cambio de la matriz energética chilena en relación a...

Pontificia Universidad Católica de Chile Escuela de Ingeniería Departamento de Ingeniería Eléctrica IEE3372 Mercados Eléctricos

Cambio de la Matriz Energética

Chilena en relación a la Señal de

Precios

Integrantes: Magdalena Bennett

Héctor Pérez

Ingeniero Guía:

Profesor:

Eduardo Recordon

Hugh Rudnick

Fecha de Entrega: Lunes 25 de mayo del 2009

- 1 -

Índice

1.- Introducción y Revisión de la Regulación 2

2.- Información e Historia de la Matriz Energética en Chile 3

3.- Análisis Histórico de la Evolución de la Matriz Energética

en Chile en relación a la Señal de Precios a Nivel de Generación 7

4.- Análisis a futuro de la matriz energética en Chile: 16

5.- Proyección a Futuro de la Matriz 18

6.- Conclusiones 21

7.- Bibliografía 22

- 2 -

1.- Introducción y Revisión de la Regulación

La motivación del actual trabajo es comprender cómo se configura la matriz energética

chilena y pretende exponer la manera en que la señal de precios y los costos medios de

distintas tecnologías en diferentes años claves afectan la decisión de inversión.

Para poder estudiar la evolución de la matriz energética en Chile es necesario, en

primera instancia, hacer una introducción al sistema regulatorio y tarifario de la generación,

para saber cómo responde el mercado a exigencias impuestas por regulaciones y entes

externos. En términos del régimen tarifario, este está configurado de tal manera que el precio

de la energía refleje los costos reales de la generación, transmisión y distribución1 de un

sistema eficiente, seguro y óptimo económicamente.

En el caso particular del mercado de la generación en Chile, no existen economías de

escala relevantes (al contrario del caso de la transmisión y distribución, que son monopolios

naturales), por lo que es el único sector del sistema eléctrico donde hay un esquema de libre

competencia. Así, los generadores responden a las señales de precios de mercado, entre otros

factores, para desarrollar su política de inversión; sin embargo, hay ciertas regulaciones

impuestas por instituciones para asegurar la energía segura y a bajo costo. En el caso del

Sistema Eléctrico Chileno, el organismo regulador es la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el

operador es el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC).

Hoy en día, existen 2 tipos de clientes para las centrales generadoras, que consisten en

aquellos con precios regulados y con tarifas libres. Los clientes con precios regulados son las

distribuidoras, las que proveen a los clientes pequeños (potencia de conexión menor a 2MW),

donde su precio es fijado por las autoridades (CNE) y es llamado Precio de Nudo, el que

corresponde al “valor esperado del costo marginal de los siguientes 48 meses en el caso del

SIC”2 ajustado a la banda de mercado, y es fijado cada seis meses (recientemente se ha

agregado el precio de las licitaciones, donde se subastan bloques de energía al mejor postor,

para así fomentar la inversión y disminuir el riesgo de los inversionistas asegurándoles un

precio a largo plazo); de esta manera se busca proteger a los pequeños consumidores de

precios volátiles. Para los clientes mayores (potencia mayor a 2MW), hay tarifa libre, ya que

hay mayores volúmenes y poder de negociación; dicha tarifa se acuerda mediante un contrato

bilateral entre grandes consumidores y generadores. En el caso de que el generador

contratado no sea capaz de cumplir con dicha obligación, debe comprar energía para poder

entregar la energía asignada al cliente a precio spot. Dicha energía se compra o vende en el

mercado spot, donde los precios están dados por el costo marginal horario, determinado por

el CDEC (figura 1) a través de la unidad más cara despachada cada hora.

1 http://www.cne.cl/electricidad/regimen.php

2 Presentación de SYSTEP: Ingeniería y Diseño “Situación energética de Chile: Presente y Futuro”

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h)

Thermal

HydroSpot Price

Figura 1 - Gráfico de precio spot de la energía entre 1995 y 2005 (“Situación Energética de Chile

Presente y Futuro”. SYSTEP Ingeniería y Diseños, 2006)

Como se puede observar en la figura 1, el precio spot es un precio bastante volátil y

cambia según la composición de la matriz, por lo que es altamente afectado por los costos de

combustible, así como diversas contingencias (hidrologías estocásticas, regulaciones

legislativas, etc.). Como podemos notar en el gráfico anterior, el precio spot es más bajo

cuando la generación hidráulica es mayor (en proporción a la termoeléctrica), como sucede en

el intervalo entre el 2001 al 2003; asimismo, podemos observar que el precio se dispara en

años como 1999 (producto de la baja generación hidráulica que ocasionó la sequía, efecto que

será analizado posteriormente) y también el 2005, donde tuvimos una alta generación

termoeléctrica y a un costo muy alto (la punta la daba muchas veces el diesel).

Finalmente, para clientes con un consumo de potencia entre los 0.5 y 2 MW, es

opcional encontrarse en uno u otro sistema de tarifas.

2.- Información e Historia de la Matriz Energética en Chile

La matriz eléctrica a nivel mundial depende fundamentalmente de los costos relativos

de las distintas tecnologías y los precios de mercado según la señal que observen los

inversionistas, principalmente. En Chile se entrega el negocio de generación a aquellos

privados que además de ser una alternativa económica, sigan los planteamientos de políticas

energéticas del país, dado unos requisitos mínimos de seguridad y ciertas exigencias

ambientales y por lo tanto, la composición de la matriz energética es un resultado del mercado

y no un fin en sí mismo. Existen diversos factores que alteran su composición, comenzando por

las obvias como el precio de los insumos, la disponibilidad del mismo y otros factores como, las

regulaciones ambientales, la variación de la demanda, aparición de nuevas tecnologías, entre

otros.

