ERCUSIONES DE Lj ,. CRISIS DE LA ENERGÍA EN EL

SECTOR ELECTRICO CHILENO

Ing. Pablo Jaramillo

Oficina de Planificación, ENDESA

Santiago de Chile, 1974

t--r-=. --------------.-------

-- -. --- ---- -

- -

COMISION NACIONAL DE INVESTIGACION u

CIENTÍFICA Y TECNOLOGICA (CONICYT) Canadá 308 1 Casilla 297-V Santiago, Chile.

SEMINARIO SOBRE LOS RECURSOS ENERGETICOS DE CHILE

Santiago de Chile, 16-19 Abril 1974

INDICE

0000000000000 0 oøt0000°000

s generales

siones de la crisis en el

eléctrico chileno. Dimen-

pacial y temporal

Página

1,

6

20 SITUJtCION DE LOS SISTEM;S ELECTRICOS

EN LOS ULTIMOS AÑOS 8

2.1 Los sistemas oláctricos de Servi-

cio Público 0,000 0000 0 0O 0 0000000 ea 8

2.2 Situación en el Sistema Interconec

tado 15

2.3 Situación de los Sistemas Aislados

de la ENDESA en 1973 18

2.4 Situación de los AutoproductoreS 19

2.5 Resumen de la situación en los últi

mas arios •Ø QQo00O0O00000000O00O 21

3. PERSPECTIVAS PARA EL PERIODO 1974-1982

23

3.1 Generalidades . ......... e a e o o o o o 23

3.2 Sistema Interconectado 24

3.2.1 Programa de instalaciones 24

Página

3.2.2 Previsión de consumos de com-bustible para generación Eles

trica en el Sistema Intercone

tado ..o.ø*.ø* 26

3.3 perspectivas para el período 1974-1983 en los Sistemas Aislados de la ENDESA 30

3.4 Autoproductores32

3.5 Resumen de perspectivas para el perio-

do 19741982 ea,ee000ee•e*a°°°°°° 34

4. INFLUENCIA DE LA CRISIS ACTUAL SOBRE EL PRO

GRAMA DE INSTALCIONES LiRGO PLAZO EN EL

SISTEMA INTERCONECLDO (POSTERIOR A 1983) 36

4.1 Consideraciones generales36

4,2 Factores primarios en el costo de la

energía elctricaeo""''°''' 37

4.3 Resultados del mc'Jlo global con precios

de 1967 eOOOSDOO °44

4.4 Influencia de bs aumentos de precios del petróleo en los programas futuros de e1e

46 trificación . . . . . . . . . . . . • . .

S. INFLUENCIA A LARGO PLAZO DE LA CRISIS ACTUAL

EN LOS SISTEMAS AISLADOS ,e,00w''°°" 50

ANEXO 1 :COMPARJtCION IkNTUCO — TERMICA

COLABa RAC IONES

RESUMEN

En el presente trabajo se analizan las consecuencias

de la actual crisis energética mundial sobre el sector -

eléctrico chileno, tanto desde el punto de vista económico,

como del de la seguridad de abastecimiento de los consumos.

Las posibilidades de acción de las empresas eléctri-

cas frente a las consecuencias de la crisis internacional-

son fundamentalmente diferentes en el corto y mediano pla-

zo y en el largo plazo. Por ello, ha sido necesario dis -

tinguir estos diferentes horizontes de tiempo. De igual -

modo, existe una repercusión diferente en las distintas z

nas geográficas del país: Zona Norte (provincias de Tara-

pacá a Atacama), Sistema Interconectado (Coquimbo a Isla-

Grande de Chiloé) y extremo sur.

En el corto y mediano plazo, los programas de insta-

laciones generadoras prácticamente son inamovibles. Sólo-

cabe alguna acción de las empresas eléctricas en materia -

de operación de las centrales. Aún con esta Seria limita-

ción, puede verse que las consecuencias más importantes de

la crisis energética en el mediano y corto plazo serán de-

carácter económico: el aumento de precio del petróleo y el

de los equipos inducido por aquél traerá un apreciable in-

cremento de los costos de la electricidad. En el aspecto-

-1-

seguridad de abastecimiento, en cambio, los riesgos son -

reducidos. El Sistema Interconectado se abastecería casi

exclusivamente con energía hidroelóctrica o con carbón na

cional, pudiendo por lo tanto esperarse una casi total in

dependencia del exterior.

En los Sistemas Aislados, especialmente los de Auto

productores del norte (cobre y salitre), la situación es-

más riesgosa en los primeros años, pero la puesta en mar-

cha del proyecto de gas natural licuado de ENAP disminui-

rá ese riesgo a niveles razonables.

Es necesario en todo caso, enfatizar que estas tran

quilizantes conclusiones dependen del cumplimiento de los

programas de producción de otras empresas del Sector Ener

gía: ENACAR y la ENAP, y no de acciones propias de las cm

presas eléctricas, siendo indispensable un apoyo nacional

decidido a la realización de los proyectos de aumento de-

producción de carbón y de GNL si se quiere asegurar un -

abastecimiento eléctrico sin tropiezos.

En el largo plazo, la crisis energética llevará a un

cambio total de los programas previstos de instalación de

centrales generadoras.

- 2 -

Puede preverse que aumente la proporción de centra-

les hidroeléctricas, se mantenga o disminuya algo la pro-

porción de centrales nucleares y disminuya apreciablemente

la potencia prevista en centrales termoelécticas convenCi2

nales, sin llegar éstas a desaparecer por razón do la ne-

cesaria regulación de las variaciones hidrológicas. Este

cambio de estructura llevará, no sólo a un aumento gene -

ral de la independencia energética del país, sino que ade

más disminuirá el impacto económico de la crisis energéti

ca en el costo de la electricidad. Los efectos indirectos

de aqul1a no serán evitables, pues en todo caso será ne-

cesario recurrir a equipos y materiales de costo superior

al anterior a la crisis energética. Sin embargo, la nueva

estructura de los sistemas eléctricos permitirá reducir a

un minirno los efectos económicos desfavorables, tanto di-

rectos como indirectos.

- 3 -

1 INTRODUCCION

1.1 Aspectos generales

Al analizar los efectos de la crisis

de energía sobre la actividad de cualquier país energética

mente dependiente del exterior, conviene distinguir dos a

pectos: - el de la seguridad de abastecimiento de productos

energéticos, y

- el económico, derivado de las alzas de precios

internacionales de los combustibles.

Aunque en ciertos casos ambos aspec-

tos pueden estar relacionados entre si, en general puede -

indicarse que la seguridad de abastecimiento depende de -

factores coyunturales (1) que pueden o no presentarse ha -

cia el futuro Los cambios económicos ocurridos en el ám-

bito internacional como consecuencia de la crisis energá -

tica por el contrario, parecen ser en gran medida permane

tes e irreversibles

En cierto grado, puede asegurarse el

abastecimiento energético futuro -aún en coyuntura adversa-

(1) Como es p. ej., la actitud que adopten en determinadas

circunstancias los paises productores de petróleo.

MM

mediante acuerdos internacionales con paises productores-

amigos. Pero es tal la importancia de aquél, que sin du-

da alguna todos los paises modificaran sus políticas enor-

géticas para eliminar o disminuir su dependencia del exte-

rior. Ello puede lograrse desarrollando al máximo las pro

pias fuentes de energía y al mismo tiempo modificando la-

estructura de los consumos energéticos para desviar éstos

hacia fuentes predominantemente nacionales.

