lleva a reformular el problema como un problema de optimización de portafolio. Este método descansa fuertemente en la actitud que el tomador de decisión adquiere frente al riesgo, lo que se concentra en su función de utilidad. El método supone conocida la distribución de probabilidades de las variables inciertas y el criterio de decisión consiste en la aplicación de la utilidad esperada[58].

Sin embargo, el desarrollo de instrumentos computacionales más poderosos ha permitido el nacimiento de métodos basados en algoritmos de optimización determinísticos utilizando análisis de escenarios. Estos construyen diferentes futuros e identifican los planes más cercanos al óptimo para cada uno de ellos. Luego, se le asignan probabilidades a cada escenario y se aplica el criterio del valor esperado para comparar los diferentes planes.

Siguiendo la misma idea, en el último tiempo se han desarrollado métodos que permiten la optimización multiobjetivo utilizando un constructor de escenarios para generar externamente la evaluación de los planes y posteriormente aplicando técnica de análisis de trade-off identificar


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el mejor plan[59]. Este método ha facilitado el desarrollo del paradigma del análisis de riesgo; se han dado argumentos muy fuertes a favor de esta perspectiva (véase [60], [61]). Este paradigma se aplica minimizando el arrepentimiento que experimenta el tomador de decisión después de haber verificado que sus decisiones no fueron óptimas en el escenario que en realidad ocurrió, transformándose así en una evaluación a posteriori.

5.2 Análisis de Escenarios v/s Selección Probabilística En la gran mayoría de los métodos expuestos en la sección anterior la forma central de la toma de decisiones es la optimización basada en valores esperados de las variables en juego, usando lo que se conoce como el paradigma de la selección probabilística, ampliamente conocido. El problema de este criterio es que muchas veces no se conocen las verdaderas probabilidades de ocurrencia de un fenómeno, es más, a veces ni siquiera se trata de fenómenos que se repitan con una determinada frecuencia (Ej.: sequías, terremotos, crisis políticas, sociales, económicas, etc.), por lo tanto, es común que el planificador asigne estos valores, de ese modo, estas probabilidades pasan a ser una forma de valoración subjetiva que éste tiene frente a la incertidumbre[62]. Tomando en cuenta la revisión bibliográfica anterior y el hecho de que el trabajo bajo incertidumbre de tipo natural, como las sequías y los terremotos, de tipo social, como las huelgas, de tipo política/económica, como las crisis políticas o económicas, y de tipo internacional, como lo fue la crisis asiática a finales de la década de los noventa, son muy difícilmente modelable, debido a lo complicado de su predicción y a lo complejo de la interacción que entre todas ellas se puede dar, permite validar la utilización de escenarios como el método mas acertado para la evaluación de los indicadores de SSE elaborados.

5.3 Apreciaciones comunes a ambos escenarios Los escenarios propuestos en este Trabajo de Titulo son dos y ambos son desarrollados sobre el SIC66 principalmente por dos motivos.

Este sistema eléctrico alimenta de electricidad al 93% de la población total del país, específicamente presta servicio en la zona central (incluyendo la Región Metropolitana y Santiago) (veáse la sección 3.2).

Es el sistema más complejo, extenso, desde el punto de vista geográfico, y el de mayor

potencia instalada que el país posee. Ambos escenarios poseen 10 años duración y se desarrollan entre los años 2005 al 2014. El primero es uno tendencial que muestra el camino que ha venido siguiendo los últimos años el mercado eléctrico a través de la creciente generación por medio de gas natural traído desde

66 Aunque tal como se argumentó anteriormente la metodología es aplicable a los restantes sistemas eléctricos.


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Argentina, y el segundo (alternativo) que propone como fuente de solución de LP y termino de la dependencia energética externa, la generación eléctrica a través de ERNC. Ambos escenarios propuestos tomaran como entrada para sus estimaciones, el pronóstico de demanda eléctrica desarrollado por la CNE. De acuerdo a lo establecido en el artículo 272 del Reglamento Eléctrico vigente, conforme a la modificación introducida por el Decreto N° 158 del 9 de Octubre de 2003 artículo 272[63], la Comisión debe entregar a las empresas integrantes del CDEC respectivo, un Estudio de Demanda de Energía y Potencia para los próximos 10 años con motivo de la fijación del precio de nudo de Abril de cada año. A continuación se entregan los valores de dicho estudio.

Tabla 15: Proyección de crecimiento de la demanda por energía y potencia, consolidado a nivel sistema, regulado más libre, para los años 2004 a 2013 en el SIC – Fuente: [63].

Además, debe considerarse el hecho de que, los escenarios en estudio deben ser equivalentes en cuanto a capacidad instalada se refiere, esto con el fin de que la evaluación de los indicadores sea comparable, y también, para que los shocks supuestos se evalúen bajo igualdad de condiciones. Por último, cabe destacar, que el procedimiento seguido para la evaluación y simulación con el modelo GOL u OMSIC son los mismo que sigue semestralmente la CNE para el calculo del precio de nudo respectivo y pueden ser revisados de los “informes técnicos” que este organismo genera para la fijación de cada uno de estos precios (mas información puede encontrarse en ellos[64]).

5.4 Escenario Tendencial (Gas Natural) Tal como se dijo anteriormente, este escenario toma como entrada el plan de obras desarrollado por la CNE para el SIC, con motivo del calculo del precio de nudo del mes de Abril del presente año y busca reflejar en números la actual tendencia seguida por el país en los últimos años, que muestra una clara inclinación hacía la generación eléctrica a través de centrales de ciclo


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combinado a gas natural67. Sin embargo, es importante señalar que, ya ha podido observarse, que para la fijación del precio de nudo del mes de Octubre del presente año el plan de obras preliminar del SIC presenta cambios importantes en su definición, mostrando una diversificación hacia el desarrollo de centrales eléctricas a carbón junto con las de gas natural licuado68, es decir se busca hacer frente a la crisis del gas natural desde Argentina diversificando la malla energética en favor de la generación a través de carbón, esto viene a demostrar la poca continuidad que muestra el plan de obras tras cada fijación del precio de nudo y por consiguiente la falta de una política clara por parte de la autoridad para el futuro del sector (en la sección 9.11 puede verse el plan de obras preliminar preparado por la CNE para la fijación del precio de nudo del mes de Octubre del 2004). A continuación se presenta el plan de obras elaborado por la CNE para la fijación del precio de nudo del mes de Abril del 2004.

Tabla 16: Programa de Obras para el SIC, fijación precio de nudo Abril 2004 – Fuente: CNE.

67 A excepción de la Central Geotérmica de Calabozo, que comenzó a ser incluida en el plan de obras luego del problema de racionamiento de gas natural con Argentina. 68 Estas últimas como parte del plan propuesto por el gobierno para hacer frente a la crisis argentina del gas natural, en el último discurso presidencial del 21 de Mayo.


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Este plan define el aumento de la capacidad instalada en el SIC, para los próximos 10 años, de 4040 MW al año 2014. Su desglose a lo largo del tiempo se presenta en la siguiente tabla.

Tabla 17: Aumento capacidad instalada del SIC según tipo de combustible (MW), Escenario Tendencial69.

En este escenario se han considerado como parte de “Otros” tipos de combustible, la central geotérmica de Calabozo (300 MW) entrando 100 MW por año a contar del año 2009 y las interconexiones con Argentina Centro y Sur como centrales virtuales de 400 MW y 250 MW respectivamente, inyectando electricidad al sistema eléctrico nacional con un precio de despacho (costo de operación) por parte del CDEC de 19.09 mills/KWh, que las transforma en una opción muy competitiva con respecto a los tipos de combustibles como el petróleo-diesel y el carbón que poseen en general costos mas altos70. Por último, no podemos dejar pasar el hecho que esta tabla pone en evidencia la clara tendencia hacia el aumento de la generación a través del gas natural cuyo incremento de capacidad instalada sobrepasa el 56% del aumento total de la capacidad instalada del sistema.

5.5 Escenario Alternativo de inclusión de ERNC en la malla de Generación Eléctrica

Tal como su nombre lo indica este escenario propone la inclusión de ERNC como una forma de diversificar la malla de generación eléctrica que hoy presenta el SIC y que, tal como se ha argumentado anteriormente, muestra una capacidad instalada de generación basada en más de un 80% en agua (hidroelectricidad) y gas natural exportado desde Argentina. Considerando lo anterior y además el hecho de que hoy en día el SIC no posee capacidad instalada en ERNC, pero que sin embargo, ya se pretende construir una central geotérmica de 300 MW que al año 2014 representará aproximadamente el 2,6% de la capacidad instalada del

69 Está demás decir que el año 1 es el primer año de los 10 que se simulan y corresponde en la realidad al año 2005, el año 2 al 2006 y así sucesivamente. 70 Mas información, acerca de características técnicas y otros, pueden ser encontrados en el “informe técnico” respectivo, correspondiente a la fijación del precio de nudo del mes de Abril del 2004.


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sistema y tomando en cuenta la experiencia del camino recorrido en este tema por la UE, que planea al año 2010 generar el 24% de su producción eléctrica con FER (veáse la sección 2.3), del cual, un 16% será con ERNC, pues aproximadamente un tercio corresponderá a hidroelectricidad de gran escala71. Se propone un escenario en donde las ERNC penetren en un 8-9% en el periodo de tiempo comprendido entre 2005 y el 2014 (10 años), es decir, que el 8 ó 9% de la capacidad instalada en el SIC corresponda a ERNC para año 2014, esto permitirá que, a esa fecha, aproximadamente el mismo porcentaje de energía eléctrica (consumida en el SIC) sea generada con este tipo de tecnologías. No olvidando las rigideces que presenta el sector eléctrico y considerando el actual desarrollo económico y político que presenta el país, lo anterior, se considera una meta “sensata” y factible de alcanzar, desde el punto de vista técnico, en dicho periodo de tiempo72. A continuación se expone el desglose de las capacidades instaladas por tipo de ERNC al año 2014, que en conjunto sumarán 1058 MW, y que han sido propuestas para la definición de este escenario.

Minihidro 180 MW Eólica 140 MW Geotérmica 540 MW Biomasa 128 MW Co-Generación (CHP) 70 MW

Estos tipos de energía fueron seleccionadas por tener un potencial de desarrollo mayor en el país con respecto a otras (veáse la sub-sección 4.4.2) y ellas desplazarán capacidad instalada a gas natural, específicamente desplazarán las centrales de ciclo combinado 5 y 6 proyectadas para entrar en servicio el año 2013 (veáse Tabla 16). A pesar de lo anterior y considerando el hecho de que el gas natural, hoy en día aún es mas competitivo, en términos económicos, que otras fuentes de energía convencionales como el carbón y el petróleo y por supuesto mas competitivo que las ERNC, y si a esto le agregamos que, a pesar de los problemas con nuestro actual proveedor, sus reservas en el mundo aún son considerables73 (ver Tabla 27 en la sección 9.7 del capitulo de Anexos), implica que no podemos descartarlo como una fuente energética valida. Por lo tanto, este escenario mantiene las restantes centrales de ciclo combinado que proponía el Escenario Tendencial. También serán conservadas las centrales hidroeléctricas que proponía el anterior. Análisis aparte merece el hecho de mantener las conexiones con el sistema eléctrico trasandino y uno de los factores clave que primó para que formaran parte de este escenario es que, tal como se ha argumentado anteriormente (veáse la sub-sección 2.4.2), la diversidad (de proveedores, fuentes energéticas, etc.) permite aumentar la SSE. Sin embargo, junto a esta opción se analizaron las alternativas de incrementar la capacidad instalada en centrales hidroeléctricas y gas natural y la interconexión entre el SIC y SING que, como también se expuso anteriormente (veáse sección 3.2), posee capacidad ociosa. A continuación se presenta el resultado del estudio de cada opción.

71 Obviamente este 16% no incluye el tercio producido a través de hidroelectricidad de gran escala. 72 Desde el punto de vista económico solo es alcanzable si es que el país y el estado se comprometen con desarrollar los incentivos económicos necesarios para su consecución. 73 Sus reservas mundiales alcanzan por lo menos para 60 años más.


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Para el caso del aumento de la capacidad instalada en hidroelectricidad o gas natural lo que primó, tal como se dijo en el párrafo anterior, fue el concepto de diversidad de fuentes energéticas, es decir, pensando en el hecho cierto de que frente a sequías y problemas de abastecimiento de gas natural (shocks) el SIC tendría un peor desempeño en cuanto a SSE, pues más energía sería producida por este tipo de fuentes, se optó por descartar esta opción. En cuanto a la interconexión entre SIC y SING, los motivos para su descarte fueron dos. El primero habla que frente a un problema de abastecimiento de gas natural, cuya capacidad instalada corresponde a un 58% del SING, la capacidad ociosa74 de este sistema tendría que hacerse cargo de la demanda propia del sistema75, por lo cual, no podría apoyar al SIC en su función, así, dicha interconexión no implicaría mayor SSE. En segundo lugar, no podemos olvidar que frente a la actual crisis de gas natural argentino el SING ha sido el sistema más afectado, pues ha sido la cuenca de Noroeste en Argentina (que principalmente abastece al SING) la que ha impuesto los mayores racionamientos de gas hacia nuestro país (veáse la sub-sección 4.2.2). Por otro lado, es claro que alguien podría argumentar, que frente a una crisis de desabastecimiento de gas natural, el sistema eléctrico argentino también sufrirá sus consecuencias, debido a que prácticamente el 50% de la energía eléctrica consumida por dicho país proviene de fuentes termoeléctricas, donde el gas natural posee una participación importante, por lo tanto frente a crisis de este tipo, lo más probable, es que se reciba menos energía a través de la interconexiones. No obstante lo anterior, el otro 50% de la energía eléctrica producida por Argentina proviene de fuentes hídricas, nuclear y otras en menor grado, luego, es de esperar que el sistema en su conjunto amortigüe de mejor manera el impacto de una crisis de gas natural que lo que podría hacerlo el SING. Por ultimo, un factor determinante, los estudios que maneja la CNE indican que la interconexiones con Argentina son, prácticamente un 30% más económicas y su capacidad instalada es un 7% mayor a la que propone la interconexión SIC-SING (Las interconexiones con Argentina involucran una inversión de MMUS$ 315 y su capacidad de generación equivaldrían a una capacidad instalada de 650 MW a un precio muy competitivo 19.09 mills/KWh, frente a los MMUS$ 445 y 600 MW con precio promedio de despacho de 20.84 mills/KWh, que ofrece la interconexión SIC-SING, más información acerca de estos puntos y otros puede ser encontrada en el “Anuario Estadístico Sector Energético Argentino 2002” y en los informes técnicos preparados por la CNE para la fijación del precio de nudo de Octubre del 2003[65] y Abril del 2004). Todo lo anterior define el Escenario Alternativo con ERNC que implica un aumento de la capacidad instalada en el SIC, al igual que el Tendencial, de 4040 MW al año 2014. A continuación la siguiente tabla expone el desglose de la entrada en el tiempo de las distintas fuentes de energía.