- 4 -

•

Figura 2a - Evolución de la matriz energética en el SIC entre 1970 y 2008 más una proyección

hacia el año 2020 (“Sector Eléctrico Evolución y Precios”. Francisco Aguirre Leo, 2008)

Figura 2b - Evolución de la matriz energética en el SING entre 1970 y 2008 más una proyección hacia el

año 2020 (“Sector Eléctrico Evolución y Precios”. Francisco Aguirre Leo, 2008)

En las figuras 2a y 2b podemos observar cómo ha evolucionado la matriz energética a

través del tiempo donde podemos varias diferencias que son interesantes mencionar. En

primer lugar, contrastando ambos gráficos, es importante notar la diferencia en la

composición de la matriz para ambos sistemas interconectados. Mientras el SIC cuenta con

una matriz más variada y tiene una fuerte dependencia hidroeléctrica, el SING se basa

- 5 -

totalmente en centrales termoeléctricas, como las de carbón, diesel y gas natural. Esto nos

muestra la importancia de la disponibilidad de fuentes de generación para la matriz

hidroeléctrica; en el caso del SING, la generación hidroeléctrica no es una opción puesto que

no cuentan con recursos hídricos. Veremos a continuación que la disponibilidad de recursos no

depende exclusivamente de limitaciones naturales, sino que también dependen de

contingencias económicas, legislativas y hasta políticas.

Las tecnologías actualmente utilizadas que componen la matriz energética de hoy son

la generación térmica a través del diesel (33%) y del carbón (26%), y de un importante

porcentaje de fuentes hidráulicas (35%) de las cuales el 18% corresponden a embalses y el 17%

a centrales de pasada, actualmente sólo el 4% proviene del gas y un 2% de otras ERNC en el

SIC, considerados en mega watts, como se puede observar en la figura 3.

Figura 3 - Matriz Eléctrica al año 2008 (“Matriz Eléctrica y el recurso Hídrico: El rol de la Infraestructura”.

Javier Hurtado, 2008)

Es posible apreciar, del gráfico en la figura 2a, momentos claves en el cambio de la

matriz, como la inserción del gas argentino en 1998 y su salida paulatina en el año 2005, así

como el aumento en el uso del diesel al unísono con la retirada del gas de la matriz, hitos

explicados con mayor detalle en el punto 3. Sin embargo, es importante notar cómo afectan

los precios relativos por tecnología a la configuración de la matriz. Por ejemplo, en 1994 ya se

veía la llegada del gas argentino como una alternativa económicamente viable que además

presentaba un precio relativo muy bajo con respecto a otro tipo de tecnologías de generación.

Se puede afirmar que hay muchos factores, como la disponibilidad de insumos y

precios relativos de los combustibles, que determinan cambios en la composición de la matriz,

en particular, el gas, el diesel y el carbón, dependen directamente de los proveedores y de los

precios respectivos, por otro lado, los recursos hidráulicos dependen directamente de la

pluviometría del lugar donde esté instalada la central.

Las tecnologías de energías renovables que se pueden introducir dentro de los

próximos años son: la biomasa, la nuclear, eólica, geotérmica, fotovoltaica y oceánica. Su

entrada depende de cómo sus costos marginales de producción se relacionan con los costos de

- 6 -

las tecnologías existentes disponibles y los precios futuros de los combustibles y de la energía

que vean los inversionistas, la evolución de la demanda energética del país y de los subsidios o

fomentos que otorgue el estado con tal de disminuir sus costos de implementación y así llamar

la atención de los inversionistas privados.

Una proyección realizada por el ingeniero Rodrigo García en su artículo “Seguridad y

Desarrollo Energético en Chile” en el año 2007 pronostica que para el año 2030 la generación

hidráulica aumentará ocupando un 60% de la matriz energética, el carbón, el gas y el diesel

prácticamente desaparecerán de la misma ocupando tan sólo un 8%, y el 32% restante será

generado a partir de ERNC como la biomasa, generación eólica, geotérmica, solar y oceánica.

La proyección esta detallada en la siguiente tabla.

Figura 4 - Proyección de la matriz energética hasta el año 2030 (“Seguridad y Desarrollo Energético en

Chile” Rodrigo García, 2007)

La estimación se basa en el alto costo que representan los combustibles fósiles debido

a su alta demanda mundial y que Chile carece de fuentes importantes de petróleo y carbón,

además de la necesidad de aumentar la variedad de la matriz, para poder aumentar su

seguridad, pues al ser más diversa la matriz, se puede minimizar el impacto negativo en la

oferta energética en caso de que una fuente deje de ser viable (por ejemplo: debido a un

brusco aumento en los precios del combustible o en la falla de un proveedor externo). Sin

embargo, esta proyección puede ser discutible, ya que es una matriz futura con visión de

energías renovables las que no son generalmente, en términos de señales de precio, las más

atractivas para inversión. No obstante, puede estimarse que a futuro podría haber un aumento

en las ERNC, puesto que la nueva ley de energías renovables estipula que por lo menos 10% de

la energía generada tendrá que ser proveniente de fuentes renovables no convencionales.

Otro punto que cabe mencionar es que la tabla de la figura 4 muestra una gran caída del

carbón del 2010 al 2015 que es muy cuestionable, ya que actualmente están en construcción

proyectos de termoeléctricas a base de carbón por más de 3000 MW (sólo en el SIC), los que

entrarán al sistema entre el 2010 y 2012, la que ha sido una decisión adoptada por los

inversionistas por la señal de precios que ven a futuro (el carbón es visto como los

inversionistas a un precio relativo menor que otros combustibles como el gas y el diesel). Lo

importante es notar, entonces, que la configuración de la matriz responde a las señales de

precios, por lo que ésta cambiará si los precios esperados de los combustibles también lo

hacen y si los costos de inversión en energías renovables se hacen más económicos a futuro.

- 7 -

3.- Análisis Histórico de la Evolución de la Matriz Energética en Chile en relación a la Señal de

Precios a Nivel de Generación

Como ya fue visto anteriormente, el cambio en la matriz energética ha sido notorio, ya

que también se maneja frente a las contingencias, como es el corte de suplementos

energéticos, alza de precios de combustibles, introducción de nuevas tecnologías, etc. Para

objeto de este análisis, utilizaremos un marco de referencia de 13 años al pasado para analizar

en ese período como ha ido cambiando la matriz energética chilena del SIC frente a distintos

hitos ocurridos.