Respecto a los cambios económicos,-

aunque se estimen permanentes en su aspecto cualitativo,-

muy poco puede indicarse en términos numéricos. No sabe-

mos como fluctuarán en el futuro los precios de los com -

bustibles (aunque una baja de consideración parece impro-

bable) y ni siquiera podemos considerar estabilizado el -

proceso de arrastre de los precios internacionales de ma-

terias primas, productos intermedios y equipos provocado-

por las alzas ya producidas en los combustibles.

Ante esta incertidumbre, resulta -

ilusorio tratar de cuantificar las repercusiones de la -

crisis energética en cualquier sector económico. Ello no

elimina, sino refuerza, la necesidad de realizar el mejor

análisis posible de las tendencias futuras, para poder d

- 5 -

ducir políticas de desarrollo que deben ponerse en marcha

a la brevedad

12 Repercusiones de la crisis en el sector eléctrico chi

leno Dimensión espacial y temporal

Para comprender bien el análisis que

se desarrolla en los párrafos que siguen, es necesario te-

ner en cuenta que las repercusiones de la crisis energéti-

ca en el sector eléctrico varian considerablemente para di

ferentes zonas del territorio nacional

- En todo el norte del país (provincias de Tarapacá, Anto

fagasta y Atacama), la generación eléctrica se realiza

fundamentalmente con unidades térmicas que emplean com-

bustibles no producidos localmente Los recursos ener-

géticos hasta ahora conocidos en esa zona no permiten -

pensar en un cambio importante de esta situaci6n

- En la zona central y sur del país, en cambio, existen -

fuentes energéticas de consideración ya desarrolladas,-

en desarrollo o en estudio, que les confieren a estas -

regiones un apreciable grado de autonomía en materia de

generación eléctrica0

Por otra parte, al discutir las re -

percusiones de la crisis energética, debe tenerse en cuen-

-6-

ta la dimensión temporal, importantísima en el sector eléc

trico por la lenta maduración de las inversiones que le es

propia

En el corto plazo (p. ej. 3 años), el

sector eléctrico enfrentado a una crisis energética sólo -

puede recurrir a algunos cambios en la explotación del sis-

tema existente, dentro de las grandes limitaciones que sig-

nifican un equipamiento eléctrico determinado y las dispo -

nibilidadeS de combustibles que otros sectores energéticos

puedan suministrarle.

En el mediano plazo (4 a 8 años) po -

drían realizarse si fuera necesario, algunos cambios menores

en proyectos ya decididos. También en este período el sec-

tor eléctrico estará limitado en su capacidad de maniobra -

por la oferta de combustibles.

Es sólo en el largo plazo (más de 8 -

años) cuando las repercusiones de la crisis energética pue-

den llevar a cambios apreciables en la estructura del sec -

tor, cambiando la planificación del desarrollo el6ctrico

Por las razones indicadas, se ha di -

vidido el análisis que sigue en tres partes:

- 7 -

1Q.- Una exposición de lo acaecido como consecuencia de la

crisis energética en el sector eléctrico durante 1973.

2Q.- Una previsión de su influencia en el período 1974 -

1982. Aparecen aquí en conjunto lo que hemos denomi-

nado corto y mediano plazo, porque las circunstancias

concretas por las que atravesaré el sector eléctrico-

no hacen necesario una distinción entre aquéllos.

32.- Una discusión de los cambios que cabe esperar en la -

planificación eléctrica a largo plazo debido a la -

crisis.

En cada una de estas tres partes se

analizan por separado las diferentes zonas del país.

2. SITUACION DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS EN LOS ULTIMOS AÑOS

2.1. Los sistemas eléctricos de Servicio Público

Los sistemas eléctricos existentes a lo largo -

del país reflejan las diferencias de orden geográfico, eco

nómico y demográfico que caracterizan al territorio nacio-

nal.

Como se verá ms adelante, no hay si

militud entre los sistemas eléctricos aislados del norte -

y sur y el Sistema Interconectado Central 1 que abarca 19 -

- 8 -

provincias en las que vive el 92% de la población del -

país. El desarrollo de los sistemas aislados se ha rea-

lizado fundamentalmente a travás de unidades termoeléc -

tricas de poca potencia principalmente máquina diesel o-

pequeños grupos turbogeneradores a vapor. Esto se debe-

en el norte del país a la escasez de otras fuentes de -

energía y en el sur, al pequeño tamaño de los sistemas -

que ha hecho antieconómico el desarrollo de centrales hi

dráulicas. La situación es muy distinta en el Sistema In

terconectado Central, en el que es posible instalar unid

des t&rmicas e hidráulicas de gran capacidad, con las co

siguientes economías de escala.

Los principales sistemas eléctricos

del país son los siguientes:

Sistema Tarapacá

Comprende los centros de consumo de

Anca e Iquique, que se encuentran interconectados por una

línea de 66 KV. La capacidad disponible actual de servi-

cio público es de 39,1 MW.

Los autoproductores tienen una poten

cia instalada de alrededor de 20,0 MW y se encuentran to-

dos interconectados al sistema de servicio público. El -

- 9 -

principal autoproductor es la Oficina Salitrera- Victoria

con 11.2 MW.

Sistema COCHUQJ (Compañía de Cobre Chuquicamata)

Este sistema, pertenece a la compa-

ñia productora de cobre Chuquicarnata y alimenta al complejo

minero Chuquicamata-Extica y a los centros poblados de Ca-

lema y Tocopilla. Cuenta con una potencia disponible de

212 MW.

Actualmente se encuentra intercofleC-

tado con el Sistema de SOQUIMICH por una línea de 33 kV. Ha-

cia 1978 se tiene proyectado interconeCtarlo con el Sistema

intofagasta.

Sistema Antofaqasta

Abastece los consumos de la ciudad

de Antofagasta. La capacidad disponible actual para servi-

cio público de 22,0 MW, es suficiente para satisfacer la d

manda actual. Para 1978 se tiene proyectado su interCOfle -

xi6n con el Sistema COCHUQUI.Los autoprodUCtCres (ex -

cluídoS la Gran Minería del Cobre y Salitre) cuentan con una

potencia instalada de 10 MW, de los cuales 2 MW se encueri -

tren interconectados al servicio público. Se estima que en

1978 al construirse la línea de intercofleXi6fl con el Siste-

ma dOCHUQUI,se interconectará también la mayor parte del

resto.

- 10 -

Sistema SOQUIMICH (Sociedad Química y Minera de Chile)

Abastece los consumos de las oficinas

salitreras ubicadas en la pampa de la provincia de Antof a -

gasta y la planta mecánica de almacenamiento y embarque de-

salitre en Tocopilla.

Esta actividad industrial se autoabas

tece con una capacidad disponible de 56,OMwen una frecuen -

cia de 60 Hz. Actualmente se encuentra interconectado con-

el S istema COCHUQUI a través de un conversor de frecuencia-

rotatorio.

Sistema COBRESAL (Compañía de Cobre El Salvador)

Autoabastece los centros mineros de -

El Salvador, Potrerillos y Llanta y el pueblo de Chañaral,-

Tiene una capacidad instalada de 47 9 5 MW y genera con una -

frecuencia de 60 Hz.

Debido a la antigUedad de las insta -

ciones el servicio es inseguro y de elevados costos de ope-

ración. Se ha estudiado la interconexión de este sistema -

con el Sistema Huasco, llegándose a la conclusión que no re

sulta conveniente efectuarla en un futuro inmediato, debido

a que las inversiones para cambiar frecuencia en los esta -

biccimientos mineros serían muy elevados.