74 Principalmente conformada por carbón. 75 Que principalmente esta conformada por faenas mineras que no pueden detener su producción.


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Tabla 18: Aumento capacidad instalada del SIC según tipo de combustible (MW), Escenario Alternativo.

Se han considerado como parte de “Otros” tipos de combustible, los 70 MW correspondientes a Co-Generación entrando 10 MW por año a contar del año 2008 y las interconexiones con Argentina (Centro y Sur) como centrales virtuales de 400 MW y 250 MW respectivamente. Finalmente, en un primer análisis, podemos notar que este escenario propone una reducción de un 33% (de 2290 MW en el Tendencial a 1532 MW en éste) de capacidad instalada en base a gas natural, sin embargo, este sigue siendo el tipo de energía que más se desarrolla, debido a los argumentos ya expuestos anteriormente.


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6. EVALUACIÓN DE INDICADORES PARA ESCENARIOS EN

ESTUDIO Este capítulo tiene como objetivo exponer los resultados que se obtienen al evaluar los distintos indicadores de SSE propuestos anteriormente, con la información que arroja como salida la simulación de los escenarios definidos con Modelo de Programación Dinámica GOL76. Sin embargo, antes de exponer los resultados obtenidos es importante poner de manifiesto una característica técnica del los modelos GOL y OMSIC que hace la diferencia entre lo madura que son las FEC en generación eléctrica con respecto a las ERNC. Tal como se argumentó en la sección 4.4 (además veáse la Tabla 13: Comparación Tecnologías de ERNC – Fuente: [44].), las ERNC poseen un grado de eficiencia y disponibilidad menor que las FEC, esto quiere decir, que para producir el mismo nivel de energía eléctrica necesito más capacidad instalada en ERNC que FEC. Esta característica es rescatada por los modelos GOL y OMSIC a través, de un parámetro de entrada llamado “Factor de Energía Generable”, que le indica al sistema en forma trimestral, para el caso del GOL, y mensual, para el caso del OMSIC, la cantidad de energía que podrá generar cada central que compone, en este caso, el SIC. Este parámetro también recoge el hecho de que las centrales tienen salidas programadas por mantención y en el caso de ERNC, el hecho, por ejemplo, que no durante todo el año se puede generar el mismo nivel de energía debido a que el “combustible” (agua, viento, calor subterráneo) que permite su funcionamiento cambia a lo largo de este, por lo tanto, dicho valor cambia de trimestre en trimestre o de mes en mes, según corresponda, durante todo el lapso de tiempo simulado. Es así que la CNE, atendiendo a lo anterior, para cada fijación de precio de nudo debe proveer al sistema de simulación este factor y para el caso de centrales de ERNC (como por ejemplo la central geotérmica de Calabozo) considera, siempre, factores de energía generables menores que para el caso de centrales con FEC77. Lo anterior quiere decir que si y (y є [0, 1]) es el factor de energía generable para una central i que puede generar xi KWh nominales de energía en un periodo de tiempo determinado, entonces generará yxi KWh como maximo luego de aplicarle su factor respectivo. A continuación se exponen los factores de energía generable promedio utilizados en la simulación de los escenarios, para cada tipo de tecnología.

76 Notar, que también la simulación podría haberse llevado a cabo con el Modelo de Programación Dinámica OMSIC, pero el departamento de Ingeniería Eléctrica, que es quien llevó a cabo las simulaciones, solo cuenta con el modelo GOL. 77 Estos factores para el caso de FEC son tomados del desempeño histórico del sistema y para el caso de las ERNC, generalmente, de la literatura internacional.


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Tabla 19: factores de energía generable promedio utilizados para la simulación de escenarios en el SIC – Fuente: Elaboración propia con información proveniente desde CNE.

De la tabla puede extraerse rápidamente que en general las FEC presentan factores claramente más altos que las ERNC, si a esto le agregamos que las capacidades instaladas de las primeras son ampliamente superior a las ultimas (sobretodo hidroelectricidad y gas natural que son quienes poseen los factores más grandes) podemos darnos cuenta que la capacidad de generación efectiva de las FEC es inmensamente superior al de las ERNC. El caso particular lo constituye el petróleo-diesel, quien a pesar de ser el tipo de energía más eficiente78, es la menos competitiva desde el punto de vista económico (es la mas costosa), además, sus centrales no pueden estar grandes cantidades de tiempo generando, debido a restricciones técnicas y al hecho de que sus costos de producción no serían cubiertos por los precio de nudo promedio que actualmente maneja el sistema. Todo lo anterior explica el hecho de que su factor sea tan bajo. Además, es bueno explicitar que el hecho de que una central tenga un alto factor no implica que ella será despachada por el CDEC79, pues este organismo usa para este efecto el “orden de mérito” (veáse la sub-sección 3.4.2), por lo cual es de esperarse que a pesar de tener un peor factor de energía generable, las centrales con ERNC serán utilizadas a su máxima capacidad80. Una guía con la nomenclatura utilizada para la evaluación de los distintos indicadores y los indicadores mismos para cada escenario, pueden ser encontrados al final de este Trabajo de Titulo en la sección 9.12 y en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos respectivamente, además, el análisis de ellos se divide en tres grupos, donde aquellos que sean comunes a ambos escenarios serán analizados en la sección siguiente, los de carácter técnico en este mismo capitulo en su sección respectiva y aquellos que tengan algún carácter económico serán analizados en el capitulo siguiente, también, en su respectiva sección. Por último es bueno precisar que no fue posible medir todos los indicadores propuestos en el presente trabajo, debido única y exclusivamente a la falta de acceso a la información que se

78 Desde el punto de vista de la transformación del combustible en calor. 79 Cabe recordar que la simulación a través de los modelos GOL ó OMSIC evalúa la dinámica del sector eléctrico para un periodo de 10 años, y por lo tanto en el caso de la simulación, un buen factor no implica necesariamente que dicha central será despachada para generar energía eléctrica. 80 Debido a que poseen bajísimos costos de operación (veáse la sección 4.4).


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necesitaba para su medición, sin embargo, con los que a continuación se exponen en las secciones siguientes ya puede hacerse interesantes conclusiones. Los indicadores que no pudieron medirse son. 4.- Nivel de Inversión en Electricidad. 8.- Precios de Generación por Tipo de Combustible. 10.- Nivel de Inversión en Gas según Origen. Una característica común a estos tres indicadores es que todos hablan de dinero, es bien sabido, que las empresas son muy celosas a la hora de tener que revelar este tipo de información.

6.1 Evaluación de Indicadores comunes a ambos Escenarios Los dos primeros indicadores de este grupo son aquellos que tienen que ver con los niveles de almacenamiento de energía que posee el país. En este contexto cabe destacar que en cuanto a electricidad, Chile no posee reservas energéticas de importancia, exceptuando por su puesto, la cantidad de energía que es almacenada en forma de “agua” en sus distintos embalses pertenecientes en su totalidad al SIC81. Sin embargo, ya ha sido puesto de manifiesto en la sub-sección 4.1.1 la gran variabilidad que presenta este recurso. A pesar de lo anterior, y al hecho de que esta sea la única fuente actual de reservas eléctricas con que cuenta el SIC, hace que la definición de algunos indicadores que permita hacer un análisis del nivel de almacenamiento es los distintos embalses sea necesario y, por lo demás, muy importante. Con este fin se han definido dos indicadores que a continuación analizaremos en forma separada. El primer indicador, Nivel de Almacenamiento Promedio, ha sido expresado de dos formas, tal como se sugirió durante su definición: como nivel de energía almacenada expresada en GWh y como números de días de consumo promedio del sistema, analizaremos cada representación, también, por separado. La primera representación del indicador (veáse indicador: Nivel de Almacenamiento Promedio (agua expresado en unidades de energía eléctrica) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos) muestra el nivel de almacenamiento que poseen los distintos embalses, en su conjunto, para un año promedio de precipitaciones normales. Lo primero que llama la atención es que su gráfico confirma el hecho de que los desabastecimientos o shocks hidrológicos son más probables en los meses de otoño e invierno, además, los shocks de cualquier tipo (hidrológicos, de gas natural, etc.), tienen un mayor impacto en estos meses, pues los niveles de los embalses bajan durante este tiempo, producto de la baja de los caudales de sus afluentes, para luego, en los meses de Verano volver a subir cuando comienzan los deshielos. Otro factor que confirma este indicador es la importancia relativa del lago Laja en el SIC como fuente de almacenamiento energético, aportando sobre el 60% del agua embalsada82, pero sin lugar a dudas, su mayor valor, es hacer patente la gran variabilidad que presenta el nivel de almacenamiento de los embalses, expresado por las líneas naranjas (E+, E-), que nos indica, por ejemplo, que en un mes como Mayo esta variabilidad hace que dependiendo del nivel de precipitaciones las 81 Claro, es cierto que esto podría cambiar bruscamente en el MP si es que las eventuales reservas de gas metano encontradas durante este año en las costas de nuestro país fueran confirmadas. 82 Este análisis no contempla el nivel de almacenamiento que pueda brindar el embalse de la represa Ralco.


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reservas varíen entre 4500 GWh y 2250 GWh aproximadamente (una diferencia de prácticamente el doble), además, el nivel de volatilidad del sistema (%EDesEst.) se mantiene constante a lo largo del año siendo aproximadamente un 30% de la energía normal promedio embalsada, cifra para nada despreciable. La segunda representación de este indicador (veáse indicador: Nivel de Almacenamiento Promedio (días) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos) toma como entrada el resultado de la primera parte, para junto a la demanda diaria promedio (EDProm) proyectada para cada uno de los 10 años analizados, poder construir una tabla (Nivel de Almacenamiento Promedio (días)) que nos muestra, la cantidad de energía eléctrica almacenada en los embalses del sistema expresada en días de consumo “normal” para cada uno de los meses del año durante el tiempo en estudio, es así como puede observarse la gran variabilidad que hay entre los meses de Verano e Invierno, donde por ejemplo, el mes de Mayo es el que presenta menos días de almacenamiento eléctrico, esto se debe al hecho de que, tal como se dijo en el párrafo anterior, en los meses de Otoño e Invierno se mantienen un nivel mucho menor de energía (agua) embalsada. Otro hecho que llama la atención, es la notoria caída que sufren, a lo largo de los 10 años, la cantidad de días de energía almacenados, sin embargo, debe considerarse el hecho de que este gráfico no incluye la influencia que pudiera tener la construcción de nuevas centrales de embalse en estos valores, no obstante, según el plan de obras del SIC del mes de Abril del presente año, para los próximos 10 años hay considerada la construcción de solo una central de embalse (Neltume), aparte de la central Ralco que ya entró en funcionamiento, lo que de todas formas indica que la tasa de crecimiento de la demanda proyectada es mucho mayor a la tasa con que crece el nivel de almacenamiento en embalses, esto puede ser explicado, por el hecho de que la autoridad busca diversificar la malla de generación eléctrica con el fin de dejar atrás, en alguna medida, la dependencia hidroeléctrica que hoy presenta el SIC y que ha causado problemas cuando se han presentado sequías como las de 1998-99. Por otra parte, sería un error considerar, la tabla anterior como la cantidad de días que el sistema podría soportar frente a un shock de abastecimiento de fuentes de combustible, que por su puesto no sea hidrológico (sequía), pues a pesar de contener toda esa energía almacenada en los distintos embalses solo una parte de ella puede ser generada día a día por las centrales de embalse que posee el SIC, esto es lo que muestra el segundo indicador de almacenamiento llamado Nivel de Duración Promedio Almacenamiento (veáse indicador: Nivel de Duración Promedio Almacenamiento (días) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos), si consideramos que la columna “EHEProm” nos indica la cantidad de energía promedio que pueden producir diariamente las centrales de embalse del SIC a lo largo del tiempo en estudio, entonces los números de días que aparecen a la derecha de ésta corresponden a la cantidad promedio de días que dichas centrales podrían producir electricidad (duración), con el nivel de almacenamiento promedio que poseen los embalses, si es que se produjese un shock de abastecimiento, como por ejemplo uno de gas natural, sin embargo, si consideramos el hecho de que “EDProm” (que aparece en el indicador anterior) corresponde a la demanda proyectada de un día “normal”, podemos apreciar que a pesar de contar con tal cantidad de días de duración de reservas energéticas, solo una parte de esta demanda podría ser abastecida diariamente, la columna “%EHEProm.”, nos indica que porcentaje de la demanda diaria podría ser abastecida, a través de fuentes hídricas, además, el gráfico en su segundo eje (derecha) nos muestra como varia a lo largo del tiempo este porcentaje (%Día), apreciándose claramente una constante caída que solo tiene un pequeño repunte con la entrada de la Central Neltume en el año 2010 y que al año 2014 alcanza poco menos del 30%, es decir, si es que el año 2014 se produjese un


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desabastecimiento de, por ejemplo, gas natural, solo 1/3 (aproximadamente) de la energía consumida durante un día “normal” podría ser suplido por centrales de embalse83. Ahora si consideramos el grado de variabilidad que presentan las cotas de los embalses, este porcentaje y números de días de duración promedio, para un año de pocas precipitaciones, podrían disminuir aún más y en el caso del porcentaje alcanzar fácilmente un escueto 20%. Por último, para futuros cálculos de una mayor precisión, debe considerarse un factor que fue obviado en este primer análisis. El lago Laja posee aproximadamente el 60% de la energía embalsada, por lo cual las centrales que ocupen sus aguas podrán generar electricidad mas tiempo que el aquí estimado (su duración es mayor), pero por otro lado, las centrales de otros embalses más pequeños podrán generar un tiempo menor (número menor de días), lo que podría hacer que el porcentaje promedio abastecido baje aún mas los días finales cuando solo queden generando las centrales del lago Laja. El tercer indicador de este grupo de indicadores comunes es el de Nivel de Reservas de Gas Natural según Origen (veáse indicador: Nivel de Reservas de Gas según Origen v/s Producción (solo cuencas argentinas de Neuquén y Noroeste) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos), considerando que hoy por hoy, nuestro país trae desde Argentina la totalidad del gas natural que importa, el calculo de este indicador se ha enfocado hacía este país. Para esto se han considerado las reservas económicamente extraíbles versus las producciones estimadas de las cuencas de Neuquén y Noroeste, debido a que estas son las cuencas que mantienen con gas las centrales de ciclo combinado del SIC, y los resultados que se pueden extraer del gráfico adjunto no hacen más que confirmar el análisis sobre reservas y gas natural argentino expuesto en la sección 4.3. Con las actuales estimaciones de producción futura, si es que no se invierte en la búsqueda de nuevas reservas, las actuales, que existen en estas dos cuencas, alcanzan para aproximadamente 10 años más. Si ha esto le sumamos que las centrales de ciclo combinado poseen una vida útil de 20 años, esto implicaría que las nuevas centrales de esta tecnología que proponen construir cada uno de los escenarios propuestos en este trabajo quedarían sin combustible para su funcionamiento en este tiempo, es decir, esta gran inversión correría riesgo de quedar sin una utilización plena, a menos que se encuentren nuevas reservas o se tengan nuevos proveedores. Recordando que los problemas argentinos de suministro también están generados en la falta de transporte que posee el sistema (veáse nuevamente la sección 4.3), se entrega el indicador Capacidad de Respuesta Sistema Gasifero según Origen (veáse indicador: Capacidad de Respuesta Sistema Gasífero según Origen (solo sistema gasífero argentino) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos) que utilizando la producción y capacidad de trasporte diario estimados, nos permite observar como el sistema gasífero argentino seguirá teniendo problemas en los siguientes años, primero motivados por las falta de inyección en los meses de mayor demanda (invierno) (compárese las columnas “Inyección Max.” v/s “Capac. Transporte Nominal”), como ya ha sucedido desde mediados del 2002, y luego con la inyección en forma continua a partir del año 2012, si es que las actuales tasas de crecimiento de la producción y de inversión se mantienen. Esto es motivado porque tanto las tasas de crecimiento de los peak de demanda (“Inyección Max.”) como la de demanda del sistema “Inyección Prom.” crecen más rápido que lo que lo hacen las inversiones en capacidad de transporte.