Para realizar este análisis se crearon distintas tablas para años que utilizaremos de

referencia. Dichas tablas muestran como la señal de precios futuros en un momento actual

configuran a su vez la inversión futura, y, de esta manera, las distintas matrices energéticas

que analizaremos a continuación.

Figura 5 - Evolución de Precio de Combustibles (Gas Natural, Petróleo y Carbón) (“Matriz energética

de Chile y su vulnerabilidad”. E. Águila, 2005)

Para comenzar el análisis es importante tener como referencia a su vez los precios de

los combustibles que han sido base en nuestra generación termoeléctrica a través del tiempo.

La figura 5 muestra entonces cómo han ido variando los precios del gas natural, carbón y

diesel. La mayoría ha presentado un alza sostenida; sin embargo, podemos notar como el

diesel (crudo) muestra un alza exponencial desde el 2004 en adelante. Serán factores como

estos, entonces, los que determinarán dónde invertir y, finalmente, la configuración eléctrica

que tendrá la generación en Chile.

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dic-98 may-00 sep-01 ene-03 jun-04 oct-05

Gas natural Carbon Crudo

EVOLUCION INDICE DE PRECIOS CIF,

US$ corrientes BASE ENERO/99 = 100

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Figura 6 - Matriz Energética SIC 1996-2008 (“Matriz Eléctrica y el recurso Hídrico: El rol de la

Infraestructura”. Javier Hurtado, 2008)

La figura 6 muestra la configuración de la matriz energética desde 1996 hasta el 2008,

que será el intervalo de tiempo en que nosotros analizaremos los distintos cambios, por lo que

nos referiremos a este gráfico una vez analizadas las señales de precios de cada período para

observar cómo estas han repercutido en la matriz energética. Para este objetivo, se

construirán tablas para cada año de interés, en las que se tabularán los costos de inversión (en

US$/MW) de las diferentes tecnologías para cada año (la que además se anualizarán a una tasa

de retorno del 10% en 25 años), el factor de planta (para determinar la eficiencia de cada

tecnología) y también sus costos variables, de suma importancia en plantas termoeléctricas ya

que consideran el precio de los diferentes combustibles dependiendo del año de análisis. De

esta manera, obtenemos el costo medio de generación por teconología y, comparándolos

entre ellos y teniendo en cuenta los precios estimados a futuro de cada año, se puede analizar

qué tecnología era más atractiva en términos de inversión. Se incluye además los tiempos de

construcción de cada central, puesto que, en ocasiones, será un factor determinante para la

inversión, como será analizado más adelante.

En el año 1996, los costos medios que se veían en generación para las distintas

tecnologías son los señalados en la tabla 1. Cabe notar que parte importante del análisis que

realizan los inversionistas va ligado a sopesar el costo medio de su inversión (que refleja los

costos variables, costo de inversión y también como afecta el factor de planta) con el precio

futuro que se ve en el momento.

- 9 -

Año: 1996 Tecnología

Tiempo Construcción

(años)

Costo Inversión (US$/KW)

Factor de Planta

Costo Variable

(US$/MWh)

Inversión Anualizada (US$/MW)

Costo Medio

(US$/MWh)

Termoeléctrica Carbón 2-3 1200 0,9 27,2 $ 132.201,69 $ 43,97

Hidroeléctrica Embalse 3-5 1500 0,65 0 $ 165.252,11 $ 29,02

Hidroeléctrica Pasada 3-5 2000 0,55 0 $ 220.336,14 $ 45,73

Termoeléctrica Gas Natural argentino 1-2 630 0,85 7 $ 69.405,89 $ 16,32

Termoeléctrica Diesel 1 300 0,9 92 $ 33.050,42 $ 96,19

Tabla 1 - Costo medio por tecnología en el año 1996

Viendo entonces un precio futuro esperado en torno a 30 US$/MWh se puede apreciar

que claramente la tecnología de menor costo medio, por ende la más rentable a los precios

esperados en 1996 era el gas natural argentino. En 1994 además, se firmó el acuerdo con

Argentina para la llegada del gas, el que daba una disponibilidad de insumo importante y a un

precio muy atractivo (ya que es importante recalcar, si bien ya fue mencionado anteriormente,

que la disponibilidad de recurso es una variable imprescindible en el análisis económico hecho

por los inversionistas al momento de elegir en qué tecnología invertir). En vista de esto, se

explica que los principales actores de generación invirtieron en plantas de ciclo combinado

(Nehuenco, San Isidro y Nueva Renca) y, así, la configuración de matriz evoluciona a la de

1998, tal como se ve en la figura 6, donde ya está presente un porcentaje importante de

generación termoeléctrica a través de gas natural.

De esta manera, en 1998, tenemos una matriz energética en que comienza a aparecer

el gas natural argentino, pero, ¿hacia dónde evolucionará la matriz según la señal de precios?.



(años)


Factor de Planta

Costo Variable

(US$/MWh)


Costo Medio

(US$/MWh)

Termoeléctrica Carbón 2-3 1200 0,9 18

$ 132.201,69 $ 34,77

Hidroeléctrica Embalse 3-5 1500 0,65 0

$ 165.252,11 $ 29,02

Hidroeléctrica Pasada 3-5 2000 0,55 0

$ 220.336,14 $ 45,73

Termoeléctrica Gas Natural argentino 1-2 630 0,85 7

$ 69.405,89 $ 16,32

Termoeléctrica Diesel 1 300 0,9 84

$ 33.050,42 $ 88,19


El caso de 1998 es bastante similar en términos de costos medios a 1996, pero es un

caso especial, puesto que nos vimos sometidos a una de las peores sequías que ha tenido

Chile. Factores climáticos generan también entonces cambios en la matriz energética.