Sistema Huasco

El Sistema Huasco, que pertenece al

servicio público, abastece los centros de consumo de Sala

do, Copiapó, Vallenar, Huasco y Algarrobo, donde se conce

tran los principales minerals de hierro y gran parte de

la Mediana y Pequeña Minería del cobre. La capacidad dis

ponible para servicio público es de 22.7 MW, que es insu-

ficiente para abastecer las demandas, situación que se man

tendrá hasta el segundo semestre de 1974 con la instalación

de 5.2 MW en grupos de emergencia y con la interconexión,

al Sistema Interconectado Central, mediante una linee de

110 KV.

Los autoproductores ubicados en el

área de influencia de este Sistema son de escasa importan-

cia individual y tienen una potencia total de aproximada -

mente 10 MW, de los cuales 4.3 MW se encuentran interconeç

tados al sistema. Se estima que terminada la vida útil de

las unidades generadoras que es variable entre 5 y 10 años,

la mayor parte de estos consumos deberán ser abastecidos

por el servicio público.

Sistema Interconectado Central

Este sistema eléctrico abarca desde

La Serena a Chonchi en la Isla de Chi1o, sirviendo la to-

- 12 -

talidad del territorio comprendido entre la Tercera y Quia

ta Regiones Geográficas, y extendiéndose a una parte de las

Segunda y Sexta Regiones. Como hemos dicho anteriormente,

es en esas zonas donde se encuentra la mayor parte de la po-

blación del país, donde se realiza la mayor parte de la ac-

tividad económica y donde se cuenta con importantes recursos

de agua que se aprovechan en forma integral y complementada

entre los diversos usuarios.

La producción de energía eléctrica en

el Sistema Interconectado es realizada en un 98% por empre-

sas de servicio público y en un 2% por autoproductores que

aportan sus excedentes al servicio público.

Las empresas de servicio público inte-

gradas al Sistema Interconectado, cuyo resumen se entrega en

la Tabla 12.2, son la Empresa Nacional de Electricidad S.A.

(ENDESA), Compañía Chilena de Electricidad (CHILECTRA), Com-

pañia de Electricidad Industrial (CGEI), Compañía Nacional

de Fuerza Eléctrica (CONAFE), Empresa Eléctrica La Frontera

S.A. (FRONTEL) y Sociedad Austral de Electricidad S.A. (SAE-

SA), estas dos últimas filiales de la ENDESA. Los autopro-

ductores de mayor importancia son: Empresas Industriales El

Nelon (central Lcs Quilos) y Compañía Manufacturera de Pape-

- 13 -

les y Cartones (centrales Carena y puntilla).

En la Tabla siguiente , se incluyen los

valores totales por empresas de las potencias instaladas

en el Sistema Interconectado hasta 1972 y como referencia,

la energía generada durante el mismo año.

Potencias y energías disponibles para el Servicio Público

en el Sistema Interconectado Central

Año 1972

Empresa Potencia en MW 1 Generación en GWh

rmica Hidrulic lTotarmicaHidrUl T ic Total

ENDESA 128.6 841.3 969.9 559.8 3753.5 4313.3

CHILECTRA 269.7 94.9 364.6 598.2 892.6 1490.8

CGEI 5.5 3e3 8.8 0.0 13.9 13.9

CONAFE 1,5 1.5 --- 4.9 4.9

SUB TOTAL 403.8 1 941.0 11344.81 1158.O 4664.9 5822.

Auto prod u tores (1) --- 32.4

TOTAL 403.8 973.4

Nota (1): Estimación

32.4 95.0 95.

377.2 1158.0 4759.9 5917.9

- 14 -

Sistema Aisón

Este sistema abastece los centros de

consumo de Puerto Aisón, Coihaique y Balmaceda.

La capacidad disponible es de 4e2 -

MW que es suficiente para abastecer las demandas actuales.

No existen autoproductoreS de impor-

tancia en la zona de influencia de este Sistema.

Sistema Punta Arenas

Abastece los consumos de la ciudad

de Punta Arenase La capacidad actual de servicio público

es de 179 MW suficientes para abastecer las demandas has-

Ea 1978. Las instalaciones generadoras operan con gas na-

tural.

El autoproductor principal es la Em-

presa Nacional del Petróleo y sus instalaciones ms impor-

tantes se ubican al costado sur del Estrecho de Magallanes,

razón por la cual no existen posibilidades de interconexión0

22 Situación en el Sistema Interconectado

El Sistema Interconectado, obtiene

su energía a partir de tres fuentes primarias:

- la hidroelectricidad

- la combustión de carbón

- la combustión de petróleo

- 15 -

De estas tres fuentes, la ms impor-

tante es la generación hidroeléctrica, como se muestra en

la Tabla a continuación, en que se indican las energías ge-

neradas en los últimos tres años, tanto hidroeléctrica como

térmica (carbón - petr6leo).

Año '1971 1972 1973

5.906 Generación total (GWh)

Generación t(r-mica (GWh)

Generación Hi - driulica (GWh)

5.471 1 5.918

1.796 ( 33%)! 1.452 (25%)

3.675 (67%) 4.466 (75%)

1.308 (22%)

4.598 (78%)

Como se aprecia tarnbicn en la Tabla,

el porcentaje de generación hidroeléctrica es variable, de-

pendiendo fundamentalmente de la ocurrencia de un año de

hidrología seca, normal o lluviosa. El porcentaje de gene-

ración tórmica varía entonces de manera inversa a fin de

completar la demanda de energía. (Estos porcentajes tam-

bin se ven afectados por la puesta en servicio de nuevas

centrales, lo que se analiza en otro punto de este trabajo).

Interesa en este punto analizar espe-

cíficamente lo relacionado con generación térmica en el

- 16 -

Sistema Interconectado En la Tabla a continuación se in-

dican las energías que se han generado a partir del uso de

carbón y de petróleo en los últimos tres años y los porcen

tajes que representan con respecto al total de generación

trmicyal total de generación del Sistema Interconectado0

1971 1972 1973

Term. Carb. Petra Term0 Carb. Petr0 Termc, Carb0

Generación(GWh)10796 1.144 652 1.452 684 768 1.308 1.059 249

%c/r a Cen. Térm 100 64 36 100 47 53 100 81 19

%c /r a Cen. To-tal S.I. 33 21 12 25 12 13 22 18 4

Cons,del comb. 507 168 286 187 442 60 (miles de Ton.)

dr a Cons. to 26 9 17 10 22(e) 3(e) tal país -

(e) : estimación

De las Tablas anteriores se extraen

las siguientes conclusiones principales:

- la generación térmica en el Sistema Interconectado co-

rresponde aproximadamente a la cuarta parte de la gene-

ración total (sólo en 1971 se generó la tercera parte

debido a que la próxima puesta en servicio de la central

El Toro hacía conveniente embalsar agua en el lago Laja).

- 17 -

- el carbón que se consume en generación eléctrica para

el Sistema Interconectado es un porcentaje importante

del consumido en todo el país.

- no ocurre lo mismo con el petróleo, cuyos porcentajes

son relativamente bajos. Estas cifras históricas están

además influidas por problemas producidos en los últimos

años en la producción y transporte de carbón, en gran

medida superados hoy día. En condiciones normales ha-

brían sido muy inferiores, requiriéndose el petróleo

sólo en la etapa de puesta en marcha de las unidades

termoeléctricas y posteriormente en mínima cantidad pa

ra mantener la estabilidad de funcionamiento de los que

madores.

2.3 Situación de los sistemas aislados de la ENDESA en

1973.