83 Obviamente este porcentaje podría aumentar dependiendo de la generación que aporte el resto del parque generador que no se encuentre afectado por desabastecimiento.


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6.2 Evaluación de Indicadores para Escenario Tendencial (Gas Natural) Lo primero que llama la atención de la observación de los indicadores del Escenario Tendencial es que a pesar de la gran inversión en centrales a gas natural (2290 MW al año 2014) la hidroelectricidad seguirá siendo la principal fuente de generación eléctrica en el SIC durante los próximos 10 años (veáse indicador: Generación Eléctrica por Tipo Combustible v/s Demanda (Escenario Tendencial (SIC)) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos), no obstante, puede apreciarse como el peso de su participación baja desde el 64.67% en el año 2005 al 44.27% al año 2014, en contraposición de lo que sucede con el gas natural que se consolida como la segunda fuente de generación eléctrica y pasa desde un 31.04% en el 2005 a un 39.73% en el año 2014, mostrando una vez más que el grado de dependencia del gas natural, tal como se dijo en secciones pasadas, es creciente en el tiempo, de hecho este energético muestra la tercera mayor tasa de crecimiento promedio (10.74%) luego de “Otros” y el carbón. El caso de la gran tasa de crecimiento promedio de la categoría “Otros” (65.27%) se debe al hecho de que esta categoría contiene la energía generada por la central geotérmica de Calabozo (300 MW) y la generación que aporta el sistema eléctrico argentino a través de las interconexiones centro y sur, también es importante destacar el hecho que esta categoría llega a convertirse, al año 2014 según este escenario, en la tercera fuente de generación eléctrica del país, aportando el 8.45% del total de energía eléctrica del SIC desplazando al carbón y petróleo al cuarto y quinto lugar respectivamente. Además el petróleo es el único energético, a excepción de la hidroelectricidad, que presenta una ínfima disminución porcentual en su participación, cosa entendible dado el alto costo de generación que posee con respecto a los demás combustibles. Con respecto al indicador de Capacidad Instalada v/s Demanda Max. (veáse indicador: Capacidad Instalada v/s Demanda Máx (Escenario Tendencial (SIC)) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos) podemos observar que al igual que en el indicador anterior la capacidad instalada en hidroelectricidad es la mayor de todas seguida de cerca de la del gas natural, al año 2014, además, siempre la capacidad instalada esta por arriba de la demanda máxima estimada, es mas, durante el tiempo de los 10 años está presenta un margen promedio de un 18.01% sobre la demanda, además es importante destacar que esta columna nos permite tener una primera mirada de cómo respondería el sistema frente a un desabastecimiento intempestivo de CP84, así por ejemplo, el SIC al año 2005 debería, por lo menos, solventar un desabastecimiento de CP de un 33%85 cayendo bruscamente a un 6.06% el año 201486, esto se explica debido al hecho de que todas las demandas (max., min. y promedio) presentan tasas de crecimiento promedio mayores a la del sistema. Otro punto que llama fuertemente la atención en este escenario, es que a pesar, de que el gas natural es la segunda fuente energética en importancia de generación para el SIC, su participación relativa con respecto al total de la importación de gas natural desde las cuencas de

84 Es decir, uno, dos y hasta tres días. 85 Se habla de por lo menos, debido al hecho que se considera la demanda máxima para el calculo del margen, este margen sería mucho mayor si es que se considera la demanda promedio. 86 Obviamente esta aseveración depende del estado en que se encuentren el resto de la capacidad instalada, con respecto a niveles de los embalses, suministro de combustibles y disponibilidades de generación contingente.


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Neuquén y Noroeste (%ET) pasa desde un 46.91% en el 2005 a un 58.15% en el año 2014, según el indicador Suministro de Gas por Origen v/s Demanda Total (veáse indicador: Suministro de Gas por Origen v/s Demanda Total (Escenario Tendencial (SIC)) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos), si a esto le sumamos el hecho de que prácticamente toda la generación eléctrica del SING corresponde a fuentes térmicas, donde por supuesto el gas natural tiene una importante participación, podemos decir que sobre el 80% del gas importado desde estas dos cuencas es utilizado para generación termoeléctrica, confirmando el hecho de que la participación del gas natural en generación eléctrica es creciente en el tiempo.

6.3 Evaluación de Indicadores para Escenario Alternativo de inclusión de ERNC

Como puede observarse del cálculo de los indicadores de SSE del Escenario Alternativo, a pesar de la entrada de ERNC y como podía haberse esperado, la hidroelectricidad sigue siendo, al igual que en el Escenario Tendencial, la principal fuente de generación eléctrica del SIC (veáse indicador: Generación Eléctrica por Tipo Combustible v/s Demanda (Escenario Alternativo (SIC)) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos), es más, su participación relativa a lo largo del tiempo prácticamente no sufre variación, con respecto, a la que presenta en el Escenario Tendencial, alcanzando al 44.19% al año 2014. Sin embargo, cosa muy distinta sucede con la participación del gas natural, en este escenario, que comienza en un 31.04% en el 2005 para elevar su participación hasta un 35.65% el año quinto de simulación (2009), comenzando a caer luego, con la entrada de ERNC, hasta un 32.61% en el 2014, muy por debajo 39.73% que presentaba en el escenario anterior, no obstante, este energético sigue siendo el segundo en cuanto a generación eléctrica se refiere. Al igual que en el escenario Tendencial el petróleo es el único energético (con excepción de la hidroelectricidad) que presenta una pequeña disminución porcentual en cuanto a su participación alcanzando tan solo el 0.67% al año 2014, menor incluso que su participación en el Tendencial donde alcanza al 0.81%. Análisis aparte merece la entrada de ERNC que al año 2014 presentan una participación porcentual del 9.76% con la segunda tasa de crecimiento promedio (68.07%), luego de la categoría “Otros”, no obstante, este crecimiento le permite a las ERNC llegar a convertirse en el tercera fuente de generación eléctrica, desplazando al carbón desde esta posición. También, en este escenario, tiene una participación importante la categoría “Otros” que nuevamente gracias a las interconexiones con Argentina ocupa el cuarto lugar en cuanto a generación eléctrica se refiere, alcanzando 6.74% de participación al año 2014. En cuanto al indicador Capacidad Instalada v/s Demanda Max (veáse indicador: Capacidad Instalada v/s Demanda Máx (Escenario Alternativo (SIC)) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos), este escenario muestra un hecho muy sobresaliente, pues, a pesar de que ambos escenarios incrementan la capacidad instalada en la misma cantidad de potencia (4040 MW) el Alternativo con ERNC presenta un margen promedio, en los 10 años, superior al del Escenario Tendencial (22.02% v/s 18.01%), esto ya es una primera señal del mayor nivel de SSE que ofrece este escenario, que nos indica que frente a un shock de desabastecimiento de CP el Escenario Alternativo puede hacerle frente de mejor manera que el Tendencial, además, esto pone


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de manifiesto de que tanto o mas importante al hecho de que crezcan las capacidades instaladas de todos los tipos de combustibles, lo es también que su crecimiento a lo largo del tiempo se realice de manera homogénea e indexado al crecimiento que experimenta la demanda máxima87. Todo lo anterior permite de que a pesar que las importaciones de gas natural siguen aumentando año a año (veáse indicador: Suministro de Gas por Origen v/s Demanda Total (Escenario Alternativo (SIC)) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos) su participación porcentual con respecto al total importado desde las cuencas de Neuquén y Noroeste (%ET) se mantenga con muy poca variación, solo un 0.82% en 10 años, lo cual, es una muestra del impacto de la entrada de ERNC en la malla de generación de electricidad del SIC.

87 A pesar de lo anterior, cabe decir, que las conclusiones c/r a las tasas de crecimiento de la demanda (máx., promedio y min.) expuestas en el Escenario Tendencial, siguen siendo validas en este escenario.


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7. EVALUACIÓN ECONÓMICA DE ESCENARIOS Luego de entregados los resultados que arrojan los indicadores propuestos de factura más técnica, este capitulo, se preocupa de analizar todos aquellos indicadores de factura más económica, los costos económicos que implica el desarrollo de cada escenario propuesto y cual es el desempeño de dichos escenarios frente al algunos shocks de abastecimiento de LP88. La idea básica es probar, frente a un shock, cual es el escenario que mejor se comporta desde el punto de vista de la SSE, o dicho en palabras simples, en cual escenario se produce menos desabastecimiento y cuanta inversión es necesaria para alcanzar dichos niveles de SSE. Primero son expuestos los costos económicos directos de cada escenario, es decir, los costos de inversión y operación y en segundo lugar los costos indirectos, es decir, aquellos que se generan por la ocurrencia de algún shock específico89. La herramienta fundamental para esta parte del análisis es el costo de falla, en la sección 9.13 del capitulo de Anexos puede encontrarse el marco teórico que sustenta su definición y cálculo. Los valores de costo de falla según los niveles de déficit de suministro, utilizados en este trabajo, son los mismos que la CNE ocupó para el cálculo del precio de nudo del mes de Abril del presente año para el SIC y a continuación se exponen90.

Tabla 20: costo de falla para el SIC, según nivel de déficit de suministro eléctrico – Fuente: CNE.

Este trabajo evaluará la ocurrencia de dos tipos de shocks, que a continuación se definen.

Shock Hidrológico (Sequía): Tomando en consideración que la última sequía de 1998-99 generó un racionamiento eléctrico en el SIC de 450 GWh[21] equivalente, de manera aproximada, al 1,8% de las demandas de esos años91 y al hecho de que las sequías tienen sus mayores repercusiones en los meses de otoño e invierno, debido a que se superponen los efectos de menores niveles de los embalses (veáse los resultados del indicador de Nivel de Almacenamiento en la sección 6.1) y aumento de los consumos

88 Es decir, de aquellos que generen desabastecimientos de periodos largos de tiempos como semanas o meses, pues de los racionamientos de CP o intempestivos se preocupan los “modelos de planificación y simulación de operación” (veáse la sección 4.7). 89 Los valores de inversión y operación comentados en esta sección corresponden a valores traídos a valor presente (VPN), con el fin de que ellos puedan ser comparados entre si. 90 Más información acerca de estos valores puede ser encontrada en el “informe técnico” respectivo preparado por la CNE con motivo de la fijación del precio de nudo. 91 Es importante dejar en claro que este valor fue pequeño, pero sin embargo, está fue la peor sequía de todo el siglo pasado y desde el punto de vista temporal abarcó 81 días de racionamiento con un corte aproximado de 2-3 horas por día.


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(veáse la sub-sección 3.4.1). Se propone evaluar un shock hidrológico de aproximadamente un 26% de la producción de hidroelectricidad generada durante un año en condiciones normales, lo que provocaría desabastecimientos promedios en el sistema de entre un 5 a 3.5%92 dependiendo del escenario en cuestión.

Shock Gas Natural: Tal como se argumentó en la sub-sección 4.2.2 la actual crisis

energética del gas natural argentino ha tenido un desabastecimiento promedio diario de un 41% para el SIC y perfectamente podría ser mayor, incluso total, si ha esto le sumamos que tal como se argumento en la sección 4.3 los problemas de transporte y abastecimiento del sistema gasífero argentino se agudizan en invierno, debido al alza que sufre la demanda de este energético, podemos argumentar que la evaluación de un shock de gas natural de aproximadamente un 35% de la producción de electricidad generada con gas natural durante un año en condiciones normales es perfectamente posible. Este shock provocaría desabastecimientos promedios en el sistema de entre un 5 a 4.5% aproximadamente, dependiendo del escenario en cuestión.

Estos shocks serán evaluados para cada uno de los 10 años simulados anteriormente, obviamente la evaluación de cada año es independiente de los otros, la idea es evaluar cuanto es el máximo de generación que se le puede exigir al resto del parque generacional93 y cual es el grado de desabastecimiento que se ocasiona si es que un shock (hidrológico o de gas natural) de aproximadamente un x%, equivalente para ambos escenarios, es decir, uno donde se racione la misma cantidad de KWh de energía para cada escenario, se produce en el año i, para cualquiera de los 10 años en estudio. Finalmente se realiza un Benchmark entre los dos escenarios que permite visualizar cual es la diferencia, desde el punto de vista económico, de ambos. En este punto es necesario especificar que, en este trabajo, los niveles de inversión para el desarrollo de cada escenario están calculados para el año en que las obras entran ejecución, cosa que obviamente por todos es sabido no sucede así en la realidad, pues las inversiones se van realizando anualmente a medida que se va desarrollando una obra, es así por ejemplo, que dependiendo de la envergadura del proyecto (central), éste tiene un periodo de construcción que va de 1 a 5 años, por lo cual la inversión total se va requiriendo a medida que las obras se van desarrollando durante el tiempo de construcción. Lo anterior debería ser tomado en cuenta para futuros análisis más sofisticados que deseen realizarse.

7.1 Evaluación Económica para Escenario Tendencial (Gas Natural) Con respecto al indicador de Nivel de Inversión en Generación por tipo de Combustible (veáse indicador: Nivel de Inversión en Generación por Tipo de Combustible (Escenario Tendencial (SIC), se ha agregado Costos de Operación) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos) lo primero que llama la atención es el hecho de que el costo de inversión por KWh (cI) de las

92 Cabe señalar que una reducción en el abastecimiento (shock) de fuentes hidroeléctricas o de gas de un x%, no implica una reducción equivalente en la generación de energía de todo el sistema, debido a que el resto del parque generador puede suplir, en parte, este déficit. 93 Para el cálculo de generación máxima fueron utilizados los factores de energía generable (veáse el comienzo del capítulo 6) utilizados por CNE para el cálculo del precio de nudo, a través, del modelo GOL.