- 10 -

Sequía ’98-’99: El año 1997 fue el año más lluvioso del siglo, y se pronosticaba el ’98 como

un buen año hidrológico, lo que hizo utilizar el agua embalsada con tal de bajar los costos de

generación, esperando que los embalses volvieran a subir dado el pronóstico favorable3. Como

puede ser visto en la figura 7, entre los años 1998 y 1999 sufrimos una gran sequía, lo que

llevó a transformar nuestra matriz energética desde casi un 80% de energía hidráulica en 1997

a un 45% en 1999 (ver figura 6), donde tuvo que operar fuertemente un nuevo suplemento

energético (gas argentino) y hubo una alza en el uso de diesel. Si observamos el precio spot

para dicho año (1999) en la figura 1, podemos observar que el precio de la energía también

aumentó bastante, debido a que el gas natural y el diesel son claramente combustibles más

caros que el agua; además, debido al alza del precio del diesel, nos vimos enfrentados a esta

subida de precios para poder contar con un suplemento energético seguro. En el trabajo “La

Crisis Eléctrica de 1998-1999: Causas, Consecuencias y Lecciones“ de Carlos Díaz, Alexander

Galetovic y Raimundo Soto, puede apreciarse que “la variabilidad hidrológica de Chile hace

inevitable reducir el consumo en años muy secos”4, por lo que la transformación de la matriz

energética desde 1999 hacia adelante, se vio enfocada también en poder abastecer los

consumos necesarios para el desarrollo de Chile, y no tener que depender ciegamente en

recursos hidrológicos inciertos, ya que, el recurso hídrico es tan variable, que aunque existiese

una capacidad instalada suficiente para satisfacer las necesidades completas del país, no

siempre es posible explotarlo completamente, basta con mirar un año seco como 1999 para

notar esto.

Figura 7 – Capacidad Real de Generación de Parque Hidráulico en el SIC (“Matriz energética de Chile

y su vulnerabilidad”. E. Aguila, 2005)

3 http://www.economiaynegocios.cl/especiales/especial_energia/Crisis_2a.html

4 Carlos Díaz, Alexander Galetovic y Raimundo Soto; “La Crisis Eléctrica de 1998-1999: Causas,

Consecuencias y Lecciones” (2000); Pág. 3

- 11 -

Como se puede observar en la figura 7, la potencia media hidráulica es bastante variable,

por lo que no se puede depender de manera absoluta en los recursos hídricos en el

abastecimiento de energía. De esta manera, en base a lo sucedido el año 1999, se tuvo que

modificar drásticamente la matriz en base a contingencias y un desafortunado manejo de los

recursos en tiempos de bonanza.

Volviendo, sin embargo, al análisis de la señal de precios que observamos en la tabla 2, y

considerando que en 1998, el precio esperado a futuro era alrededor de 20 US$/MWh, es claro

ver que lo más rentable sería seguir produciendo energía con gas natural, especialmente

porque se produce su entrada este mismo año desde Argentina, a un precio muy atractivo

para los inversionistas. Sin embargo, otro factor importante que afectará la inversión desde

1999 hasta el 2005, que incidirá también en la señal de precios durante esta época, es el

cambio en la ley donde se incluye el costo de racionamiento o costo de falla, el que estipula

que los generadores que no sean capaces de cumplir sus contratos por cualquier razón (como

fue el caso de 1998-1999 por la sequía y su consecuente racionamiento), deben indemnizar a

sus clientes. Esto claramente hace subir el riesgo de tomar nuevos contratos de largo plazo y

por ende de la inversión, y, en términos económicos, aumentar el costo que en ese entonces

veían los inversionistas para contratar su energía. Así, durante esta época, hubo un gran

estancamiento de la inversión, donde no se produjo la entrada de ninguna gran central

generadora, a excepción de Ralco, cuya entrada estaba organizada desde antes de dicho

periodo.

De esta manera, la opción tomada por las empresas generadoras fue de mantener una

inversión muy baja (y no seguir contratando su energía, sino venderla en el mercado spot para

evitar los riesgos), e invertir en algunas centrales gasíferas, pero sin mayores entradas de

grandes centrales durante este tiempo, a pesar de tener “precios atractivos” para hacerlo (el

riesgo hacía poco viable las grandes inversiones). Así, podemos observar que para el 2001, la

configuración de la matriz energética es similar a la de 1998 si es que no hubiéramos tenido

sequía (aumenta la hidroelectricidad y disminuye el diesel el 2001 en relación a 1998, como se

puede observar en la figura 6), disminuyendo eso sí el carbón en pos del gas natural argentino,

el que, como se ve en la tabla 2, cuenta con precios atractivos para la inversión. Además, es

importante notar como se ve en la figura 8 que, como fue explicado anteriormente, la

capacidad instalada de generación eléctrica no sufrió grandes cambios durante el período

1999-2005.

- 12 -

Figura 8 - Evolución de la potencia instalada desde 1995-2004 (“La Re-reforma del sector eléctrico

chileno: logros e incertidumbres”, P. Maldonado, 2006)

Así, en el año 2001 podemos observar la siguiente tabla de costos medios:



(años)


Factor de

Planta

Costo Variable

(US$/MWh)


Costo Medio

(US$/MWh)

Termoeléctrica Carbón 2-3 1200 0,9 21

$ 132.201,69 $ 37,77


$ 165.252,11 $ 29,02


$ 220.336,14 $ 45,73

Termoeléctrica Gas Natural argentino 1-2 630 0,85 8

$ 69.405,89 $ 17,32

Termoeléctrica Diesel 1 300 0,9 104

$ 33.050,42 $ 108,19


Como se puede observar en la tabla anterior, en el año 2001, las centrales térmicas a

gas natural estaban en pleno funcionamiento y la opción hidráulica no era atractiva, debido a

un costo medio que no podía competir con el gas natural argentino, es por eso que en este

periodo no hubo grandes inversiones hidroeléctricas (a excepción de Ralco), además de las

razones legislativas que fueron explicadas anteriormente. Este estancamiento en la inversión

produjo un grave problema pues, si es que el recurso de gas se restringía, no se contaba con

infraestructura suficiente para satisfacer la demanda creciente a un bajo costo, como el que

otorgan las hidroeléctricas.