Los sistemas aislados de la ENDESZ

suministran energía eléctrica en las provincias de Tara

pacá, intofagasta, Atacama, Aisén y Magallanes. La gene-

ración en 1973 alcanzó a 344.5 GWh lo que representa aire

dedor de un 4% de la generación total del país. La situa

ción de los sistemas aislados en 1973 se puede visualizar

en la Tabla siguiente:

- 18 -

Hidráulica Petróleo Carbón Gas Total

Generación (GWh) 60,9 169.8 81.4 32.4 344.5 % dr al total de 17.7 49.3 23.6 9.4 100.0 s .

diesel comb. Consumo combusti

23.8 19.0

47.8 17.8i ble (miles de Tan.)

0.2 % dr al consumo nacional

2.8 0.9 2.4

z millones de m3

2.4 Situación de los autoproductores

Los autoproductores están repartidos

a lo largo de todo el país.

En ciertas zonas, en especial el Sis-

tema Interconectado, están adem.s conectados con el Servi -

cia Público e intercambian con éste cantidades importantes

de energía, cuyo balance neto representa una compra aprecia

ble de autoproductores a las empresas eléctricas.

Las cifras de generación de los auto-

productores en los últimos años son las siguientes:

Año 1971 1972 1973

Generación total(GWh) 2.833 2.790 no dispo-nible

Generación térmica 2.092 (74%) 1.995 (72%) (Gwh)

Generación hidráulica 741 (26%) 795 (28%)

- 19 -

La alta proporción de qeneración tér-

mica se debe a la importancia de los autoproductores situa-

dos en el extremo norte del país, entre los que se destacan

las compañías de cobre Chuquicamata y Salvador y las sal¡ -

treras de SOQUIMICH.

Con respecto al combustible utiliza -

do en generación térmica, las cifras son las siguientes:

1971 1972

Term. Petr. Petr. Carbón Gas Term Petr.. Petr. Carbón Gas - Combo Diesel Comb. Diesel

Generación (Gwh) 2091 1604 359 99 29 1995 1596 298 63 38 % dr a ge-nerac. 100 77 17 5 1 100 80 15 3 2 térmica

Cons. comb. (miles ton. P:0) 536 89 -(1) 6 491 84 -(1) 6

% dr al cona 28 11 - - 27 11 - - del país

Cons.espec. (Kg.P.e/kwh) 0.33 025 -(1) 0.4 031 0.28 -(1) 0.4

(1) Esta generación se logra en instalaciones combinadas

con la producción de vapor para el proceso industrial,

no siendo posible desglosar el combustible destinado a

producir electricidad. En todo caso, las cantidades

son mínimas.

- 20 -

De estas cifras pueden deducirse las

siguientes conclusiones:

- El petróleo combustible consumido por los autoproducto-

res representa una parte substancial del consumo nacio-

nal. En casi su totalidad este consumo corresponde a -

las instalaciones mineras del norte grandes

- Para el petróleo diesel, el porcentaje de participación

en el consumo nacional es mo1era1o.

- Tanto para el carbón corno para el gas, las generaciones

son pequeñas, y no pesan frente a las respectivas pro -

ducciones

- Los consumos específicos me-líos para el petróleo combus

tibie son altos en comparación a los de instalaciones -

generadoras modernas, que normalmente no sobrepasan 0,25

kg Pe/kWh. Ello se debe a que algunas unidades genera-

doras de los autoproductores son de diseño muy antiguo,

suparndo su consumo especifico los 0,4 kg.Pe/kWh0 Es-

te punto es importante, pues la renovación de tales un

dacles se pagaría en pocos años con la economía de divi-

sas en petróleo

25 Resumen de la situación en los últimos años

De lo indicado para los diversos sis

temas se deduce que la situación de dependencia energética

- 21 -

del exterior es muy diferente para los distintos sistemas.

- Los sistemas de la zona norte, tanto para el Servicio

Público como para los autoproductores, dependen en for-

ma importante del uso de derivados del petróleo, y ade-

más este consumo alcanza un porcentaje apreciable del -

consumo nacional de estos productos energéticos. Por -

ello, estos sistemas podrían verse afectados en su segu

ridad en caso de una crisis de abastacimiento (1). Tam

bien desde el punto de vista económico pesarían en for-

ma importante en los requerimientos de diviss. Algu -

nas instalaciones de la Gran Minería son anticuadas, y

su reemplazo por otras modernas permitiré un ahorro im-

portcnte de combustible.,

- El $istema Interconectado tiene mínima dependencia del

exterior, pues su abastecimiento se ha desarrollado ma-

yormente mediante recursos hidroeléctricos y centrales

termoeléctricas a carbón. El petróleo sólo se requiere

en cantidades mínimas, salvo problemas en la disponili-

dad de carbón.

(1) Salvo que se les dé prioridad frente a otros consu

mos en la disponibilidad de petróleo.

- 22 -

- En la zona sur los sistemas son muy pequeños. Los més

importantes, ubicados en Magallanes, son también autóno-

mos por disponer de gas natural.

3. PERSPECTIVAS PARA EL PERIODO 1974-1982

31 Generalidades

Como se indicó anteriormente, las

posibilidades de modificar los programas de instalaciones

eléctricas en el mediano plazo son muy limitadas.

El desarrollo de un nuevo proyecto

hidroeléctrico requiere 2 a 3 años de proyecto definitivo,

alrededor de un año para trémites de financiamiento y coloca

ción de las primeras órdenes por equipo y unos 6 años de

construcción, en total 9 a 10 años desde iniciación del pro-

yecto definitivo hasta la puesta en marcha. No es posible,

por lo tanto, incluir nuevas centrales hidroeléctricas en el

mediano plazo.

En cuanto a las centrales termoeléc

tricas, sólo puede pensarse que cuenten con la posibilidad

de quemar varios combustibles para darles myor flexibili-

dad (1) En el resto, dependen de proyectos de producción

(1) Esta ha sido, en general, una política seguida por las

empresas eléctricas aún antes de la crisis energética.

- 23 -

de combustibles nacionales, los que no están en manos del

sector eléctrico.

Algunas medidas pueden tomarse en

materia de explotación de las centrales en zonas con re-

cursos hidroeléctricos regulables para lograr un aumento

de la seguridad de servicio futuro. Una acumulación de

agua en embalses interanuales lograría este objeto. Sin

embargo, si este aumento de seguridad se logra por gene-

ración termoeléctrica a petróleo, significa anticipar y

aumentar el desembolso de divisas del país. Es necesario,

entonces, pesar debidamente la conveniencia de tener una

seguridad muy alta ante eventualidades futuras del merca-

do energético frente al costo nacional que ello represen-

ta.

Teniendo en cuenta estos aspectos,

analizamos a continuación la situación previsible en el

mediano plazo para los diferentes sistemas eléctricos.

3.2 Sistema Interconectado

3.2.1 Programa de instalaciones

El Programa de instalaciones actual

mente vigente considera las siguientes fechas de puesta en

servicio de centrales generadoras.

- 24 -

1973-74 Central hidroeléctrica El Toro, 400 MW (en servicio)

1975 Turbina de gas Guayacán, 24 MW

1976 Central de turbinas de gas en zona central, 130 MW

1977 Central termoeléctica Ventanas II, 200 MW

1979 Central termoeléctrica Bocamina II, 160 MW

1980 Central hidroeléctrica Antuco, 300 MW

1982-83 Central hidroeléctrica Colbún-Machicura, 640 MW

Fuera de estas instalaciones, algu-

nas derivaciones de ríos (Teno-Chimbar)ngo y Alto Polcura)

aumentarán la energía de centrales existentes, sin modifi -

car la potencia de las mismas. Este conjunto de centrales

está programado para abastecer las demandas eléctricas a -

que se ha hecho referencia en trabajo aparte.