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fuentes hidroeléctricas sea tan “caro” c/r al del gas natural, lo que hace de que a pesar de que su aumento en capacidad instalada (2290 MW) casi triplique a la de hidroelectricidad (800 MW), su inversión en VPN (851 MMUS$) no alcance a doblar a esta última (445 MMUS$), cuestión que pone nuevamente de manifiesto lo conveniente que son para los inversionistas las centrales de ciclo combinado a gas natural. También llama la atención lo comparativamente baja que es la inversión de la categoría “Otros”, que durante los 10 años aumenta su capacidad en (950 MW), mayor a la hidroelectricidad, y sin embargo, su inversión total equivale aproximadamente al 89% de esta última, esto se debe a lo atractivas que resultan para el país la interconexiones con el sistema eléctrico argentino que de alguna manera amortiguan la alta inversión que significa la Central Geotérmica de Calabozo. En cuanto al precio de nudo, el indicador Precios de Generación de Sistema (Precio de nudo Promedio) (veáse indicador: Precio Promedio de Generación de Sistema (precio de nudo de la energía en el SIC) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos) permite observar que durante sus primeros años de simulación tiene un incremento que rescata el momento de incertidumbre que esta viviendo en estos tiempos el SIC94, derivado por el aumento histórico de precio del petróleo y otros combustibles de generación como el carbón, pero principalmente, por el estado de incertidumbre que está presente en el mercado debido a los actuales y posibles futuros recortes de suministro de gas natural desde Argentina, sin embargo, a partir del año 2007, se espera que estas contingencias se relajen y que el precio comience a estabilizarse para regresar a los valores que nos ha tenido acostumbrado este último tiempo (alrededor de 30 mills/KWh). Para el final de las estimaciones (año noveno, equivalente al 2013, en el análisis) se observa un pequeño aumento debido al efecto que tienen las interconexiones eléctricas con Argentina en el precio de nudo, que a pesar de ser más convenientes, en cuanto a inversión, que otras alternativas como la interconexión SIC-SING ó las mismas centrales de ciclo combinado, poseen un costo de operación un poco mayor que estas últimas (17.26 mills/KWh v/s 19.09 mills/KWh), sin embargo, las interconexiones van en la línea de aumentar la SSE, diversificando la malla energética (veáse el sexto párrafo de la sección 5.5).

7.2 Evaluación Económica para Escenario Alternativo de inclusión de ERNC

Para el caso de este escenario y con respecto al indicador Nivel de Inversión en generación por tipo de Combustible (veáse indicador: Nivel de Inversión en Generación por Tipo de Combustible (Escenario Alternativo (SIC), se ha agregado Costos de Operación) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos), obviamente llama la atención el elevado costo de inversión que presentan las ERNC en comparación a las FEC, esto hace que solo 26% (correspondiente a ERNC) del aumento de la capacidad instalada signifique casi el 40% de la inversión total del escenario. Lo que ya es un indicador del esfuerzo que debe hacer el país si quiere diversificar su malla energética.

94 Es más, la autoridad ya ha anunciado que para la fijación del precio de nudo del mes de Octubre de este año, éste tendrá un incremento que significará un aumento de aproximadamente un 7% en las cuentas de los consumidores finales. Sin embargo a lo anterior debe descontársele un 2.5% (aproximado) por concepto de baja de los peajes de distribución que fueron dados a conocer por la CNE en el mes de Noviembre de este año y que tendrán vigencia durante cuatro años más. Todo esto indica que las cuentas de los consumidores finales tendrán un incremento neto de aproximadamente un 4.5% a contar de Noviembre del presente año.


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Por otro lado a pesar de que la inversión de un escenario c/r al otro (Alternativo v/s Tendencial) es casi un 25% mas costoso, los costos de operación del sistema caen en el Alternativo en sobre un 3% c/r al Tendencial (equivalente a MMUS$ 177), lo que viene a confirmar lo expresado en el la sección 4.4 (c/r a que luego de la inversión los costos de operación de las ERNC son en general menores a las FEC), sin embargo, debemos recordar que esto no es totalmente cierto pues como argumentamos al comienzo del capitulo anterior, las ERNC presentan factores de energía generable menores a las FEC, lo que las hace menos eficientes que estas últimas a la hora de generar energía eléctrica. Por su parte el indicador del precio de nudo (veáse indicador: Precio Promedio de Generación de Sistema (precio de nudo de la energía en el SIC) en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos) de este escenario, a pesar de tener las mismas tendencias del Escenario Tendencial posee dos características que llaman profundamente la atención, la primera y más importante, es que debido a la entrada de ERNC cae con respecto al del escenario anterior, lo que es motivado por el hecho de que tal como se argumentó en el párrafo anterior y en varias otras partes de este Trabajo de Titulo, a pesar de tener inversiones mucho más altas, las ERNC poseen costos de operación mas económicos que las FEC, motivados principalmente porque sus costos de obtención de combustibles son prácticamente despreciables. Como ahora parte de la energía eléctrica es producida por este tipo de energía (sobre el 9% al año 2014) entonces los costos de operación del sistema bajan y por lo tanto también el precio de nudo, además, otro hecho que llama la atención sobre esto, es que el precio de nudo disminuye a medida que entran ERNC a la malla de generación. Por otro lado, también llama la atención el hecho de que la desviación estándar del precio del Escenario Alternativo sea en promedio menor que la del Tendencial, esto se debe a que como veremos más abajo frente a inestabilidades en el sistema, el Escenario Alternativo posee mejor nivel de respuesta que el Tedencial, lo que en definitiva redunda en una menor variación del precio de nudo (menor volatilidad).

7.3 Análisis de Shocks evaluados El principal y más importante resultado que arroja el análisis de los shocks evaluados (veáse los distintos shocks evaluados en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos), es que, tanto un shock hidrológico como de gas natural generan un desabastecimiento que es siempre menor en el Escenario Alternativo, esto puede ser corroborado al observar la columna %EM de cada shock para cada escenario, que muestra el margen por el cual la generación eléctrica supera o no a la demanda proyectada. En este punto y para un mejor entendimiento, cabe recordar que una reducción en el abastecimiento (shock) de fuentes hidroeléctricas o de gas natural de un x%, no implica un desabastecimiento equivalente en la generación de energía de todo el sistema (veáse la columna %EM), debido a que el resto del parque generador puede suplir, en parte, este déficit. Este es un resultado importante porque pone en evidencia la mayor SSE que entrega el Escenario Alternativo v/s el Tendencial frente a un evento de desabastecimiento, y que tal como se argumento en este trabajo, una mayor diversidad de fuentes energéticas (en particular las ERNC) ayuda a elevar la SS de un sistema, en este caso la del SIC.


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El segundo resultado sobresaliente, es que los shocks hidrológicos tienen un mayor impacto que los shocks de gas natural en el SIC, pues un desabastecimiento hidrológico de un 26% genera mayor déficit (veáse la columna %EM ) en el sistema que un desabastecimiento de gas natural de un 35%, esto se debe al hecho de que, tal como hemos argumentado anteriormente, a pesar de que la capacidad de generación con gas natural ha crecido y seguirá creciendo en el futuro, el SIC sigue y seguirá siendo dependiente, en mayor medida, de sus recursos hidrológicos. Por el lado del costo de falla (veáse: en el Anexo “Resultados Trabajo de Titulo” del capitulo de Anexos) el análisis también favorece el Escenario Alternativo, pues debido a los menores niveles de déficit (veáse la columna xS) que éste presenta c/r al Tendencial, los costos de falla agregados, en ambos shocks (hidrológico y de gas natural), son siempre mayores en el Tendencial95, cabe recordar que el costo de falla mide el costo que implica para la sociedad no contar con energía eléctrica, por lo tanto, una disminución de éstos pueden ser considerados como beneficios que obtiene la sociedad debido al aumento de la SSE. Además, es importante precisar que los costos de falla agregados para un shock hidrológico son mayores que los costos de un shock de gas natural, consecuentemente esto se debe a que, como se dijo en el párrafo anterior, un shock hidrológico tiene un mayor impacto (déficit) que el de gas natural, lo que es una forma alternativa de ver la mayor dependencia hidráulica por sobre la de gas que posee el SIC. Con tales resultados, aumento de SSE y baja de costos de falla agregados, se tiende a pensar que las ERNC son una buena alternativa de diversificación energética, sin embargo, los problemas se presentan cuando miramos las inversiones involucradas en uno y otro escenario (veáse hoja: Benchmark Costos (SIC) en la sección de Anexos), tal como se precisó en la sección anterior, el Escenario Alternativo requiere un 25% mas de inversión que el Tendencial, que traducido en dinero significa que el Escenario Alternativo es MMUS$ 408.86 más “caro” que el Tendencial, lo que es una cifra bastante elevada, si contrastamos este valor con los beneficios obtenidos por ahorros asociados al costo de falla agregado (veáse hoja: Costo Falla (SIC), específicamente las columnas “Benchmark Shock Hidro” y “Benchmark Shock Gas Natural” en el Anexo A), que por lo demás son potenciales, pues solo se obtendrán si es que ocurre una falla, nos damos cuenta que en el mejor de los casos obtenemos MMUS$ 249, si es que se diera un shock hídrico en el año octavo de análisis, es decir, el 2012. Por lo tanto, tal como podía esperarse, el aumento de SSE tiene asociado, ineludiblemente, un aumento de costos que no alcanzan a ser cubiertos por los beneficios económicos que se podrían generar96. Ahora, si cambiamos el enfoque de esta apreciación y analizamos que en menos de 10 años el SIC ha sufrido dos shocks de abastecimiento, uno hidrológico en 1998-99 y otro de gas natural, actualmente, quizás las diferencias expuestas en el punto anterior ya no sean tan grandes y las ERNC podrían considerarse como una opción competitiva, sería interesante considerar esto para futuros análisis. 95 Excepto en el año noveno, si es que hay un shock hídrico, en que los costos de falla agregados son mayores en el Alternativo que en el Tendencial (MMUS$ 166), esto se debe al hecho de que para ese año el Escenario Tendencial propone la entrada de 758 MW en centrales de ciclo combinado que ayudan a solventar en mayor medida que el Escenario Alternativo el déficit producido por el shock hídrico. 96 Es importante notar, que esta evaluación no considera otros posibles co-beneficios que se podrían derivar del Escenario Alternativo, tales como, mejoras ambientales y de calidad de vida. Sería interesante que otros trabajos ahondarán en este aspecto que podrían hacer más competitivas las ERNC c/r a las FEC.


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8. CONCLUSIONES Y COMENTARIOS En este Trabajo de Titulo, y cumpliendo con los objetivos trazados en un comienzo, se realiza una extensa revisión de literatura tanto nacional como internacional (revisión del “Estado del Arte”) respecto de lo que debe entenderse por Seguridad de Suministro Energético (en particular Seguridad de Suministro Eléctrico (SSE)), y las diferentes aristas asociadas al tema. Además, tomando en consideración los resultados obtenidos, sus conclusiones y comentarios pueden ser divididos en dos grandes grupos, aquellos que se derivan de la definición y proposición del concepto de SSE y de sus indicadores, y en un segundo grupo, los que se derivan de los resultados obtenidos para los escenarios de generación eléctrica analizados. A partir de este análisis se concluye que la SS Energético es una preocupación de relevancia a nivel mundial, sin embargo, esta preocupación tiene expresiones diferentes dependiendo del conglomerado que las promueva. Así, la UE basa su estrategia de desarrollo energético futuro en el manejo de la demanda interna y en el desarrollo de tres conceptos fundamentales.

Eficiencia Competitividad SS (concepto que abarca a la SSE)

Por su parte EE.UU, al contrario, basa su estrategia en el manejo de la oferta energética y en el desarrollo de dos aristas, una económica comercial y la otra eminentemente técnica. En tercer lugar, se definen un conjunto de indicadores cuantitativos de SSE junto a una metodología para su aplicación, en un contexto de planificación estratégica de LP, además, la metodología propuesta permite analizar diferentes escenarios de desarrollo eléctrico para el país97. Por su parte, el análisis de los resultados obtenidos y expuestos anteriormente para cada escenario, revela algunas conclusiones que a continuación se exponen. El sistema gasífero argentino es un sistema en crisis, debido principalmente a la falta de inversión que presenta el sector. Esto hace que tanto su nivel de reservas como su capacidad de transporte estén en una posición de inminente fragilidad, que de continuar así, seguirá (en los siguientes años) presentando problemas para las centrales de ciclo combinado a gas natural nacionales. Es por esto, que este trabajo pone de manifiesto lo importante que es comenzar a buscar formas de diversificar la malla energética de generación con, por ejemplo, ERNC, pero también, lo importante que es diversificar la cartera de proveedores de energéticos primarios, como el gas natural98, pues tal como se argumentó anteriormente, este energético aún sigue siendo uno de los más competitivos (económicamente hablando) y posee muchas reservas y proveedores a través del mundo, que hacen impensable su eliminación como fuente de generación eléctrica. El siguiente párrafo pone en evidencia esta última afirmación. 97 Sería interesante evaluar el escenario que se desprende del nuevo plan de obras desarrollado por la CNE, debido a que plantea un fuerte crecimiento de capacidad instalada en base a centrales a carbón (veáse la sección 9.11). 98 Nuevamente es bueno dejar en claro que esta situación podría cambiar si es que las reservas de gas metano encontradas en las costas chilenas durante el mes de Octubre de este año fueran confirmadas.