Esto fue exactamente lo que comenzó a pasar en el año 2001. Como también fue analizado

anteriormente, no solo es relevante el precio relativo de los combustibles, sino también la

disponibilidad del insumo. En el caso del gas argentino, las restricciones comenzaron el 2001

- 13 -

hasta su paulatina salida desde el 2005. Así, las restricciones de dicho combustible, también

incidieron fuertemente en la modificación de nuestra matriz energética.

Introducción y Corte de Gas Argentino: Tras el tratado hecho con el país trasandino,

donde nos aseguraban una cantidad de gas suficiente para contar con energía segura, en 1998

ya se ve una fuerte composición de la matriz energética en base al gas natural, debido a su

bajo precio en relación al diesel y el carbón. Como se puede observar en la figura 5, se puede

notar que la composición de la matriz energética pasó de un 3% de gas en 1997 a casi un 40%

el 2004. De esta manera, se buscaba combatir la inseguridad energética en tiempos de sequía

a un bajo costo (en relación a las otras alternativas térmicas: el carbón y el diesel). Sin

embargo, respaldar la matriz energética casi enteramente en recursos importados nos hace

depender de la disponibilidad de los combustibles y los precios externos, los que han ido a la

alza en el último tiempo (ver figura 5). Además, la dependencia de un recurso energético de un

solo país, hace que este monopolio vuelva el suplemento sumamente inestable (ver figura 9),

especialmente por las configuraciones políticas de Sudamérica.

SIC Natural Gas Restrictions

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Figura 9 – Restricción de Gas Natural en el SIC (“Situación Energética de Chile

Presente y Futuro”. SYSTEP Ingeniería y Diseños, 2006)

Este es el escenario tanto de precios como de disponibilidad de insumos del

año 2001, donde contamos con una matriz energética que tiene un porcentaje importante en

gas argentino, y que pasa a quitarle algo de espacio al carbón (ver figura 6). Sin embargo,

comienzan a aparecer durante este año las restricciones de gas natural (ver figura 9), lo que

pone en jaque la disponibilidad del insumo, como ya había sido tratado anteriormente. ¿Qué

dice entonces la señal de precios? Con un precio futuro de alrededor de 50 US$/MWh (debido

a que la señal futura de precios no incorpora gas argentino), lo más rentable en términos de

inversión sigue siendo el gas natural argentino, mas, sin embargo, al no tener seguridad del

insumo, el riesgo de tener que funcionar con diesel como reemplazo del gas, por ejemplo, es

demasiado alto, porque el precio observado no pagaría la inversión; además, cabe recordar

que debido al cambio de ley, los generadores están obligados a proveer a sus contratos. Este

hecho desestimula aún más la inversión, ya que, con las restricciones de gas natural, no había

señales muy favorables para invertir en ninguna tecnología. Se puede ver entonces en la figura

6 como comienza una progresiva retirada del gas natural desde el 2005 en adelante, ya que las

restricciones del gas se fueron agravando (a excepción del 2004, donde la restricción fue nula y

- 14 -

por eso la matriz aumentó ese año su porcentaje de gas, como se ve en la figura 6 de la matriz

energética). Dichas restricciones obligaron, en el corto plazo, a utilizar las plantas gasíferas con

diesel, combustible mucho más caro que hizo subir el precio de la energía, como se puede

observar en la figura 1 para el año 2005.

En el año 2005, los costos medios por tecnologías observados eran los siguientes:



(años)


Factor de Planta

Costo Variable

(US$/MWh)


Costo Medio

(US$/MWh)

Termoeléctrica Carbón 2-3 1200 0,9 33,1

$ 132.201,69 $ 49,87


$ 220.336,14 $ 38,70


$ 275.420,18 $ 57,16

Termoeléctrica Diesel 1 300 0,9 164,2

$ 33.050,42 $ 168,39

Eólica 1-2 2200 0,3 40 $

242.369,76 $ 132,23

Gas Natural Licuado 1-2 630 0,9 70

$ 69.405,89 $ 78,80


Así, considerando el cambio de ley de 1999 que desincentivaba la inversión y la señal

de precios que se veía el 2001 como fue mostrado en la tabla 3, comenzamos en el 2005 a

cambiar el combustible de las centrales de gas a diesel (ver figura 6), como fue explicado

anteriormente. El precio esperado a futuro este año, sin gas natural argentino, era de en torno

a 50 US$/MWh, por lo que este sube de precio, haciendo más convenientes otras tecnologías a

futuro. Por ejemplo, al precio futuro esperado, ya pasan a ser convenientes las centrales

hidroeléctricas y hasta las centrales de carbón (el gas natural tiene muchas restricciones de

insumo para ser una inversión viable). Sin embargo, es importante notar que el 2007, por

ejemplo, se predecía un precio futuro tan alto (aunque fuera por poco tiempo), de alrededor

de 300 US$/MWh, que la señal de precios incluso hacía rentable centrales diesel (se podía

aprovechar el peak de precio debido a que el tiempo de construcción de una central diesel es

muy corto, de 0.5 a 1 año), por lo que podemos notar cómo esto hace que, por ejemplo, ese

mismo año 2007, tengamos un fuerte porcentaje de centrales generadoras diesel, a pesar de

ser más caras, y que no haya entrado, por ejemplo, más centrales a carbón, a pesar de ser

menos costosas.

De esta manera, la opción tomada el 2005 para el período futuro fue dejar de lado el

gas natural como una opción viable de generación (por tener poca confiabilidad en el

suministro), y comenzó una nueva inversión en centrales hidroeléctricas, de carbón y hasta

algunas centrales eólicas (el período de inversión en diesel fue una etapa corta), como se

puede observar en la figura 3. Se analiza también la opción de traer Gas Natural Licuado (GNL)

a Chile, por medio de un terminal costero, para poder reemplazar el suministro anterior de gas

argentino, ya que si bien el GNL es un poco más caro, es un suministro mucho más seguro y

- 15 -

aún rentable por la señal de precios observada; comienza entonces la construcción del

terminal de GNL en Quintero. Es importante recalcar también que durante este año se cambia

nuevamente la ley para incentivar la inversión, para dar paso a las licitaciones de bloques de

energía, donde cada generador oferta precios, de manera que se reduce la volatilidad de éstos

y asegura así a los inversionistas el poder pagar su inversión, por lo que el mercado da señales

positivas para poder volver a enfocar recursos en el mercado eléctrico de la generación.