Puede observarse en este programa -

que a la actual disponibilidad de potencia del Sistema In-

terconectado (1.745 MW en instalaciones de Servicio Públi-

co) se agregarán hasta 1983 un total de 940 MW hidráulicos

y de 514 MW térmicos.

Ante una crisis energética, podría

parecer alta la proporción de potencia térmica, y en es -

pecial la introducción de turbinas de gas que deben fun -

cionar forzosamente con derivados del petróleo. Ello ha-

sido necesario por el atraso de los programas eléctricos-

- 25 -

producidos en los 3 últimos años. En todo caso, las tur-

binas de gas se incorporan como elemento de seguridad al

sistema eléctrico y sólo operarían en una situación de se

quía, que es improbable coincida con una crisis interna -

cional de abastecimiento energético.

3.22 Previsión de consumos de combustible para ge-

neración eléctrica en el Sistema Interconoc -

O

Para una previsión de demandas de

energía eléctrica determinada, el consumo de combustible

destinado a generación termoeléctrica es una variable alee

tone pues depende de los aportes hidrológicos en las cen-

trales hidráulicas, que son a su vez variables aleatorias.

En estas condiciones resulta difícil

realizar una previsión precisa de consumos de combustibles,

incluso a corto plazo; sin embargo, la capacidad de regula

ción interanual del embalse del lago Laja y la posibilidad

de actuar con stocks relativamente importantes de carbón le

dan sentido a una previsión de consumos efectuada en condi

ciones de hidrología "media".

Los estudios de operación del Siste

ma muestran un importante incremento de la generación ter-

- 26 -

moeléctrica con el consiguiente aumento de las necesida-

des de combustibles; ello es un reflejo de las sucesivas

postergaciones en la puesta en servicio de la central hi-

droeléctrica Antuco, producidas en ci periodo 1971-1973.

Todas las centrales a vapor del Sis

tema son aptas para quemar carbón, por lo que se evalua-

ron las necesidades de este combustible expresadas en to-

neladas,con un poder calorífico superior de 6.350 Kcal/Kg.

Por razones tócnicas, algunas de estas centrales requie-

ren quemar simultáneamente una cierta cantidad de fuel oil,

l que se contabilizó en la Tabla siguiente:

Consumos de combustibles en el Sistema Interconectado

(Hidrología media)

Año Consumo carbón Consumo fuel oil (Kton de PCS de 6.350 Kcal/Kg) (Kton)

1975 791 9.6

1976 856 9.7

1977 1077 8.0

1978 1106 8.9

1979 1326 8.0

1980 1175 68

1981 1148 6.8

- 27 -

Los planes de expansión de la indus-

tria del carbón prevé la siguiente producción destinada al

sector eléctrico (antecedentes entregados en diciembre de

1973).

Año Miles de toneladas

1975 700

1976 940

1977 1150

1978 1370

1979 1220

1980 1400

1981 1300

Puede apreciarse que esta producción

seria suficiente para abastecer los consumos de las centra

les termoeléctricas. En estas condiciones el alza de pre-

cio del petróleo en el mercado internacional prcticamen -

te no afectaría el costo de generación en el Sistema, por

lo menos en forma directa. (El alza de los combustibles

ha tenido como efecto indirecto incrementar fuertemente el

precio de los equipos importados, en este caso el costo de

las unidades termoelóctricas previstas hasta 1980).

Como se dijo m.s arriba, los consumos

de carbón previstos para un año determinado pueden variar

substancialmente con la hidrología; a modo de ejerplo se se

ñalari a continuación los consumos de carbón en año seco y

en año húmedo para 1980.

- 28 -

Año

(Cifras expresadas en ton0 de carbón de pcS6350çi

Kg

Seco (95%) Medio (50%) Húmedo (50A)

1980 14899400 1,1747800 668.500

En algunos años, a pesar de un mane-

jo eficiente de los stocks de carbón y de agua del embalse

del lago Laja, podrían producirse déficits de carbón de -

bindoSe entonces recurrir a la importciófl de petróleo -

combustible y de petróleo diesel destinado a la generación

de las turbinas a gas de emergencia.

Una vez que entre en operación el

proyecto de transporte de gas natural licuado de ENAP, lo

que no ocurriría antes de 1978, podría recurrirse a este

combustible en situaciones de emergencia.

De las cifras indicadas se deduce

que, si se cumplen los programas de producción de carbón

nacional, el Sistema Interconectado prácticamente no de-

pendería del exterior, estando su abastecimiento asegura-

do.

En el aspecto económico, la crisis

- 29 -

de la energía no repercutirá tampoco directamente, aunque

si lo hará de modo indirecto por el aumento de precio de

los equipos importados.

33 Perspectivas para el período 1974-1983 en los Siste-

mas Aislados de la ENDESA

Las zonas abastecidas por los siste-

mas aislados presentan características que hacen predomi -

nar la instalación de unidades térmicas, con la consiguien

te dependencia del petróleo. Esta tiende a incrementarse

rápidamente como consecuencia del aumento de las demandas

de energía eléctrica. Las tasas anuales de crecimiento

en estos sistemas varían entre 7 y 12%, lo que implica un

desarrollo semejante en el consumo de combustibles. Por

otra parte, los únicos recursos hidráulicos en explotación

son el río Lauca (Central Chapiquiña, itrica) y el río Arre

dondo (central Ais&n)0

Los planes de obras de la ENDESA y

algunos proyectos de otros organismos tienden a atenuar

dicha dependencia.

El vaciado de la laguna Chungará,

duplicará la energía entregada por Chapiquiña0 El proye

to se encuentra en ejecución bajo la responsabilidad de la

- 30 -

Dirección de Riego, estimndose su puesta en servicio pa-

ra el año 1976.

Este nuevo aporte permitirá al país

un ahorro de 10.000 toneladas de petróleo diesel por año.

El proyecto de Licuefacción y Dis -

tribución del gas natural de Magallanes, de la Empresa N

cional del Petróleo tiende a la sustitución del consumo de

Fuel Oil en la zona norte del país. Como centro geográfi-

co de consumo se ha considerado la zona de Tocopilla.

Una interconexión de los sistemas

Tarapaci y Antofagasta de la ENDESA con el sistema Toco-

pilla de COBRECHUQUI en conjunto con el proyecto de gas

natural licuado haría disminuir el porcentaje de energía

eléctrica proveniente de combustibles líquidos en una pro

porción significativa.

El Sistema Huasco se interconectará

en un futuro cercano (1976) al Sistema Interconectado Cen

tral lo que le permitirá reducir el efecto de eventuales

crisis de suministro de combustibles.

La situación al final del periodo

estudiado (1983) es la siguiente:

- 31 -

Hidráulica Petróleo Gas

Generación GWh 91.0 838.4 88.3 % dr al total S.A. 89 82.4 8.7

Consumo del combustible Diesel Comb. miles de ton. 99.6 128.2 48.61k

ti millones de

El Sistema Huasco que se integrará

al Sistema Interconectado Central en 1976 ha sido inclui-

do por razones de orden en los Sistemas Aislados. Los

cálculos suponen a la central a vapor de Huasco funcio-

nando con petróleo combustible. Auncue los resultados

indican un aumento en la proporción de la energía eléc-

trica generada a partir de petróleo hay que tener presen

te que el consumo de combustible requerido por los Siste

mas Aislados tiene escasa significación en el consumo t2

tal del país,

3.4 Auto productores

Los programas de instalación de cen

trales de los autoproductores no están tan definidos como

para el Servicio Público.

El único proyecto conocido es el de

COCHUQIJI, que además de dos turbinas a gas que entrarán

- 32 -

en servicio a fines de 1974, contempla instalar cuando m.

nos 2 unidades de vapor -petróleo de 50MW cada una (1).