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A pesar del esfuerzo que significa la entrada de ERNC, a la malla de generación eléctrica del SIC, ambos escenarios dejan ver que el gas natural seguirá siendo un actor importante, es más, se consolidará como el segundo combustible de generación eléctrica de este sistema. No obstante, el Escenario Tendencial pone en evidencia el hecho de que, a pesar, de que el país muestra una política energética basada en el gas natural, en el periodo de los próximos 10 años, este energético no llegará a convertirse en el número uno en generación eléctrica del sistema, descartando la hipótesis que dice que el SIC pasaría de ser un sistema dependiente del “agua” a un sistema dependiente del gas natural, sin embargo, su participación será creciente en el tiempo y de importancia. Otro hecho que ayuda a reforzar esto último, es que los resultados permiten concluir que los desabastecimientos hidrológicos afectan con mayor fuerza que los desabastecimientos de gas natural al sistema. En cuanto a las ERNC, el Escenario Alternativo permite corroborar que ellas diversifican la malla energética y que cumplen un factor amortiguador que eleva la SSE, sin embargo, debe precisarse lo importante que es que la entrada de estas energías sea acompañada con la entrada de capacidad instalada en FEC, debido a que como se ha argumentado anteriormente, las ERNC poseen menor capacidad de generación que las FEC. Por lo tanto no es una buena opción un escenario que apueste solo a la entrada de ERNC con el fin de aumentar la SSE, pues será más inestable y también inmensamente más “caro” en términos económicos. Los shocks evaluados muestran, en primer lugar, que en general el Escenario Alternativo con ERNC tiene un mejor comportamiento, frente a una crisis de abastecimiento (hidrológica o gas natural), que el Escenario Tendencial, esto debido a que el efecto de la crisis es asumido por una mayor diversidad de generación que entregan las ERNC. También es llamativo que los shocks evaluados golpeen con mayor fuerza en los años finales de simulación. Esto se debe al hecho de que la tasa de crecimiento de la demanda está por encima de la tasa de crecimiento de la capacidad de generación. Un punto a tener en consideración es que los shocks evaluados, fueron desabastecimientos equivalentes. Esto implica que en ambos escenarios se racionó la misma cantidad de energía, esto podría no ser siempre así. En efecto, en el caso de los shocks de gas natural, si el racionamiento de gas fuese proporcional a la importación (cosa común es los racionamientos), entonces como la importación de gas natural es menor en el Escenario Alternativo que en el Tendencial el shock afectaría aún menos al Escenario Alternativo. En cuanto al costo de falla agregado, los datos permiten concluir, que éste disminuye por la entrada de ERNC, ya que en el Escenario Alternativo, los shocks golpean con menor fuerza. Esto se debe a que producto de la diversificación de la malla de generación, los racionamientos de energía son menores. Sin embargo, esta mayor seguridad no es gratis e implica una importante inversión adicional, pues los potenciales beneficios asociados a los menores déficit que se producen en el Escenario Alternativo son menores que los costos que implica llevar a cabo dicho escenario (mayor inversión). Por lo tanto, una mayor SSE a través de la entrada de ERNC a la malla de generación eléctrica de SIC, solo será posible si es que tanto el estado como los consumidores deciden “pagar” por ella. Recordemos que la UE ha entendido esto y con el fin de lograr su meta de doblar la participación de FER en generación energética invertirá €$165 billones entre 1997 y 2010. Pasando a otro tema, es interesante observar, como la inclusión de ERNC hacen descender los costos marginales de generación del sistema y por consiguiente el precio de nudo de la energía, esto se


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debe básicamente al hecho de que en general, las fuentes renovables, poseen costos marginales de generación prácticamente nulos, lo que en definitiva hace, que en la medida de que puedan generar electricidad el CDEC siempre las despachará, haciendo de esta forma, que la última central que margine, es decir, la última central despachada por el CDEC para suplir la demanda, sea una de costos de operación menor que la que margina en el Escenario Tendencial. Esto plantea un problema, si el precio de nudo por energía disminuye a medida que entran ERNC a la malla de generación, entonces, los actuales inversionistas del sector y los potenciales no tienen incentivos para desarrollarlas, pues en el caso del SIC, donde aproximadamente el 68% de la energía es consumida por cliente regulados, verán disminuir sus ingresos, más aún, como es sabido las ERNC poseen bajo costo de generación, sin embargo, su barrera está en los altos costos de inversión que requieren frente a los tipos de energías convencionales que no son considerados para la fijación del precio de nudo de la energía. Tampoco es una solución el pago por potencia (precio de nudo por potencia), porque, como es bien sabido, la mayoría de estas energías no posee potencia firme, es decir, no tienen capacidad de generar energía en cualquier instante sino que dependen de la disponibilidad que tenga su “combustible”, en el caso de la energía eólica de la disponibilidad de vientos, lo que hace que no puedan generar en horas de punta y por lo tanto recibir pago por potencia, la única excepción para nuestro país, en algunos casos, la constituye la energía geotérmica. Los puntos anteriores tienen como consecuencias las siguientes interrogantes. Si los ingresos por concepto de generación bajan, dado que el precio de nudo por energía disminuye, el pago por potencia es incierto y la entrada de ERNC al SIC implica una mayor inversión que para el caso de las FEC. ¿Entrarán ERNC a la malla de generación? y si lo hacen ¿podrá el sistema solventar sus costos de operación y mayores costos de inversión? considerando un precio de nudo por energía decreciente en el tiempo. Estas son las preguntas que a juicio de este trabajo deben ser analizadas y respondidas por futuros trabajos de titulo o por la autoridad competente con el fin de asegurar la diversificación del parque generador eléctrico nacional y con esto la SSE. También es bueno dejar en claro que, frente a desabastecimientos mayores, es decir, 50% o total de “agua” o gas natural, nuestro sistema eléctrico sucumbe por completo, dejando ver la validez de uno de los postulados iniciales de este trabajo, es decir, es imposible, mantener un 100% de SSE frente a todo evento. Además, es bueno precisar que los resultados que se obtienen de la evaluación de los escenarios propuestos en el presente trabajo son preliminares, debido principalmente a que como se argumento con anterioridad, los valores utilizados (inversión, operación, combustible, tecnología, etc) para los distintos cálculos poseen una gran variabilidad dependiendo del estudio y medología aplicada para su obtención. Por lo tanto, estos resultados deben ser analizados con más detalle si es que la autoridad decide su implementación. En este contexto, se aconseja que para obtener valores más concretos, a la hora de evaluar tipos de generación, se seleccionen tipos de tecnologías específicas factibles de utilizar en nuestro país, con el fin de darle más exactitud a los cálculos que se realicen. No obstante, también es cierto que la construcción de estos indicadores y escenarios fueron quienes ayudaron a la concreción de este tipo de conclusiones, por lo tanto, el desarrollo futuro de otros indicadores en otros segmentos (transmisión y distribución) del sector eléctrico y de otros Trabajos de Titulo, pueden ayudar a develar más inquietudes. Esto pone de manifiesto otra de las apreciaciones que se hicieron al comienzo de esta investigación, acerca de que el tema de SSE y SS Energético es un tema amplio que no pretendía darse por cerrado ni agotado en el presente trabajo.


125

Por ultimo, se deja abierta la puerta para que, futuros trabajos, evalúen shocks en donde el análisis no se haga en forma anual sino que en forma diaria con el fin de poder mezclar la información que entregan los indicadores de nivel de almacenamiento promedio y duración (expresado en días) con aquellos que fueron expresados en forma anual, de esta manera también se obtendrían valores más concretos acerca de cuanto le cuesta realmente un día de déficit al país.


126

9. ANEXOS

9.1 Composición de Precios Finales a Consumidor

Diagrama 8: Composición de precios finales por tipo de consumidor – Fuente:[20].


127

9.2 Precios Nudos Históricos de Energía y Potencia por Sistema Eléctrico

A continuación se presentan los gráficos de los precios nudos históricos de energía y potencia para los distintos sistemas eléctricos del país99.

PRECIO DE NUDO ENERGIA(Valores reales)

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

OCTUBRE1982

ABRIL1984

ABRIL1986

ABRIL1988

ABRIL1990

ABRIL1992

ABRIL1994

ABRIL1996

ABRIL1998

ABRIL2000

INDEX. ASEP-01

INDEX. AOCT-02

[mill

s/kW

h]

SING, Antofagasta

Grafico 21: Precio de nudo Histórico de Energía para SIC-SING, 1982-2002 – Fuente: CNE.

PRECIO DE NUDO POTENCIA

(Valores reales)

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

OCTUBRE1982

ABRIL1984

ABRIL1986

ABRIL1988

ABRIL1990

ABRIL1992

ABRIL1994

ABRIL1996

ABRIL1998

ABRIL2000

INDEX. ASEP-01

INDEX. AOCT-02

[US$

/kW

/mes

]

Grafico 22: Precio de nudo Histórico de Potencia para SIC-SING, 1982-2002 – Fuente: CNE.

99 Estos gráficos pueden ser encontrados en el sitio Web de CNE – www.cne.cl


128

PRECIO DE NUDO ENERGIA

(Valores reales)

0

10

20

30

40

50

60

70

ABRIL1991

ABRIL1992

ABRIL1993

ABRIL1994

ABRIL1995

ABRIL1996

ABRIL1997

ABRIL1998

ABRIL1999

ABRIL2000

OCTUBRE2000

INDEX. ASEP-01

INDEX. ADIC-01

INDEX. AOCT-02

[$/k

Wh]

Grafico 23: Precio de nudo Histórico de Energía para AYSEN-MAGALLANES, 1991-2002 – Fuente: CNE.

PRECIO DE NUDO POTENCIA

(Valores reales)

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

ABRIL1991

ABRIL1992

ABRIL1993

ABRIL1994

ABRIL1995

ABRIL1996

ABRIL1997

ABRIL1998

ABRIL1999

ABRIL2000

OCTUBRE2000

INDEX. ASEP-01

INDEX. ADIC-01

INDEX. AOCT-02

[$/k

W/m

es]

Grafico 24: Precio de nudo Histórico de Potencia para AYSEN-MAGALLANES, 1991-2002 – Fuente: CNE.


129

9.3 Determinación del Precio Spot

Figura 8: Esquemas de determinación del precio spot – Fuente: [21].


130

9.4 Características de Generación y Capacidad Eléctrica en Chile

AÑO SING SIC SISTEM A SISTEM A AUTOPRODUC- TOTAL PAISTIPO AY SEN M AGALLANES TORES1990(*) 142 13,641 36 97 4,456 18,372%térmica 78.5% 40.0% 29.3% 100.0% 84.6% 51.4%%hidro 21.5% 60.0% 70.7% 0.0% 15.4% 48.6%

1991(*) 188 14,733 37 101 4,902 19,961%térmica 44.8% 16.5% 29.3% 100.0% 85.8% 34.2%%hidro 55.2% 83.5% 70.7% 0.0% 14.2% 65.8%

1992 178 16,302 41 108 5,733 22,362%térmica 78.5% 2.8% 29.3% 100.0% 86.2% 25.1%%hidro 21.5% 97.2% 70.7% 0.0% 13.8% 74.9%

1993 3,350 17,661 43 116 2,834 24,004%térmica 80.4% 7.3% 28.8% 100.0% 87.3% 28.3%%hidro 19.6% 92.7% 71.2% 0.0% 12.7% 71.7%

1994 3,745 18,985 49 125 2,372 25,276%térmica 98.8% 13.3% 34.8% 100.0% 81.5% 32.8%%hidro 1.2% 86.7% 65.2% 0.0% 18.5% 67.2%

1995 4,404 20,507 60 129 2,927 28,027%térmica 99.1% 14.2% 41.7% 100.0% 73.9% 34.3%%hidro 0.9% 85.8% 58.3% 0.0% 26.1% 65.7%

1996 5,545 22,424 60 139 2,622 30,790%térmica 99.4% 28.2% 42.6% 100.0% 72.9% 45.2%%hidro 0.6% 71.8% 57.4% 0.0% 27.1% 54.8%

1997 6,392 23,959 69 143 2,729 33,292%térmica 99.1% 24.5% 49.3% 100.0% 71.7% 43.1%%hidro 0.9% 75.5% 50.7% 0.0% 28.3% 56.9%

1998 7,358 25,658 76 152 2,259 35,503%térmica 99.3% 41.0% 43.4% 100.0% 68.2% 55.1%%hidro 0.7% 59.0% 56.6% 0.0% 31.8% 44.9%

1999 9,001 26,920 82 155 2,231 38,389%térmica 99.3% 52.4% 48.8% 100.0% 69.8% 64.6%%hidro 0.7% 47.6% 51.2% 0.0% 30.2% 35.4%

2000 (**) 9,327 29,577 86 163 2,115 41,268%térmica 99.4% 37.7% 40.1% 100.0% 73.7% 53.8%%hidro 0.6% 62.3% 50.9% 0.0% 26.3% 46.2%

2001 (**) 9,851 30,765 90 170 3,041 43,917%térmica 99.4% 31.6% 51.4% 100.0% 80.4% 50.6%%hidro 0.6% 68.4% 48.6% 0.0% 19.6% 49.4%

2002 (**) 10,400 31,971 99 177 2,836 45,483%térmica 99.4% 29.8% 40.9% 100.0% 78.1% 49.0%%hidro 0.6% 70.2% 59.1% 0.0% 21.9% 51.0%(**) SING Consideran Im portaciones de Gener (1.813 GW h año 2002, 1.386 año 2001, 1.191 año 2000 )(***) Sistem a Aysen en hidro considera 7,09 MW h de producción Eólica en 2002 y 1,60 el 2001Fuente:(1) Estadísticas de Operación CDEC-SIC 1990-2002(2) Estadísticas de Operación CDEC-SING 1993-2002(3) Inform ación proporcionada a la CNE por em presas generadoras

Tabla 21: Variación en el tiempo de la Generación Bruta por Sistema Interconectado en GWh.


131

SING SIC SIST.AYSEN SIST.MAGALL.UTOPRODUCTOR TOTAL PAIS(****)

1990(*) 97 3,207 13 47 1,080 4,444%TÉRMICA 89.5% 27.4% 61.0% 100.0% 91.9% 45.3%%HIDRO 10.5% 72.6% 39.0% 0.0% 8.1% 54.7%

1991(*) 97 3,857 13 47 1,103 5,117%térmica 89.5% 22.3% 61.0% 100.0% 92.0% 39.4%%hidro 10.5% 77.7% 39.0% 0.0% 8.0% 60.6%

1992 97 3,832 13 47 1,213 5,202%térmica 89.5% 21.8% 60.6% 100.0% 91.7% 40.2%%hidro 10.5% 78.2% 39.4% 0.0% 8.3% 59.8%

1993 799 3,902 16 48 658 5,423%térmica 94.4% 19.6% 68.2% 100.0% 92.2% 40.0%%hidro 5.6% 80.4% 31.8% 0.0% 7.8% 60.0%

1994 799 3,902 16 48 683 5,448%térmica 98.7% 19.0% 68.2% 100.0% 85.6% 39.8%%hidro 1.3% 81.0% 31.8% 0.0% 14.4% 60.2%

1995 1,157 4,085 14 48 650 5,954%térmica 98.8% 22.4% 75.4% 100.0% 85.5% 44.8%%hidro 1.2% 77.6% 24.6% 0.0% 14.5% 55.2%

1996 1,160 4,859 17 59 621 6,716%térmica 98.8% 24.5% 71.0% 100.0% 83.8% 43.6%%hidro 1.2% 75.5% 29.0% 0.0% 16.2% 56.4%

1997 1,277 5,267 18 60 656 7,278%térmica 99.0% 29.7% 66.7% 100.0% 84.7% 47.4%%hidro 1.0% 70.3% 33.3% 0.0% 15.3% 52.6%

1998 1,476 6,242 18 65 622 8,423%térmica 99.1% 37.7% 66.7% 100.0% 83.0% 52.3%%hidro 0.9% 62.3% 33.3% 0.0% 17.0% 47.7%

1999 2,637 6,695 18 65 611 10,026%térmico 99.5% 41.7% 67.0% 100.0% 84.9% 59.6%%hidro 0.5% 58.3% 33.0% 0.0% 15.1% 40.4%

2000 (**) 3,041 6,653 17 64 597 10,372%térmico 99.6% 40.0% 76.3% 100.0% 86.4% 60.2%%hidro 0.4% 60.0% 23.7% 0.0% 13.6% 39.8%

2001 (**) 3,441 6,579 25 65 802 10,912%térmico 99.6% 38.7% 73.1% 100.0% 89.9% 62.2%%hidro 0.4% 61.3% 26.9% 0.0% 10.1% 37.8%

2002 (**) 3,634 6,737 26 65 684 11,146%térmico 99.6% 38.8% 58.2% 100.0% 89.9% 62.8%%hidro (***) 0.4% 61.2% 41.8% 0.0% 10.1% 37.2%(**) SING Incluye. Capacidad Instalada de Gener en Salta (642.8 MW año 2000 - 2002)(***) Incluye central eólica de 1.98 MW en Aysén. Entró en operación el 2001(****) Solo subsistema Aysen, no incluye centrales aisladas de manos de 1,5 MW Fuente(1) Estadística de Operación CDEC-SIC 1990 - 2002(2) Estadístca de Operación CDEC-SING 1993 - 2002(3) Información proporcionada a la CNE por empresas generadoras

En el SING los datos hasta el año 1993 consideran como autoproductor a la central de Codelco-Tocopilla.El año 1994 esta se convierte en Sociedad Anónima, por lo que a partir de ese año es considerada en las estadisticas como empresa de servicio en el CDEC_SING.