Finalmente, para el 2009, los costos medios observados de generación de las distintas

tecnologías eran los siguientes:



(años)


Factor de

Planta

Costo Variable

(US$/MWh)


Costo Medio (US$/MWh)

Termoeléctrica Carbón 2-3 2000 0,9 32 $ 220.336,14 $ 59,95

Hidroeléctrica Embalse 2-3 2500 0,65 0 $ 275.420,18 $ 48,37

Hidroeléctrica Pasada 2-3 3000 0,55 0 $ 330.504,22 $ 68,60

Termoeléctrica Gas Natural Licuado 1-2 2100 0,85 60 $ 231.352,95 $ 91,07

Termoeléctrica Diesel 1 300 0,9 210 $ 33.050,42 $ 214,19

Eólica 1-2 2200 0,3 40 $ 242.369,76 $ 132,23

Geotérmica 2-3 3500 0,9 35 $ 385.588,25 $ 83,91

Nuclear 7-15 4000 0,85 8,34 $ 440.672,29 $ 67,52

Mareomotriz 4200 0,4 62 $ 462.705,90 $ 194,05

Solar 5000 0,25 2 $ 550.840,36 $ 253,53

Biomasa 1-2 1300 0,85 45 $ 143.218,49 $ 64,23 Tabla 5 - Costo medio por tecnología en el año 2009

Es importante notar que por el aumento de los precios de los commodities, el costo de

inversión (en US$/MW) aumenta en la construcción de centrales hidráulicas y termoeléctricas,

lo que hace también aumentar los costos medios de la inversión.

Hoy en día, el precio observado a futuro es de alrededor de 70 US$/MWh, lo que,

como puede observarse en la tabla 5, hace que muchas tecnologías que antes no eran

rentables, ahora lo sean. El gas natural argentino ya no es una opción viable (poca

confiabilidad en el suministro), por lo que es sacado de la ecuación actual. Viene a

reemplazarlo, sin embargo, una nueva opción que es el Gas Natural Licuado, que se estrena

con la inauguración del terminal de GNL en Quintero durante Junio del 2009, como fue

mencionado anteriormente. Es claro ver como también la señal de precios hace rentable

proyectos hidroeléctricos, como, por ejemplo, Hydroaysén, grupo de centrales construidas por

una asociación entre Endesa y Colbún que aportarán casi 3000 MW al SIC (es importante notar

que los costos medios de Hydroaysén serán “menores” a las hidroeléctricas de embalse, ya

que cuentan con un factor de planta mayor, debido a la hidrología del río Baker que es mucho

más caudaloso y constante que los ríos de una zona más al norte del país).

- 16 -

Otro cambio importante en la matriz lo realizará el carbón, donde ya están aprobados

proyectos que introducirán 3400 MW entre el 2010 y el 2012, por lo que gran parte de nuestra

energía será provista por dichas centrales termoeléctricas, debido a que el carbón, además de

tener precios atractivos para la inversión, puede ser importado de diferentes lugares, lo que

hace que el suministro sea más seguro, además de que, con el precio futuro esperado, ya es

rentable dicha tecnología. No obstante, un factor en contra que tendrán centrales futuras de

carbón, es que las restricciones ambientales aumentarán para dichas generadoras, lo que

seguramente hará que los costos medios de dicha tecnología también aumenten.

Sin embargo, como ha sido analizado anteriormente, no solo la señal de precios es la

que afecta a la matriz energética, sino también cambios legislativos en temas energéticos. Este

es el caso de la Ley de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), la que explicita que

para el 2015 debemos generar 10% de nuestra energía en base a fuentes renovables no

convencionales. Esta política entonces hace que el precio de las ERNC también bajen (pues se

les entregan subsidios), por lo que es de esperarse que en un futuro cercano se aumente la

producción de energía eólica y de biomasa.

4.- Análisis a futuro de la matriz energética en Chile

El análisis a futuro de la matriz energética en Chile se hará en base tanto a los costos

medios de la generación (que son analizados en la tabla 5), como por las nuevas condiciones

tanto nacionales como mundiales de distintos escenarios futuros.

El escenario ambiental mundial que enfrentará Chile, por ejemplo, afectará también la

composición de su matriz energética, por lo que la adscripción de Chile en tratados

internacionales al respecto será una señal importante que definirá en parte hacia donde

evolucionará nuestra matriz. Por ejemplo, el protocolo de Kioto establece medidas para la

reducción en la emisión de los principales gases de invernadero, cuyo objetivo del tratado es

reducir el nivel de emisiones en un 5% a nivel global para el año 2012; y 183 países del mundo

han apoyado la medida entre ellos Chile, que firmó el acuerdo en 1998 y fue aceptado en el

año 2002.

Dado que la generación de electricidad en base a combustibles fósiles constituye una

de las principales fuentes de estos gases, claramente se buscarán alternativas menos

contaminantes para lograr cumplir con el tratado, dando incentivos a energías renovables, en

primer lugar, para que la señal de precios haga atractiva la inversión. Uno de los subsidios

aplicados a energías renovables no convencionales, por ejemplo, es liberarlas de los peajes de

transmisión, para que así los costos a los que se enfrentan puedan ser competitivos en el

mercado.

Al igual que los tratados internacionales, la ley chilena ha hecho esfuerzos por

incentivar las energías renovables. Así, la ley N° 20.257 reforma la Ley General de Servicios

Eléctricos, creando el artículo 150 bis que menciona que toda central con capacidad instalada

superior a 200 MW deberá acreditar ante el CDEC que el 10% de la energía generada durante

un año sea inyectada al sistema por medios renovables no convencionales (geotérmica, eólica,

- 17 -

solar, biomasa, mareomotriz, pequeñas centrales hidroeléctricas y otras similares definidas en

el mismo artículo de la ley) a través de la misma empresa u otra sub-contratada. De lo

contrario se deberá cancelar una multa de 0,4 UTM por cada MW/hora por debajo de su

obligación, subiendo a 0,6 UTM al cabo de no cumplir la norma en un plazo de 3 años.