Esta instalación es necesaria para abastecer los aumentos

de consumo derivados de la expansión de producción de co-

bre y para reemplazar sus unidades antiguas, de operación

insegura y baja eficiencia.

La compensación entre aumentos de

consumo eléctrico y una generación més eficiente llevaría

probablemente a un consumo de combustible no muy diferente

del actual, de modo que este proyecto de COBRECHUQUI no

aumenta la dependencia energética del país. En el momen-

to en que entre en operación el proyecto de gas natural

licuado de ENAP, con su terminal en Tocopilla, la genera-

ción eléctrica se realizaría en su totalidad con gas natu

ral y la actual dependencia energética desaparecería total

mente.

Otro proyecto de autoproductores que

podría realizarse en este período es el reemplazo de la

(1) A la fecha de realización de este trabajo, COBRECHUQUI

esté estudiando sus demandas futuras para una eventual

modificación de este programa, que podría contemplar

una mayor instalación de potencia.

- 33 -

actual central Barquito de Cobre Salvador por unidades mo-

dernas. Este proyecto significaría un sustancial aumento

de la eficiencia térmica de la generación, que unida a me

joras en los sistemas de transmisión significará en defini

tiva una disminución importante do los consumos de petró -

leo. De momento no existe posibilidad de transformar este

consumo a gas natural, pues el terminal de descarga no se

justifica para un consumo como el existente.

En cuanto al sistema eléctrico de

las salitreras Pedro de Valdivia y María Elena, también

esté previsto abastecerlo con gas natural desde Tocopilla

eliminándose los requerimientos de petróleo actuales.

3.5 Resumen de perspectivas pari el período 1974-1982

Los antecedentes anteriormente indica

dos permiten visualizar que durante los primeros años del

periodo analizado, se mantendría la situación actual de d

pendencia del sector eléctrico en valores absolutos, lo

que representa una importante reducción en porcentaje.

En particular, el Sistema Interco-

nectado seguiría autoabasteciéndose de energía, los sis-

ternas aislados aumentarían su consumo de petróleo (su in-

cidencia sería sin embargo modesta) y los autoproductores

conservarían aproximadamente su consumo actual de este corn

- 34 -

bus tibie

Un cambio sustanciül se produciría

en el momento de entrar en servicio el proyecto de LNG,

que reemplazaría gran parte del consumo de petróleo de au

toproductores por combustible nacional, y aseguraría el

suministro del Sistema Interconectado en condiciones axce

cionales.

Si en la misma época se realiza la

interconaxión con el sistema COBRECHUQUI de los sistemas

Tarapacá y Antofagasta de la ENDESA, los más importantes

entre los sistemas aislados, se lograría para los siste-

mas eléctricos del país una situación de practicamente in

dependencia total del exterior.

El petróleo seguiría empleándose en

generación eléctrica sólo en algunos puntos aislados ( el

sistema COBRESAL y el sistema Huasco serian los más impor

t r flteS) pero lis cantidades requeridas serian modestas.

- 35 -

4. INFLUENCIA DE LA CRISIS ACTUL SOBRE EL PROGRAMA DE INSTA-

LACIONES A LIRGO PLÍ20 EN EZ SISTEMA INTtRCONECTADO (POS -

TERIOR A 1983).

4.1 Consideraciones generales

Como se indicó anteriormente, en el

corto plazo las empresas eléctricas sólo pueden reaccionar

ante la crisis energética con ciertas modificaciones en la

explotación de los sistemas existentes. En el mediano pla

zo su posibilidad de maniobra se extiende también a algu -

nos eventuales cambios menores en el diseño. Es sólo en el

largo plazo cuando se abre toda la gama de posibilidades de

enfrentar tanto los problemas de seguridad de abastecimien-

to como los económicos que la crisis implica, • a través de

una total modificación de la pl-rnificación prevista.

En el presente capítulo se pretende

discutir la influencia que la reciente crisis energética

tendrá en los programas a largo plazo. Ello se hará en té

minos principalmente cualitativos, pues como se expresó al

principio de este trabajo, los efectos económicos indirec-

tos de la crisis energética (sobre el costo de equipos y

otros suministros importados) sólo recién empiezan a mani

festarse, siendo prematuro todo esfuerzo de cuantificación,

- 36 -

Lo único que de momento puede asegu-

rarse es que los efectos directos (precio del petróleo) se

rn en todo caso, ms importantes que los indirectos.

4.2 Factores primarios en ci costo de la energía elctrica.

Para abastecer el consumo elctrico

existe una cierta variedad de fuentes de energía:

- centrales hidroeléctricas, con o sin regulación, y con

diferentes valores de potencia instalada y energía ge-

nerable.

- centrales termocictrjcas convencionales que emplean

carbón, petróleo o gas natural.

- centrales nucleares

- plantas de punta, como son las centrales do bombeo y

turbinas a gas

Las decisiones de futuras obras o

inversiones depende de los costos relativos de los tipos

de equipamiento (inversión y explotación) de sus caracte-

rísticas de operación y de la forma como está abastecida

la demanda inicialmento.

Podemos distinguir el costo de in-

versión y el costo fijo de operación y el costo de gene-

ración (principalmente combustible), Las distintas alter

- 37 -

nativas difieren tanto en la magnitud relativa de los costos,

(costos de inversión versus costos de operación) como en la

composición de estos costos en términos de mano de obra, in-

sumos nacionales y divisas.

Las características de costo de cada ti

po de central se resumen en la Tabla siguiente:

Tipo de central Costo de Costo fijo de Costo de

inversión operación generación

Turbinas de gas muy bajo bajo muy alto

Termoeléctrica, de mediano mediano mediano

combustible conven citrial

Nucleares alto mediano bajo

Hidráulicas mediano a mediano casi nulo

alto

Debido a estas características, las tur

binas de gas se usan para abastecer las puntas de la demanda,

que ocurren durante pocas horas; las centrales térmicas con-

vencionales se utilizan con un factor de planta más elevado;

las centrales nucleares funcionan en la base de la curva de

carga del sistema y las centrales hidroeléctricas según sus

características propias son capaces de abastecer la base o

entregar su potencia durante corto tiempo.

- 38 -

----

La descomposición porcentual de la

inversión directa para los diferentes tipos de centrales

( sin derechos de internación, gastos financieros ni gas-

tos generales ) es aproximadamente la siguiente:

Tipo de central

Moneda nacional Moneda extranjera

Turbinas de gas 25% 75%

Térmica convencional 32% 68%

Nuclear 20% 80%

Hidráulica 75% 25%

Dada la magnitud de las inversiones

del Sector Eléctrico, la ENDESA realiza sus estudios eco-

nómicos considerando precios de los recursos requeridos que

reflejen bien la escasez de ellos en el país (precios socia

les o de cuenta), y toma en consideración los efectos indi-

rectos de los insumos requeridos sobre el resto de la eco -

nomia nacional Ello lleva a descomponer los costos de in-

versión en sus factores primarios: divisas directas e indi-

rectas, remuneraciones también directas e indirectas, asig-

nación para gastos de capital fijo y transferencias (impues

tos y subvenciones). Si se dejan de lado estas últimas,que

para la comunidad tienen valor nulo, se llega a la siguien-

te descomposición de las inversiones directas en centrales

- 39 -

en factores primarios:(Valores en

Factores primarios

Tipo de central Divisas Remuneraciones Capital Total Turbinas de gas 85 14 1 100

Térmica convencional 83 16 1 100

Nuclear 90 10 - 100 Hidráulica 30 67 3 100

La c'Tmparación económica de las dis-

tintas alternativas generadoras q ue podrían abastecer los

incrementos futuros de la demanda no se pueden realizar en

forma directa entre proyectos aislados considerando éstos

como posibilidades excluyentes, ya que si bien se pretende

dar un servicio total semejante mediante un programa de

instalaciones, cada una de las obras proporciona un servi-

cio diferente según sean sus características

El análisis exacto, se podría

combinando todos los proyectos alternativos en programas

de abastecimiento en el tiempo, fijando fechas do puesta

en servicio y necesidades de sistemas de transmisi6n. Pa

ra estos programas, que deben cumplir con las condiciones

de seguridad exigidas, se calcularía el costo total actua

lizado (de inversión y explotación) durante el período en

- 40 -

estudio. Por el gran número de alternativas este método

es impracticable.