Tabla 22: Variación en el tiempo Capacidad Instalada por Sistema Interconectado en MW.


132

Tabla 23: Principales empresas del Segmento Generación.


133

9.5 Características Gasoductos entre Chile y Argentina

Tramos Diámetro Capacidad Longitud CTOS Gasoducto

Inicio de actividades

(Origen/Destino) (pulg) (MMm3/día) (km)

Clientes

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

20 8,5 530 Central Atacama

Alto Norte Bicentenario

Cerro Dominador

GasNor

Gasatacama (internacional)

Jul-99

Paso de Jama (frontera) / Mejillones

20 8,5 411

Red de distribución

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

20 7,1 450 Central Tocopilla

Paso de Jama (frontera) / Crucero

20 7,1 260 Central Mejillones

Crucero / Tocopilla

12 1,6 79 CODELCO Crucero / Quebrada Ordóñez

16 5,5 252

Quebrada Ordóñez / Mejillones

16 3,9 35

Norandino (internacional)

Nov-99

Quebrada Ordóñez / Coloso

16 1,6 104

Diciembre de 1999

Mejillones / La Negra

16 2,4 89 Central Talta Taltal (nacional)

(en construcción)

La Negra / Paposo (Taltal)

12 3/4 1,8 135

Tabla 24: Especificaciones Técnicas Gasoductos Zona Norte – Fuente: [33].


134

Tramos Diámetro Capacidad Longitud Gasoducto Inicio de

actividades (Origen/Destino) (pulg) (MMm3/día) (km) Clientes

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

24.00 9.00 313.00 Metrogas

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

24.00 9.00 150.00 Sociedad Eléctrica

Santiago

GasAndes internacional

Agosto 1997

Válvula 17 / City Gate I

12.00 9.00 4.00

Energas

GasValpo

Nehuenco-Colbún

San Bernardo / Maipú 30.00 4,1 12.00

San isidro-Endesa

Maipú / Quillota 24.00 4,1 111.00

Electrogas nacional

Febrero 1998

Km 121 línea principal / Est. Colmo

16.00 1,2 15.00 RPC Loma La Lata (Cullen, Argentina) / P.Butamallín (frontera)

24.00 9,7 276.00 Innergy

Paso Butamallín (frontera) / Recinto

24.00 9,7 76.00 Recinto / Las Mercedes

20.00 9,7 168.00

Las Mercedes / Gascoy Petrox

20.00 6,7 17.00 La Leonera / Coronel 12.00 2,1 28.00

Gas Pacífico internacional

Noviembre 1999

Paso Hondo / Nacimiento

10.00 1.00 73.00

Noviembre

1999 Penco / Lirquén 38083.00 No aplicable

(en construcción)

Las Mercedes / Concepción

6.00 a la red 38.00 Lateral Talcahuano 38087.00 Lateral Coronel 10.00

Marzo 2000 Otros 6 laterales a localidades e instalaciones

No definido

No definida 122.00

Red SGN Transporte nacional

(proyectado) en la VIIIª región.

Tabla 25: Especificaciones Técnicas Gasoductos Zona Centro Sur – Fuente: [33].


135

Gasoducto Inicio de

actividades Tramos (Origen/Destino) Diámetro

(pulg) Capacidad (MMm3/día)

Longitud (KM)

Sara - Cullen (nacional)

1961 Planta Sara (Sector Cerro Sombrero) / Planta Cullen (Tierra del Fuego)

10,75 0,7 45

DAU Nº1 - Posesión (nacional)

1962 DAU Nº1 - Planta Posesión 12 3,8 4 DAU Nº2 - Posesión (nacional)

1962 DAU Nº2 - Planta Posesión 12,75 5 6 Dungeness - DAU Nº2 (nacional)

1964-1970 Dungeness - DAU Nº2 10-Jun 4 42 Posesión -Daniel (nacional)

1970 Planta Posesión / Sector Daniel

10 3/4 - 8 5/8

1,5 18 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

8 5/8 - 6 5/8 0,3 42 Daniel - DAU Nº1 (nacional)

1982 Sector Daniel / DAU Nº1 (Sector Planta Posesión)

8 1 20 Posesión - Cabo Negro (nacional)

1987 Planta Posesión / Planta Cabo Negro

18 6,3 180 Marazzi - Cullen (nacional)

1988 Sector Marazzi / Planta Cullen

10 3/4 -5 1/2

0,04 78 Calafate - Punta Daniel (nacional)

1992 Sector Calafate / Sector BRC / DA Nº1 / Playa Posesión (Sector BRP)

10,75 2,8 54

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

14 2 48 Bandurria (internacional)

1996

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

14 2 35

Cullen - Calafate (nacional)

1996 Planta Cullen / Sector Calafate

12 3/4 - 6 5/8

3,2 25 Punta Daniel - Daniel Central (nacional)

1996-1997 Punta Daniel / Sector Daniel Central

12 2,8 5 Dungeness (frontera chileno - argentina) / Daniel Este

8 2,8 13 Dungeness - DAU Nº2(complemento) (internacional)

1999

Daniel / DAU Nº2 (Planta Posesión)

10 2,8 20

El Condor / Frontera Chilena-Argentina

12 2 8 Condor-Posesión (internacional)

1999

Frontera Chileno-Argentina / Planta Posesión

12 2 1

Kimiri Aike - Cabo Negro

1999 Kimiri Aike / Planta Cabo Negro

20 2,9 180

Tabla 26: Especificaciones Técnicas Gasoductos Zona Magallanes – Fuente: [33].


136

9.6 Desempeños Gasoductos entre Chile y Argentina

Grafico 25: Desempeño Gasoducto Atacama – Fuente: CEARE.

Grafico 26: Desempeño Gasoducto Gas Andes – Fuente: CEARE.


137

Grafico 27: Desempeño Gasoducto del Pacifico – Fuente: CEARE.

Grafico 28: Desempeño Gasoducto Methanex PanAmerican – Fuente: CEARE.


138

Grafico 29: Desempeño Gasoducto Methanex YPF – Fuente: CEARE.

Grafico 30: Desempeño Gasoducto Methanex Sipetrol – Fuente: CEARE.


139

Grafico 31: Total Desempeño Gasoductos – Fuente: CEARE.


140

9.7 Características del Mercado del Gas Natural en Argentina (Reservas y Producción)

Tabla 27: Relación entre Reservas/Producción expresada en años de producción a nivel mundial (año base 1999) – Fuente: CEARE.


141

Figura 9: Concepto de Reservas, Reservas Teóricamente Recuperables – Fuente: CEARE.

Grafico 32: Evaluación de la incorporación de nuevas reservas de Gas Natural en Argentina – Fuente: CEARE.


142

Tabla 28: Evolución de las Reservas Comprobadas de Gas Natural por Cuenca (millones de m3) – Fuente: Secretaria de Energía de Argentina.

Grafico 33: Evolución de la Producción de Gas Natural por Cuenca – Fuente: CEARE.


143

Tabla 29: Evolución de la cantidad de pozos terminados de Petróleo y Gas Natural entre 1993–2002 – Fuente: Secretaria de Energía de Argentina.


144

9.8 Características del Mercado del Gas Natural en Argentina (Capacidad de Transporte y Precios de Producción)

Grafico 34: Situación de desabastecimiento en el 2003 – Fuente: [70].

Grafico 35: Situación de desabastecimiento en el 2003 – Fuente: [70].


145

Grafico 36: Proyección de crecimiento de la demanda v/s Capacidad de Transporte actual y niveles de desabastecimiento en Argentina – Fuente: [70].

Grafico 37: Evolución del Precio Promedio de Producción del Gas Natural argentino – Fuente: Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”.


146

9.9 Generación Eléctrica a través de ERNC en Chile

Grafico 38: Participación de las ERNC en Generación Eléctrica al año 2000 – Fuente: CNE.


147

Grafico 39: Participación de las ERNC en Generación Eléctrica por Región al año 2000 – Fuente: CNE.

Nota: Es importante dejar en claro que estos gráficos incluyen los resultados

del “Programa de Electrificación Rural” impulsado por la CNE y el PNUD que corresponden a generación distribuida y, por lo tanto, no conectada a sistema eléctrico nacional alguno.


148

9.10 Construcción de Indicadores Son muchos los autores que han propuesto criterios de selección de indicadores. A continuación se exponen algunos de estos. Tomando en cuenta las indicaciones de O’Ryan y Febre[66] para la elaboración de indicadores, que a su vez son basadas en documentación de la UE y de la IEA, se especifica un listado con las distintas exigencias que debe seguir su construcción.

Es interesante definir e indicar en el documento a quien están dirigidos los resultados del trabajo. ¿Quién se espera que utilice la información? ¿Qué decisiones o actividades se busca apoyar con los indicadores? Ello permite precisar de mejor manera el enfoque que deben tener los análisis y resultados.

Se debe responder las preguntas: ¿Por qué estos indicadores? ¿qué se deduce de cada

uno?

Es de interés hacer una evaluación cualitativa basada en opinión experta de lo bien o mal que está el indicador. Ello facilita su interpretación por un no experto.

Además un indicador debe:

· Ser capaz de ser monitoreado para proporcionar datos reproducibles y

estadísticamente comprobables, que muestren tendencias en el tiempo. · Ser científicamente creíble. · Ser fácil de entender. · Ser medido regularmente y de una manera relativamente simple. · Proporcionar una advertencia temprana de problemas potenciales. · Contribuir a la necesidad de informar obligaciones bajo los acuerdos

internacionales. · En lo posible, debe existir un valor de referencia contra el cual se pueda comparar

el valor del indicador, facilitando así su interpretación en términos relativos. El Ministerio del Medio Ambiente de Madrid, España, recomienda los siguientes. a. Validez científica: El indicador ha de estar basado en el conocimiento científico del sistema

o elementos del mismo descritos, teniendo atributos y significados fundamentados.

b. Representatividad: La información que posee el indicador debe de ser representativa de fenómeno en estudio.

c. Sensibilidad a los Cambios: El indicador debe señalar los cambios de tendencia preferiblemente a corto y mediano plazo.


149

d. Fiabilidad de los Datos: Los datos deben de ser lo más fiables posible y de buena calidad.

e. Relevancia: El indicador debe proveer información de relevancia para poder determinar objetivos y metas.

f. Comprensible: El indicador ha de ser simple, claro y de fácil comprensión para los que vayan a hacer uso del mismo.

g. Predictivo: El indicador ha de proveer señales de alarma previa para cambios futuros en el fenómeno de estudio.

h. Metas: El indicador ideal propone metas a alcanzar, con las que comparar la situación inicial.

i. Comparabilidad: El indicador debe ser presentado de tal forma que permita comparaciones inter-territoriales.

j. Cobertura Geográfica: El indicador ha de basarse en temas que sean extensibles a escala del nivel territorial de análisis.

k. Costo-Eficiente: El indicador ha de ser eficiente en términos de costo de obtención de datos y de uso de la información que aporta.

Por su parte, Adriaanse (1993), OCDE (1993) y Gallopín (1997) sugieren los siguientes principios generales: a. Los valores de los indicadores han de ser medibles (o al menos observables).

b. Los datos han de estar ya disponibles o en su caso, han de poder obtenerse mediante

mediciones específicas.

c. La metodología para la recogida y el procesamiento de los datos, así como para la construcción de indicadores, ha de ser clara, transparente y estandarizada.

d. Los medios financieros, humanos y técnicos para la construcción y monitorización de los indicadores han de estar disponibles.

e. Los indicadores han de ser “rentables” o costo eficientes en su medición.

f. Los indicadores han de disfrutar de gran aceptación política en el nivel apropiado para la toma de decisiones.

g. La participación y el apoyo del público en el uso de los indicadores es fundamental.


150

Por ultimo, los problemas que se pueden presentar con el uso de indicadores son (Zarzosa, 1996 )[67]. a. Ambigüedad en cuanto al significado del indicador o disociación entre el indicador y el

fenómeno a medir.

b. Escasez de datos estadísticos.

c. Heterogeneidad de las fuentes estadísticas.

d. Dificultad práctica de incluir los indicadores subjetivos o de percepción.

e. Carácter desagregado de los indicadores sociales, dado que normalmente se refieren a aspectos muy concretos y resulta necesario hacer agregaciones para ganar en significación.

f. Problemas de Escala: En muchas ocasiones, la dimensión espacial del objeto de estudio no coincide con la escala considerada para la toma de decisiones.

g. Problemas de Comparación: Comparación temporal y espacial. El seguimiento de un indicador a lo largo del tiempo puede dificultarse por variaciones en la elaboración de los datos estadísticos de base, así como pérdida de representatividad del mismo. Asimismo, no siempre es posible comparar el mismo indicador entre, por ejemplo, ciudades cuya estructura morfología o evolución son diametralmente opuestas.

Con base en los criterios anteriormente expuesto se ha confeccionado una tabla que servirá como instrumento de ayuda para la definición de los indicadores que se confeccionen. Nombre

Descripción Forma Calculo Unidad Ámbito Impacto Respuesta Plan UE Respuesta Plan EE.UU Ámbito Espacial Ámbito Temporal Fuente de Información Valor Critico Representación Recomendada

Tabla 30: Descripción de Indicadores.