Dicha ley tiene implicancias directas por sobre la estructura futura de la matriz

energética pues si por cada 10 MW generados es necesario que al menos 1 MW venga de una

fuente renovable no convencional, entonces es de esperarse que las centrales eólicas,

biomasa, fotovoltaicas, geotérmicas y mareomotrices constituyan al menos un 10% de la

matriz energética futura. El pago de una multa por incumplimiento de dicha ley, hace que se

incorpore un nuevo ingreso para las ERNC que las hace más competitivas, nuevamente,

cambiando la señal de precios haciendo de las ERNC atractivas y competitivas en el mercado.

Esta ley puede causar que se deje se preferir una opción más “económica” por otra

que sea más cara, pero renovable no convencional con tal de evitar la multa lo que puede

producir un alza en el costo marginal que afectaría el precio spot.

Otro actor importante es el Gas Natural Licuado (GNL) importado de diversos países

que llegarían al país a través de la planta de GNL ubicada bahía de Quintero, la cual se espera

que produzca del orden de 10 millones de metros cúbicos al día5 satisfaciendo la necesidad de

gas residencial, industrial y termoeléctrica del país. Debido a ciertos retrasos en las obras de

construcción se espera que la planta entre en funcionamiento a mediados de este año y que se

comience a generar electricidad a partir del GNL a comienzos del año 2010, reemplazando así

al gas proveniente desde Argentina, es de esperarse que las plantas generadoras de Gas-Diesel

y Gas Natural aumenten su participación en la matriz eléctrica. Como fue explicado

anteriormente, si bien el GNL tiene un costo un poco mayor al GN argentino, es importante

notar que la diversidad de puntos de abastecimiento de dicho suministro, hacen que sea uno

seguro, lo que disminuye el riesgo y, por ende, incentiva la inversión.

El proyecto de HidroAysén consiste en la inyección de 2700 MW para el año 2020 a

través de 5 centrales hidráulicas de embalse ubicadas en los ríos Baker y Pascua en la región de

Aysén; este proyecto beneficiaría al 90% de la población, y representa más del 20% de la

capacidad instalada en todo Chile hoy en día6, aunque claramente es sumamente complejo

para el sistema que tal proporción provenga de una central, debido a medidas de seguridad

extras que se deben implementar en la línea de transmisión y la gran caída que sufriría el

sistema debido a una falla (o mantención) de dicha central .

Un proyecto de tal envergadura dejaría una marca obvia en la matriz energética, como

se pude apreciar en las proyecciones de crecimiento del punto 2, ambas concluyen que la

generación hidráulica representará una parte importante del futuro energético del país

5 Red interactiva de minería. http://www.redmin.cl/?a=11364

6 El Mercurio, Economía y Negocios, Especial de Energía en Chile: Generación, crisis y soluciones.

http://www.economiaynegocios.cl/especiales/especial_energia/Crisis_5b.html

- 18 -

Una proyección de la matriz energética chilena bajo distintos escenarios realizada por

Javier Hurtado, gerente de estudios de la cámara chilena de la construcción, presenta los

siguientes resultados.

Figura 10 - Proyección de la matriz energética hacia el año 2014 bajo distintos escenarios. (“Matriz

Eléctrica y el recurso Hídrico: El rol de la Infraestructura”. Javier Hurtado, 2008)

Es posible ver que bajo diversos escenarios posibles, se ve una holgura significativa con

respecto a la demanda máxima estimada en el año 2014.

5.- Proyección a Futuro de la Matriz

En el punto anterior, analizamos los cambios esperados en el corto plazo para los

proyectos que está planificados. Sin embargo, ¿cómo podemos proyectar a futuro la matriz

energética de Chile para solucionar las múltiples problemáticas que presenta? Está claro que

hay una necesidad latente de diversificar la matriz, para evitar la dependencia absoluta de un

solo proveedor, ya que son “las decisiones del pasado las que han mantenido al país en un

estado de vulnerabilidad durante la última década”7. Para esto, primero es importante poder

aumentar la capacidad de generación del país, duplicándola para el año 2020 a 25.000 MW, ya

que se proyecta una demanda de 19.000 MW para esa fecha8.

Lo más importante, sin embargo, es cómo se realizará dicha expansión. Como ya ha

sido estudiado en esta investigación, es la señal de precios la que indica cómo se llevará a

cabo. Hay múltiples proyectos entre el año 2009-2015 en base a carbón, además de grandes

centrales hidroeléctricas que también entrarán al sistema. Sin embargo, debido al aumento de

7 El Mercurio, Economía y Negocios, Especial de Energía en Chile: Generación, crisis y soluciones.

http://www.economiaynegocios.cl/especiales/especial_energia/Crisis_2a.html 8 IDEM; http://www.economiaynegocios.cl/especiales/especial_energia/Crisis_3.html

- 19 -

restricciones ambientales, es inevitable voltear la mirada a la alternativa nuclear, que es la

alternativa que se trabajará extensamente en este punto.

Si bien muchos ven en la energía nuclear como la solución en el tema de la

diversificación de la matriz energética, muchos aún presentan reparos con respecto a las

consecuencias medioambientales que esta pueda generar. Para objeto de este análisis, sin

embargo, repararemos principalmente en la racionalidad económica que implicaría la inclusión

de este suministro en nuestra matriz.

Para considerar a la energía nuclear en Chile, se debe considerar el precio de la energía

como el costo de la inversión. Para el caso nacional, la construcción de reactores ya será una

inversión mayor por el ambiente sísmico que presenta el territorio.