La ENDESA ha utilizado una metodolo-

gía que incluye análisis globales y estudios detallados.

Se realiza una primera pro-selección

entre todas las posibilidades hidroeléctricas, efectuando

luego un estudio de anteproyecto de una decena de las so-

luciones ms interesantes. Por ser el método bastante bur

do esta primera selección es bastante amplia. Estos ante-

proyectos hidroelctricos, ms otros de centrales €ermoel

trices, nucleares, de bombeo, etc0 se consideran como el

conjunto de alternativas que pueden instalarse para satis

facer los incrementos de consumo a largo plazo.

Se incluyen estas alternativas como

variables en un modelo de selección de inversiones, que es

tá basado en el uso de la programación lineal. Este mode-

lo representa esquemáticamente los incrementos de consumo

del Sistema Interconectado, concentrados en los cuatro nu-

dos ms importantes y correspondientes a cuatro períodos

consecutivos de cinco años cada uno. Estos consumos, que

están representados por demandas de punta, de enerqia ga-

rantizada y energía de invierno y verano (subdivididos en

- 41 -

necesidades de día y noche) deben ser abastecidos median-

te instalaciones generadoras e- las cercanías de los nu -

dos y a travós de ampliaciones del sistema de transmisión

de modo que el costo total actualizado de inversiones y

operación sea mínimo. Cada alternativa está repr--sentada

por un juego de variables de instalación y otro de opera-

ción, las centrales existentes y especialmente los embal-

ses conforman otro conjunto de variables de operación de

modo de dar al conjunto flexibilidad suficiente como para

que se ubique en el óptimo económico.

Este modelo tiene un total de 615

restricciones más la función objetivo y 716 variables es-

tructurales. La densidad de la matriz es de 1 7 1% y se ha

resuelto en un computador IBM 360.

A travs de este modelo se analiza

no sólo la solución óptima, sino toda la zona cercana me-

diante parametrizaciones y estudios de sensibilidad y en-

trega, entre otros resultados, las obras que deben cons

truirse en cada quinquenio durante los próximos 20 años

de estudio y el dimensionarniento y operaciones óptimas de

los proyectos que integran la solución.

- 42 -

La etapa siguiente es confeccionar

algunos programas detallados de instalaciones generadoras

y de transmisión, para períodos de 10 años de acuerdo a

las soluciones dadas por el modelo anteriormente menciona

do. Los análisis de seguridad y operación de estos pro -

grfl.as se efectúan mediante un modelo de operación simu -

lada del sistema. Posteriormente se analizan los costos

totales actualizados valorizados los proyectos a precios

de mercado y a precios sociales.

Se ha utilizado el modelo de selec-

ción de inversiones ya descrito para encontrar el progra-

ma de inversiones que satisfaga los incrementos de consu-

mo durante un periodo de 20 años (desde 1976 a 1995) a

costo mínimo o con precios existentes a 1967.

En los ciculos a costo social, al

realizar estudios de sensibilidad de la solución para dis-

tintos valores de cada uno de los factores primarios de

producción separadamente (mano de obra, capital y divisas)

se observa una apreciable modificación en la estructura

de la solución óptima. Sin embargo, dado que los efectos

de subvaluación de la mano de obra y sobrevaluación de la

tasa de cambio tienden a compensar el efecto de una sobre

-

- 43 -

valuación de la tase de intcr&s, la estructura de la so-

lución óptima social cuando se toman en cuenta todos los

parámetros sociales no es fundamentalmente distinta a la

solución de mercado,

4.3 Resultados del modelo global con precios de 1967

Las principales características de

la solución óptima obtenida con precios de 1967 fueron:

- en °l periodo de 20 años entre 1975 y 1995 debía ins-

talarse un total de 5.475 MW.

- en los primeras 10 años (1975-1985) se debían instalar

fundamentalmente las centrales hidroelóctrices que in-

dica el modelo, complementando el abastecimiento con

una pequeña instalación de potencia tórmica (1).

- a mayor plazo las centrales termoeléctricas y especial-

mente las plantas nucleares desplazaban económicamente

a las centrales hidroelóctricas. Al incluir nuevos

1) En la realidad practica, fue necesario

instalación de centrales trrnicas que,

plazo de construcción, permitían hacer

atrasos producidos en los últimos tres

nifica un encarecimiento del programa,

enorme impacto nacional que representa

miento de electricidad.

incrementar la

por su mejor

frente a los

años. Esto sig

pero evita el

ría un raciona-

- 44 -

proyectos hidroeléctricos esta situación puede variare

todas las instalaciones trmicas (convencionales y nu

cleares) se ubicaban en la zona norte (Santiago-Valp

raíso) mientras que los principales desarrollos hidro-

eléctricos estarían en la zona sur

la competencia de las centrales nucleares comienza en

1985 y con unidades del orden de 400 a 500 NW (debido

principalmente a las fuertes economías de escala que

caracteriza a este tipo de centrales).

En cifras, 106 resultados obtenidos

con el modelo global con precios de 1967 para la descom-

posición de la potencia a instalar entre 1975 y 1995 fue

ron las siguientes:

A precios de Costo social mercado (1)

Centrales hidróulicas 476% 48. 7%

Centrales térmicas conven 142% 17.0%

cionales

Centrales nucleares 382% 34.3%

(1) Tase de actualización de 12%, sobrevaluación de la

divisa de 30% y coeficiente salarial 0.6.

- 45 -

Se observe que ambas estructuras

son muy similares. Considerando lo ya programado hasta

1983, entre este año y 1995 habría que instalar aproxima

damente:

En centrales hidroeléctricas 1.730 MW (41%)

En centrales termoelctricas convencio 630 MW (15%)

nales (2)

En centrales nucleares 1.880 MW (45%)

4.4 Influencia de los aumentos de precios del petróleo

en los programas futuros de electrificación!

En el aspecto económico, cabe espe-

rar en primer lugar un aumento importante de costos de la

electricidad, tanto por efecto directo de los precios del

petróleo como por el arrastre que óste genere en los demás

productos.

En segundo lugar, debería producir-

se un cambio en la estructura prevista para les sistemas

eléctricos, debido a que los diferentes factores de costo

(2) Mientras no se desarrollan nuevos proyectos de pro-

ducción de carbón por encima del ya estudiado por

ENACAR, estas cantidades deberían preverse funcio-

nando a petróleo.

- 46 -

no variarán de igual manera.

Ya se indicó que el aumento de pre-

cios del petróleo ha inducido un alza de los precios de

los equipos que todavía no se manifiesta en toda su mag-

nitud. Lo único que en definitiva puede afirmarse es que

el efecto indirecto de alzas tiene que estabilizarse en

valores porcentuales muy inferiores al aumento porcentual

directo. Posiblemente, puede esperarse también que los

efectos indirectos de las alzas sobre los recursos nacio-

nales empleados en la construcción y operación de centra-

les (mano de obra y materiales especialmente) sean inferi

res a los que experimenten los equipos importados.