Donde:

Forma de Calculo: Corresponde a si su medida posee algún calculo específico, en cuyo caso aparecerá la letra (O) de Otro y se especificará su calculo; o si su valor es extraído


151

directamente de algunas de las fuentes de información que posee la CNE y el CDEC como pueden ser: Bases de Datos Internas (BD), Resultado Simulación para el cálculo del precio de nudo a través de los modelos de simulación GOL, OMSIC, OSE2000 u otro (MS).

Ámbito de Impacto: Área de investigación o acción a la cual responde el indicador

(Seguridad de Suministro Eléctrico (SSE), Competitividad (C), Impacto Social (IS), Otros (O).

Respuesta Plan UE: Riesgo al cual responde el indicador con respecto al plan europeo

(Físico, Económico, Social).

Respuesta Plan EE.UU: Concepto al cual responde el indicador con respecto al plan norteamericano (Diversidad, Almacenamiento, Redundancia, Centralización).

Ámbito Espacial: Hace referencia al Sistema Eléctrico al cual puede aplicarse el indicador

(SIC, SING, Aysén, Magallanes, Todos) u Otro (O).

Ámbito Temporal: Anual, Semestral, Trimestral, Mensual, Semanal, Diario, Todos, Otro.

Fuente de Información: Algunas de las fuentes de información que posee la CNE y el

CDEC como pueden ser: Bases de Datos Internas (BD), Resultado Simulación para el cálculo del precio de nudo a través de los modelos de simulación GOL, OMSIC, OSE2000 u otro (MS) ú Otro (O).

Representación Recomendada: Descripción acerca de la representación grafica más

apropiada para el indicador.


152

9.11 Plan de Obras preliminar del SIC

Tabla 31: Plan de Obras preliminar del SIC para la fijación del precio de nudo correspondiente al mes de Octubre del 2004 – Fuente: CNE.


153

9.12 Guía Nomenclatura utilizada en los distintos indicadores propuestos Esta sección contiene la nomenclatura utilizada para la evaluación de los distintos indicadores calculados en el presente Trabajo de Titulo y expuestos en el Anexo Resultados Trabajo de Titulo. El desglose de la nomenclatura se realizará por indicador. Por último, se recuerda que estos indicadores fueron aplicados sobre el SIC.

9.12.1 Generación Eléctrica por Tipo Combustible v/s Demanda

EH: Energía eléctrica generada con centrales hidroeléctricas de gran escala (centrales de embalse y pasada) para cada año de simulación.

EGN: Energía eléctrica generada con gas natural para cada año de simulación. EP: Energía eléctrica generada con petróleo-diesel para cada año de simulación. EC: Energía eléctrica generada con carbón para cada año de simulación. ETC: Total de energía eléctrica generada con FEC en el Escenario Alternativo para cada

año de simulación. EMH: Energía eléctrica generada con centrales hidroeléctricas de pequeña escala (Mini

Hidro) para cada año de simulación. EE: Energía eléctrica generada con centrales eólicas para cada año de simulación. EG: Energía eléctrica generada con centrales geotérmicas para cada año de simulación. ES: Energía eléctrica generada con fuentes solares para cada año de simulación. EB: Energía eléctrica generada con centrales de biomasa para cada año de simulación. ETNC: Total de energía eléctrica generada con ERNC en el Escenario Alternativo para

cada año de simulación. EO: Energía eléctrica generada con tipos de combustibles alternativos (licor negro,

biomasa y otros) para cada año de simulación. En el Escenario Tendencial esta categoría, además, incluye la energía eléctrica generada por la central geotérmica de Calabozo y las interconexiones con el sistema eléctrico argentino (centro y sur). Por su parte en el Alternativo incluye la energía eléctrica generada a través de Co-generación y las interconexiones con el sistema eléctrico argentino (centro y sur).

ET: Total de energía eléctrica generada en cada escenario para cada año de simulación. ED: Demanda esperada de consumo eléctrico para un año especifico. Sale de la

estimación de la demanda realizada cada año por la CNE para la fijación del precio de nudo respectivo.

EPT: Energía eléctrica que pierde el sistema por concepto de transmisión para cada año de simulación. Este valor corresponde en promedio al 3% de la generación bruta realizada por el sistema (EPB), si consideramos que el desabastecimiento de los años 1998-99 correspondió a 450 GWh, equivalente de manera aproximada al 1,8% de las demandas de esos años, podemos observar que este valor para nada es despreciable.

EPN: Producción Neta de energía eléctrica para cada año de simulación. EPN = ED+EPT ECP: Consumo propio de energía realizado por las centrales del sistema para cada año

de simulación. Este valor corresponde en promedio al 1,48% de la generación bruta realizada por el sistema (EPB).

EPB: Producción Bruta de energía eléctrica para cada año de simulación.


154

EPB = EPN+ECP. Se han considerado todos estos tipos de energía sobre la demanda proyectada debido a que los valores que ellas involucran son no despreciables. Lo anterior quiere decir que para poder satisfacer la demanda de un año específico el sistema debe ser capaz de generar la energía correspondiente a la Producción Bruta (EPB), es por eso que el cálculo del margen se realiza c/r a este valor.

EM: Margen de generación eléctrica por el cual el total de energía eléctrica generada (ET) sobrepasa o no a la Producción Bruta (EPB) para cada año de simulación.

%EM: Corresponde al porcentaje que representa al margen por el cual el total de energía eléctrica generada (ET) sobrepasa o no a la Producción Bruta (EPB) para cada año de simulación.

%EX: Corresponde al porcentaje que representa la fuente energética x (donde x puede ser H, GN, C, etc.) c/r al total de generación del sistema (ET) para cada año de simulación.

%∆EX: Corresponde a la tasa de crecimiento/decrecimiento que experimenta la fuente energética x (donde x puede ser H, GN, C, etc.) c/r a su año anterior para cada año de simulación.

9.12.2 Capacidad Instalada v/s Demanda Máx. Este indicador utiliza la misma nomenclatura del anterior, solo que ahora es aplicada a potencia eléctrica (P), por lo tanto, solo serán detalladas aquellas abreviaciones particulares a él que no hayan sido definidas antes.

PDmin: Corresponde a la demanda mínima esperada por potencia eléctrica para cada año de simulación.

PDmax: Corresponde a la demanda máxima esperada por potencia eléctrica para cada año de simulación.

PDprom: Corresponde a la demanda promedio esperada por potencia eléctrica para cada año de simulación.

PM: Margen por el cual la capacidad instalada sobrepasa o no a la demanda máxima esperada (PDmax) para cada año de simulación.

%PM: Corresponde al porcentaje que representa al margen por el cual la capacidad instalada sobrepasa a la demanda máxima esperada. %PM = 100(PM/PDmax)

Para la estimación de PDmin y PDprom se tomó como base la demanda mínima conocida de los años 1994 al 2003 entregada por el informe de “Estadísticas de Operación 1994-2003” del CDEC-SIC[68] y para el caso de PDmax la demanda máxima entregada por el “Estudio proyección de Demanda de Energía y Potencia Sistema Interconectado Central (SIC) Fijación de Precios de Nudo Abril 2004”[63]. A continuación se expone una tabla que resume esta información.


155

Tabla 32: Estimación de Demanda por Potencia (mín., máx., prom.) en el SIC – Fuente: Elaboración propia con información de CNE y CDEC-SIC.

9.12.3 Suministro de Gas por Origen v/s Demanda Total

EN: Cantidad de gas natural de origen nacional utilizado en el SIC para generación eléctrica en cada año de simulación. Cabe recordar que en el extremo sur (Magallanes) existen algunos pozos de petróleo y gas natural, pero ellos no aportan con aquellos energéticos al SIC.

EA: Cantidad de gas natural importado desde Argentina que es utilizado en el SIC para generación eléctrica en cada año de simulación.

EB: Cantidad de gas natural importado desde Bolivia que es utilizado en el SIC para generación eléctrica en cada año de simulación. Hoy en día no existen exportaciones desde este país.

EMO: Cantidad de gas natural importado desde los países del Medio Oriente que es utilizado en el SIC para generación eléctrica en cada año de simulación. Hoy en día no existen exportaciones desde aquellas regiones.

EO: Cantidad de gas natural importado desde otros países que es utilizado en el SIC para generación eléctrica en cada año de simulación. Hoy en día no existen exportaciones desde otros países.

ET: Cantidad total de gas natural que es utilizado en el SIC para generación eléctrica en cada año de simulación.


156

EDT: Demanda total estimada de importación de gas natural desde las cuencas argentinas de Neuquén y Noroeste.

%ET: Corresponde al porcentaje que representa la cantidad total de gas natural que es utilizado en el SIC para generación eléctrica (ET) c/r a la demanda total estimada de importación (EDT). Permite conocer el grado de participación de la generación termoeléctrica con gas natural en las importaciones totales de este energético.

Cabe recordar que hoy en día, prácticamente toda nuestra demanda por gas natural es abastecida por Argentina, en particular, las centrales a gas natural del SIC son abastecidas desde las cuencas de Neuquén y Noroeste, es por esto, que se considero, dicha demanda, como la total del sistema. La información para la estimación de importaciones salió de la cantidad de energía eléctrica generada con gas natural (primer indicador), es por esto que se usaron factores de conversión para pasar de KWh de electricidad a m3 de gas, además, estos factores y las estimaciones de la demanda provienen del “balance energético” del año 2002 y estimaciones de proyección de importación de gas natural, ambos elaborados por la CNE www.cne.cl.

9.12.4 Nivel de Inversión en Electricidad No calculado por falta de información.

9.12.5 Nivel de Inversión en Generación por Tipo de Combustible

cI: Corresponde al Costo de Inversión Medio expresado en US$/KW y contiene la cantidad de dinero por unidad de potencia promedio necesaria para aumentar la capacidad instalada en 1 KW por cada tipo de combustible o tecnología en el caso de ERNC.

CI: Corresponde al Costo de Inversión Agregado expresado en MMUS$ y mide la cantidad de dinero total invertido anualmente por tipo de combustible o tecnología en el caso de ERNC para cada año de simulación.

Adicionalmente a este indicador de le ha agregado.

cO: Corresponde al Costo de Operación Medio expresado en mills/KWh y contiene la cantidad de dinero por unidad de energía promedio necesaria para generar 1 KWh por cada tipo de combustible o tecnología en el caso de ERNC.

CO: Corresponde al Costo de Operación Agregado expresado en MMUS$ y mide la cantidad de dinero total utilizado en la operación anual de cada tipo de combustible o tecnología en el caso de ERNC para cada año de simulación.

En general para la obtención de estos valores se privilegió aquellos que fueran propios del sistema (SIC) o provistos por la CNE o CDEC y aquellos que no se encontraron en dicha fuente, fueron buscados en la literatura internacional. Además, para el calculo de los Valores Presentes Netos (VPN) y haciendo caso al DFL N° 1, se utilizó la misma tasa de descuento


157

ocupada por la CNE en los informes técnicos para el calculo de los distintos precios de nudo, es decir, un 10%. A continuación se expone la fuente de cada valor. Para los Costos de Inversión Medio.

Centrales hidroeléctricas de gran escala (centrales de embalse y pasada): Fue calculado con información del informe técnico preparado por la CNE para cálculo del precio de nudo de Abril del presente año[64] (Anexo N° 5). Debido a que el costo de inversión medio era distinto para cada central hidroeléctrica, se siguió el siguiente procedimiento. Se dividió la inversión de cada una de las centrales hidroeléctricas por su potencia respectiva para luego calcular el valor final ponderando por la potencia de cada central.

Centrales a gas natural: La misma fuente y procedimiento anterior, pero ahora se utilizaron los valores de centrales termoeléctricas (ciclo combinado).

Centrales a petróleo-diesel: No se encontró información acerca de ellas así que se optó por utilizar el promedio de hidroeléctricas, gas natural y carbón.

Centrales a carbón: Se utilizó el valor correspondiente de la Tabla 33 que al final se expone.

Centrales geotérmicas: Se emplearon los valores que entrega la central geotérmica de Calabozo y el mismo procedimiento de cálculo propuesto para las centrales hidroeléctricas y gas natural.

Centrales mini hidro, eólicas y biomasa: Se utilizaron los valores correspondientes de la Tabla 33 que al final se expone.

Categoría “Otros”: En el caso del Escenario Tendencial, para la central geotérmica de calabozo se empleo la misma fuente y procedimiento que para las centrales hidroeléctricas y gas natural. Las inversiones de las interconexiones con Argentina salieron de la misma fuente anterior y fueron agregadas en CI respectivo directamente. Por su parte en el Escenario Alternativo fueron incluidas las interconexiones con Argentina en CI respectivo directamente y la capacidad instalada en Co-Generación para la cual se ocupó el mismo valor que el de biomasa, debido a que los procedimientos de está dos tecnologías tienen mucha similitud.

Para los Costos de Operación Medio.

Centrales hidroeléctricas de gran escala (centrales de embalse y pasada): Se estimó en base a literatura mundial.

Centrales a gas natural: Fue calculado con información del informe técnico preparado por la CNE para cálculo del precio de nudo de Abril del presente año[64] (Cuadro N° 4). Debido a que el costo de operación medio era distinto para cada central de gas natural, se calculó el valor final ponderando el costo total de operación de cada central (costos variables no combustibles y costos variables combustibles) por su potencia respectiva.

Centrales a petróleo-diesel: Misma fuente y metodología anterior, fueron incluidos en los cálculos el consumo específico, costos variables no combustibles y costos variables combustibles.

Centrales a carbón: Misma fuente y metodología anterior.


158

Centrales geotérmicas: Se emplearon los valores que entrega la central geotérmica de Calabozo, misma fuente y metodología anterior.

Centrales mini hidro, eólicas y biomasa: Se utilizó como costo no combustible y combustible los mismos de la central geotérmica de Calabozo (es una buena aproximación) y como costos de O&M se utilizaron los valores que entrega la Tabla 13 en la sub-sección 4.4.1.

Categoría “Otros”: En esta categoría se consideraron todas aquellas centrales que generaban con combustibles alternativos como el licor negro, y para el cálculo de su costo de operación medio se utilizo el promedio simple de los distintos combustibles. Además, en el Escenario Tendencial, dentro de esta categoría también se consideraron las interconexiones con Argentina con un costo de operación medio de 19.09 mills/KWh. Por su parte en el Escenario Alternativo además fueron incluidas las interconexiones con Argentina y la generación con Co-Generación para la cual se ocupó el mismo costo de operación medio que para el resto la categoría.

Tabla 33: Costos de Inversión Promedio para distintas tecnologías FEC y ERNC – Fuente: Proyecto CEPAL/ GTZ, “Promoción del desarrollo Económico en América Latina y el Caribe por medio de la Integración de Políticas Ambientales y Sociales”, CEPAL 2003.