Figura 11 – Costos de Generación de Distintas Centrales

Como se puede ver en la figura 11, la mayor parte del costo de generación de una

planta nuclear es el costo de inversión (y debe ser aún más elevado en Chile, como se explicó

anteriormente). Sin embargo, el costo del combustible es bastante menor que otros, lo que

nos dice que puede ser una buena inversión a largo plazo, en particular por la diversificación

energética que traería. Como se puede observar en la tabla 5, la alternativa nuclear podría ser

atractiva en términos de señal de precios (sus costos medios, sin embargo, deberían ser un

poco más elevados por una inversión mayor en la planta); sin embargo, deberían sortearse las

restricciones ambientales y de seguridad al respecto, en un primer paso, y, además, sopesar el

largo tiempo de construcción de dicha planta (unos 20 años estimados en Chile).

La introducción de energías renovables también sería una manera interesante de

diversificar la matriz. Opciones como la generación mareomotriz se piensan atractivas para

- 20 -

Chile, debido a su larga costa; sin embargo, como ya fue visto, mientras no sea

económicamente atractivo y viable para los inversionistas el poder invertir su capital en estas

centrales, lo más probable es que sigamos dependiendo de combustibles externos y la

naturaleza hidrológica de nuestro país. Las centrales generadoras de energías provenientes del

mar aún son una tecnología muy nueva y no muy desarrollada, por lo que seguramente se

deberá esperar algunos años para poder obtener tecnologías más eficientes al respecto que

presenten un costo que sea competitiva con el precio observado.

Tecnologías también como la solar y la geotérmica suenan también como medios

atractivos debido al clima en el norte (cielos muy limpios durante gran parte del año) para la

generación fotovoltaica, y condiciones de suelo favorables para la geotérmica. Sin embargo, el

problema con la energía solar es que aún es una tecnología muy cara en términos de inversión

(aunque seguramente tenga un factor de planta mayor instalado en un lugar como el desierto

de Atacama). En el caso de la energía geotérmica, hay un gran factor de riesgo asociado debido

a que una vez hecho los estudios de suelo, hay un 70% de probabilidad que la ubicación sea

favorable para la construcción de una central, y la única manera de saberlo es perforando

(cuyo costo es de más de US$2.000.000). Dichos factores hacen, entonces, que estas

tecnologías no sean atractivas en términos de sus costos medios asociados al precio futuro

observado; sin embargo, como fue analizado en el punto anterior, es posible que se hagan más

rentables a medida que aumenten los subsidios para las ERNC y aumenten las restricciones

ambientales también para otro tipo de centrales (como las carboneras, por ejemplo). De

hecho, dado los precios futuros, las más eficientes y que comenzarán con una mayor

incorporación en la matriz energética son las pequeñas centrales hidroeléctricas (de pasada) y

las centrales eólicas.

- 21 -

6.- Conclusiones

Como conclusión de la investigación realizada, es interesante notar los distintos

factores que afectan la configuración de nuestra matriz energética, donde juega un rol

preponderante la señal de precios futuros en torno a la inversión en distintas tecnologías.

Es así como las estimaciones de costos medios, vinculados a costos iniciales de

inversión, eficiencia de las distintas tecnologías y precios de combustibles a través del tiempo,

configurados a su vez con disponibilidad de suministros y restricciones (o subsidios)

legislativos, pueden determinar de un periodo a otro cómo evolucionará nuestra matriz

energética.

Si bien es posible determinar con relativa facilidad la relación causa y efecto de los

eventos pasados que se han presentado en los últimos años con respecto a los cambios

importantes de la matriz energética, resulta bastante complejo predecir con exactitud hacia

donde se dirigirá la composición de la matriz energética en el largo plazo, debido a la gran

variabilidad de los costos de los combustibles, lo estocástico de los recursos hídricos de

nuestro país que hoy en día constituyen parte importante de nuestro sustento energético y de

lo impredecible del mercado en sí, pues no es posible saber con exactitud que tecnología será

la más conveniente en el largo plazo.

Si bien no es posible predecir el futuro de la matriz con exactitud, si es posible ver una

cierta tendencia que indica una imagen aproximada del horizonte energético de nuestro país.

Chile busca estabilidad energética, con tal de no repetir escenarios como el de la sequía de los

años 1998 y 1999. La estabilidad además viene de la mano con independencia energética, esto

es, no depender de otros países para poder satisfacer nuestras necesidades de energía

eléctrica con tal de no pasar por situaciones similares a las restricciones de gas natural

proveniente de Argentina.

El futuro no sólo apunta a ser más estable e independiente sino que más “verde” en el

sentido de fomentar el uso de las energías renovables no convencionales a través de leyes que

promuevan su uso (ya sea en forma de subsidios para estas o multas para las fuentes

convencionales) de modo que la libre competencia elija alternativas limpias como mejor

alternativa de inversión.

En resumen, estudiando las sencillas reglas del mercado en competencia que es la

generación eléctrica en Chile, viendo el pasado de la matriz y analizando los eventos que han

provocado fuertes modificaciones a la estructura de la matriz energética es posible predecir

una cierta tendencia en cómo se satisficieran nuestras necesidades energéticas en el futuro.

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7.- Bibliografía

• CNE. http://www.cne.cl

• CDEC. http://www.cdec.cl

• Red interactiva de minería. http://www.redmin.cl/

• “Situación Energética de Chile Presente y Futuro”. SYSTEP Ingeniería y Diseños, 2006

• “Sector Eléctrico Evolución y Precios”. Francisco Aguirre Leo, 2008

• “Matriz Eléctrica y el recurso Hídrico: El rol de la Infraestructura”. Javier Hurtado, 2008

• “Seguridad y Desarrollo Energético en Chile” Rodrigo García, 2007

• “Matriz energética de Chile y su vulnerabilidad”. E. Águila, 2005

• “Matriz Eléctrica y el recurso Hídrico: El rol de la Infraestructura”. Javier Hurtado, 2008

• “La Re-reforma del sector eléctrico chileno: logros e incertidumbres”, P. Maldonado,

2006

• “Especial de Energía en Chile: Generación, crisis y soluciones”. El Mercurio: Economía y

Negocios, 2008

• “Estructura de Propiedad del Sector Eléctrico Chileno y su Relación con la Estructura de

Contratos”, Mauricio Aguilar, Leonardo Lumuscio, 2001.

cambio de la matriz energética chilena en relación a...

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