Por último, cabe mencionar que existe mucha literatura, información y tablas que hablan de costos promedios de generación por tecnología o tipo de combustible, y ha podido observarse que en general, estas tablas presentan valores superiores a los presentados en este informe, pero debe tenerse en cuenta que muchos de dichos valores incluyen todos los costos asociados a la producción de energía, incluso por ejemplo la inversión y algunos casos también están calculados con el fin de obtener una rentabilidad en particular en un tiempo promedio de generación, por ejemplo, 20 años de producción, además no debe olvidarse que estos valores también son influidos por el lugar geográfico de su calculo y la tecnología o grado de eficiencia de la misma. Por lo cual, antes de utilizar algunos de estos valores se aconseja revisar su composición, en este trabajo solo se han considerado los costos marginales de generación (costos combustibles, costos no combustibles y O&M) e inversión en forma separada.

9.12.6 Nivel de Almacenamiento Promedio Para el caso del Nivel de Almacenamiento Promedio expresado en unidades de energía.


159

EPROM: Cantidad de energía almacenada en embalases para cada mes del año de precipitaciones normales.

EDesEst: Corresponde a la variabilidad (volatilidad) que posee la cantidad de energía almacenada en embalses.

E-: Corresponde a la cantidad de energía promedio almacenada en los embalses para un año de pocas precipitaciones. E- = EPROM - EDesEst

E+: Corresponde a la cantidad de energía promedio almacenada en los embalses para un año de abundantes precipitaciones. E+ = EPROM + EDesEst

Para el caso del Nivel de Almacenamiento Promedio expresado en número de días de consumo promedio.

EDProm: Demanda esperada de consumo eléctrico diario para cada año de simulación. Sale de la estimación de la demanda realizada cada año por la CNE para la fijación del precio de nudo respectivo.

Las fuentes de información para la construcción de este indicador fueron los archivos de niveles de embalses históricos del SIC mantenidos en la pagina web de la CNE www.cne.cl.

9.12.7 Nivel de Duración Promedio Almacenamiento

EHEProm: Corresponde a la cantidad de energía promedio que puede ser producida con la capacidad instalada de centrales de embalse diariamente para cada año de simulación.

%EHEProm: Corresponde al porcentaje de la demanda total diaria (EDProm) que es abastecido con la energía producida diariamente con las centrales de embalse (EHEProm).

9.12.8 Precio de Generación por Tipo de Combustible No calculado por falta de información histórica y tendencial acerca de los valores.

9.12.9 Nivel de Inversión en Gas según Origen No calculado por falta de información.

9.12.10 Nivel de Reservas de Gas según Origen v/s Producción Se han considerado solo las reservas argentinas por ser este país nuestro único proveedor actualmente. Las fuentes de esta información son principalmente: “Informe Enargas 2002”[69] y “Anuario Estadístico Sector Energético Argentino 2002”[35]


160

9.12.11 Capacidad de Respuesta Sistema Gasífero según Origen Al igual que en el caso anterior solo se consideró el caso de Argentina. Además es importante notar que se han incluido producción e inyección, pues cabe recordar que existe diferencia importante entre estos dos valores, ya que, hay muchas ventas de gas que se realizan en boca de pozo por lo cual, este gas, que ha sido producido pero no inyectado al sistema de transporte también forma parte de la producción total.

Capac. Transporte Nominal: Corresponde a la capacidad de transporte diario que posee el sistema gasífero argentino.

Inyección Prom.: Corresponde a la inyección promedio diaria de gas al sistema de transporte argentino.

Inyección Max.: Corresponde a la inyección máxima diaria que experimenta el sistema de transporte argentino en algún momento del año (generalmente invierno).

Utilización Prom.: Corresponde al porcentaje de utilización promedio diario del sistema de transporte argentino.

Margen: Corresponde al margen de porcentaje por el cual la capacidad de transporte (Capac. Transporte Nominal) sobre pasa o no a la inyección máxima (Inyección Max.).

Al igual que en el indicador pasado las principales fuentes de información fueron: “Informe Enargas 2002” y para el caso de la estimación de la capacidad de trasporte nominal “Situación de la Producción y Transporte de Gas Natural 2004”[70]

9.12.12 Cálculos de Shocks Para el caso del cálculo del costo de falla agregado (veáse: Benchmark Costo de Falla Social agregado entre ambos escenario del SIC (Escenario Tendencial - Escenario Alternativo)).

Parámetros: Corresponden al nivel de producción (q0 equivalente a ET en el primer indicador) y valores del costo de falla medio para distintos niveles de déficit.

xS: Corresponde al nivel de déficit para un año especifico. Es equivalente a %EM. CFSB: Corresponde al Costo de Falla Social Bruto agregado para un nivel de

desabastecimiento xS. VPN CFSB: Corresponde al Valor Presente Actualizado de CFSB. Notar que este valor

no es acumulado, es decir, se actualiza el valor del costo para cada año en forma individual.

∆xS: Corresponde a la diferencia de nivel de déficit para un año especifico para un shock especifico entre ambos escenarios (Escenario Tendencial – Escenario Alternativo).

∆VPN CFSB: Corresponde a la diferencia entre los Valores Presentes Actualizados del CFSB entre ambos escenarios (Escenario Tendencial – Escenario Alternativo).

Las fuentes de información del costo de falla medio fue el informe técnico preparado por la CNE para cálculo del precio de nudo de Abril del presente año[64]. Por último, al igual que para el caso de los calculos de costos de inversión y operación, para el calculo de los distintos VPN, se utilizó una tasa de descuento del 10%.


161

9.13 Marco Conceptual para el Cálculo del Costo Social de Falla Medio El costo social de falla medio (más conocido como costo de falla o costo de racionamiento) se define como el costo por KWh incurrido, en promedio, por los usuarios, al no disponer de energía, y tener que generarla con generadores de emergencia o con otras fuentes de energía alternativas, si así conviniera y cuyo costo es mayor que el costo de obtener dicha energía en el sistema eléctrico respectivo. El costo de falla, tal como nombre lo indica, mide la pérdida que implica para la sociedad una restricción en el suministro eléctrico. Existen diferentes formas de valorar el impacto causado por una falla (o corte) en el suministro eléctrico. En particular, y siguiendo el trabajo de Serra, Galetovic y Sanhueza (2002) [71], se puede diferenciar el costo social de estas fallas según el tipo de consumidor. Para ello se distinguen tres tipos de consumidores, los cuales, son afectados en forma creciente por una falla, debido principalmente al hecho, de que 1 KWh racionado para una industria es mucho más valorado que el mismo KWh racionado para un consumidor residencial100.

Consumidores Sector Residencial Consumidores Sector Servicios Consumidores Sector Industrial (y Minero)

Para cada uno de ellos Serra y compañía et al (2002) desarrollan una metodología consistente con la teoría económica para evaluar sus costos de falla sociales respectivos. A continuación se presenta un breve resumen de cada metodología utilizada (más información acerca de este tema puede ser encontrada en el informe final presentado por los académicos para este efecto, en los informes técnicos que la CNE confecciona para la fijación de los distintos precios de nudo del SIC o en el DFL N°1).

9.13.1 Costo de Falla Residencial Sea q0 el consumo eléctrico de una familia representativa101 y (1-x)q0 el consumo bajo un racionamiento equiproporcional de un x%.

100 La industria posee compromisos de producción o en el caso del sector servicios, si estos no son entregados por falta de energía los ingresos disminuyen (recordemos que los servicios no pueden ser almacenados, se entregan in situ), cosa que no sucede con un consumidor residencial quien pude modificar su consumo con el fin de hacer frente al racionamiento. 101 Representativa del consumo de energía eléctrica residencial del país.


162

Figura 10: Representación gráfica de un racionamiento de un x%.

El costo de falla marginal bruto asociado a una restricción de x% en el suministro residencial está dado por.

ρ(x)(x)cmr = donde:

ρ(x) : es el precio que haría caer el consumo familiar a (1-x)q0 sin necesidad de una restricción. Asimismo ρ(x) representa el máximo valor que estoy dispuesto a pagar por ese KWh de energía no entregado, o dicho de otra forma, corresponde al valor por el cual valoro el poseer ese KWh.

Luego el costo de falla neto se define como.

0r p ρ(x)(x)cmn −= donde:

p0: es el precio para una demanda de q0, es decir, en condiciones normales de suministro.

Sin embargo, lo que nos interesa calcular es el costo de falla bruto, pues tal como se dijo anteriormente, este es el verdadero valor por el cual valoramos los KWh de energía no suministrados. Su expresión corresponde a:

∫ −= 0

0

q

x)q(1r p(q)dq(x)c


163

donde:

p(q): corresponde a la demanda inversa por energía eléctrica residencial. En consecuencia el costo de falla medio residencial para un racionamiento programado equiproporcional ó de LP de un x% se reduce a:

∫ −= 0

0

q

x)q(10

r p(q)dqxq1

(x)cme

Cuando la energía se raciona vía interrupciones no anticipadas, las familias no eligen que usos eliminar y no pueden modificar su consumo con el fin de hacer frente al racionamiento. Por esta razón el costo de falla medio cuando se restringe vía cortes no anticipados ó racionamientos no anticipados (de CP) equivale aproximadamente al costo medio de falla cuando la restricción es total, es decir.

∫= 0q

00

r p(q)dqq1

(1)cme

9.13.2 Costo de Falla Sector Servicios Para este cálculo se utiliza la misma metodología anteriormente propuesta para el sector residencial con la salvedad que ahora todas las funciones y valores utilizados son c/r a sector servicios. De esta forma el costo de falla bruto es:

∫ −= 0

0

q

x)q(1s p(q)dq(x)c

Luego el costo de falla medio corresponde a:

∫ −= 0

0

q

x)q(10

s p(q)dqxq1

(x)cme

Y el costo de falla medio por cortes de energía no anticipados es:

∫= 0q

00

s p(q)dqq1

(1)cme

9.13.3 Costo de Falla Sector Industrial


164

El costo de falla de la industria se puede estimar usando distintos métodos102. El primero recurre a la matriz insumo producto, y supone que la relación entre el consumo eléctrico y el valor agregado es constante. Este valor es una cota superior del costo de falla, pues las empresas tienen distintas alternativas para enfrentar una reducción en el suministro eléctrico sin disminuir la producción o haciéndolo en una proporción menor. Una segunda alternativa para estimar el costo de falla de la industria es usando las elasticidades precio de las demandas de los distintos sectores productivos y una tercera alternativa puede ser una encuesta a una muestra representativa del sector industrial que permitiría conocer cual es el costo que tienen los racionamientos de energía para el sector. Sin embargo las encuestas basadas en situaciones hipotéticas han sido criticadas porque los entrevistados pueden exagerar el costo de falla y porque los que no han sufrido una falla desconocen las alternativas de ajuste con que disponen. Pero estos argumentos no son validos si la encuesta se lleva a cabo poco después de un periodo de racionamiento, como el sucedido en el país durante los años 1998-99103.

9.13.4 Costo de Falla Medio del Sistema Finalmente el costo social de falla medio para la sociedad de un racionamiento programado equiproporcional ó de LP, equivale al promedio ponderado del costo de falla medio residencial, costo de falla medio del sector servicios y el costo de falla medio del sector industrial (todos de LP), donde los ponderadores equivalen a la participación de cada sector en el consumo eléctrico total.

102 Incluida la metodología propuesta para los sectores Residencial y de Servicios. 103 Es mas, si es que los consumidores han vivido un racionamiento (hace un corto tiempo) esta es la mejor alternativa para evaluar cuanto realmente es lo que las personas valoran la energía (calculo de costo de falla), sin embargo, es difícil y costosa de aplicar en sectores con grandes cantidades de consumidores como el Residencial o el de Servicios, principalmente debido a las complicaciones de coordinación y representatividad de las muestras de consumidores seleccionadas.


165

Resultados Trabajo de Titulo


166

Capacidad Instalada del SIC con la que realizaron las simulaciones (no incluye capacidad instalada en ERNC)

Trabajo de Titulo – Indicadores de Seguridad de Suministro Eléctrico (SSE) en Chile

167

Capacidad Instalada del SIC con la que realizaron las simulaciones (no incluye capacidad instalada en ERNC)


168

Generación Eléctrica por Tipo Combustible v/s Demanda (Escenario Tendencial (SIC))


169

Generación Eléctrica por Tipo Combustible v/s Demanda (Escenario Tendencial (SIC))


170

Capacidad Instalada v/s Demanda Máx (Escenario Tendencial (SIC))


171

Suministro de Gas por Origen v/s Demanda Total (Escenario Tendencial (SIC))


172

Generación Eléctrica por Tipo Combustible v/s Demanda (Escenario Alternativo (SIC))


173



174



175

Capacidad Instalada v/s Demanda Máx (Escenario Alternativo (SIC))


176



177



178

Suministro de Gas por Origen v/s Demanda Total (Escenario Alternativo (SIC))


179

Nivel de Almacenamiento Promedio (agua expresado en unidades de energía eléctrica)


180

Nivel de Almacenamiento Promedio (días)


181

Nivel de Duración Promedio Almacenamiento (días)


182

Capacidad de Almacenamiento de Embalses según Cotas (principales embalses del SIC)


183

Nivel de Reservas de Gas según Origen v/s Producción (solo cuencas argentinas de Neuquén y Noroeste)


184

Capacidad de Respuesta Sistema Gasífero según Origen (solo sistema gasífero argentino)


185

Precio Promedio de Generación de Sistema (precio de nudo de la energía en el SIC)


186

Nivel de Inversión en Generación por Tipo de Combustible (Escenario Tendencial (SIC), se ha agregado Costos de Operación)


187

Nivel de Inversión en Generación por Tipo de Combustible (Escenario Tendencial (SIC), se ha agregado Costos de Operación)


188

Nivel de Inversión en Generación por Tipo de Combustible (Escenario Alternativo (SIC), se ha agregado Costos de Operación)


189



190



191

Benchmark de Costos entre ambos escenario del SIC (Costos Escenario Alternativo - Costos Escenario Tendencial)


192

Benchmark de Costos entre ambos escenario del SIC (Costos Escenario Alternativo - Costos Escenario Tendencial)


193

Participación en el Consumo Eléctrico por Sector Económico en el SIC


194

Shock Hidrológico (Escenario Tendencial (SIC))


195

Shock Hidrológico (Escenario Alternativo (SIC))


196

Shock Hidrológico (Escenario Alternativo (SIC))


197

Shock Gas Natural (Escenario Tendencial (SIC))


198

Shock Gas Natural (Escenario Alternativo (SIC))


199

Shock Gas Natural (Escenario Alternativo (SIC))


200

Benchmark Costo de Falla Social agregado entre ambos escenario del SIC (Escenario Tendencial - Escenario Alternativo)


201

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