Si estas premisas se cumplen, resul-

taré en definitiva que:

- las centrales termoeléctricas convencionales experimen-

tarán el mayor impacto de las alzas. Al ser relativa -

mente menos económicas sobre todo por efecto directo de

los costos del petróleo (2), su participación en el

(2) Un ejemplo de los efectos directos de las alzas del pe-

tróleo se da en el Anexo 1, que corresponde a los resul

tados de un estudio realizado por ENDESA a mediados de

1973 en que se comparó la central Antuco con una térmi-

ca convencinal.

- 47 -

total deberia decrecer apreciablemente. Sin embargo,

no puede preverse su total desaparición del sistema,

pues deberán existir en todo caso como reguladoras de

la fluctuación hidrológica que los embalses no pueden

absorber.

- Las centrales nucleares experimentarán alzas de costo

en sus equipos importados, y no es imposible que éstas

sean mayores que las debidas .nicamente al mayor costo

internacional de los materiales. En efecto, el brusco

cambio del mercado mundial de centrales termoeléctri-

cas, del tipo convencional al nuclear, podría producir

una escasez de oferta de las últimas que lleve a pre-

cios superiores. También en el combustible nuclear po-

drían generarse alzas extraordinarias al aumentar brus

camente su demanda.

- Las centrales hidroeléctricas, con mayor proporción de

costos en moneda nacional, podrían ser las menos afec-

tadas por las alzas internacionales del petróleo, y jun

to con aumentar su interés económico, se incrementaría

su participación en el abastecimiento de la demanda. Na

turalmente este cambio implica que centrales posibles

de instalar que anteriormente resultaban antieconómicas,

- 48 -

dejarían de serlo. Igualmente, proyectos hidroelóc-

tricos que no entraron en los estudios anteriores por

estar sus antecedentes incompletos a ea fecha, pueden

ser atractivos.

Estas consideraciones llevan a pon-

sar que la estructura óptima económica do instalación do

nuevas centrales generadoras en el Sistema Interconectado

entre 1983 y 1995 se modificaría en el sentido de tener

una proporción reducida de centrales termoeléctricas con

voncionales (p.ej. a 10% o menos), salvo que se desarro-

llen estas centrales con nuevas fuentes de carbón relati

vamente barato. La participación de las centrales hidróu

licas aumentaría, y para les centrales nucleares habría

una estabilización o pequeña disminución.

Si contemplamos esta nueva estructu-

ra óptima económica desde el punto de vista de la seguri-

dad de abastecimiento eléctrico ante nueves crisis ( o en

términos ms generales de la independencia energética del

país), veremos que ella resulta ampliamente favorable.

En efecto, las centrales hidroeléc-

tricas no dependen del exterior para su operación, salvo

algunos repuestos, y el aumento de su participación impli

ca mayor seguridad.

- 49 -

Las centrales nucleares, que cuando

te primera etapa serían probablemente de combus-

1uecido, dependerían exteriormente de manera

ara la renovación do la carga do combustible

ie se produce a plazos relativamente dilatados.

Las centrales convencionales son las

mas vulnerables, y su disminución relativa daría mayor se-

guridad al sistema ante crisis cspordicas. En todo caso,

el papel de estas centrales como reguladoras de la fluc -

tuación hidrológica haría que normalmente su consumo de

combustible fuera limitado y en casos muy extremos inclu-

so prescindible con medidas de restricción del consumo

eléctrico. Sólo en situación de sequía los requerimien-

tos de combustible aumentarían y no hay razones para supo-

ner una superposición de esta situación extrema con una

crisis energética internacional.

5 INFLUENCIA -- i' LARGO PLAZO DE LA CRISIS ACTUAL EN LOS SISTE

MAS AISLADOS.

Tanto en los sistemas aislados de

Servicio Público como en los de autoproductoreS cabe es-

perar un aumento importante do los costos de generación

- 50 -

elóctrica por efecto directo e indirecto de las alzas de

precio del petróleo.

En cuanto al futuro desarrollo de

centrales generadoras, los aumentos de costo en instala-

ciones a petróleo sin duda suscitarán un interés renova-

do por estudiar recursos alternativos. En la zona norte algunos

pequeños recursos hidroel6ctricos (al interior del valle

de Azapa, p.ej.), pueden llegar a ser economicamente in-

teresantes, aunque su aporte será siempre muy limitado

en relación al consumo.

El desarrollo d los recursos geo-

térmicos ya explorados, o el estudio de zonas nuevas, es

una tarea interesante de emprender una vez superados los

problemas tecnológicos que plantea la eliminación de subs-

tancias que normalmente acompañan al vapor endógeno. Pe-

ro con los antecedentes actualmente disponibles, parece

ser el gas natural transportado en forma líquida y usado

en centrales tórmicas convencionales unido a una interco-

nexión eléctrica adecuada de sistemas vecinos, la solución

más inmediata tanto desde el punto de vista económico como

del de la seguridad de abastecimiento (Por el tamaño de

los sistemas aislados, una alternativa nuclear parece di-

- 51 -

ficil de implantar. En un sistema conjunto Tarapacá-

COCHUQUI -ntofagasta, la demanda hacia 1985 no sobre

pasaría 300 a 400 MW. Para un sistema de este tamaño la

unidad de mayor magnitud no debería sobrepasar 50 a 60

MW, lo que es manifiestamente antieconómico para centra-

les nucleares aún con precios de petróleo muy superiores

a los actuales.)

En la medida que aparezcan centros

de consumo intermedios importantes entre Copiapó y Chaña-

ral y sobre todo entre este puerto y Antofagasta, podrá

extenderse la interconexión eléctrica hasta abarcar todo

el país, en cuyo caso muchas de las limitaciones actuales

para los sistemas aislados desaparecerían.

Estas consideraciones llevan a pen

sar que, aunque la crisis energética redundara en aumen-

tos de costos de la electricidad, llevaría en definitiva

a una situación de muy escasa dependencia exterior, lo

cual puede resultar extremadamente atractivo para inver-

sionistas extranjeros de países en que tal condición no

existe.

- 52

ANEXO 1

COMPARC ION ANTUCO-TERNICA

A mediados de 1973 el Banco In -

tcrcmericano de Desarrollo, a quien la ENDESA había sol¡

citado un crédito para el financiamiento de la central

hidroeléctrica intuco, solicitó un estudio complementario

consistente en la comparación directa del proyecto con una

alternativa termoeléctrica a petróleo que diera un servi-

cio equivalente.

La comparación se hizo a nivel de

precios de 1972 y se llegó a las siguientes conclusiones:

1) El proyecto Antuco resultaba favorable para una tasa

de actualización de 12% anual y para un precio del

fuel oil superior a US24,5/ton.

2) Con una tasa de actualización de 15% anual la alterna-

tiva termoeléctrica era ms favorable para precios del

petróleo inferiores a US$ 35/ton.

En la época en que se hizo el infor-

me, el precio del fuel oil era de unos US$20/ton y se es-

peraba un valor de por lo menos US$ 25/tan. para la fecha

de puesta en servicio de l central; como la tesa de nc -

- 53 -

tualización se estimaba del orden de 12%, se concluía

que el programa Antuco tenía un menor costo frente a

la solución termoeléctrica de 1,5 millones de US$, ci-

fra que no era significativa frente a los 160 millones

de US$ correspondiente al costo total del programa.

En la figura adjunta puede verse

que, para un precio del petróleo do US$ 30/ton, el me-

nor costo de Antuco llega a US$ 19 millones.

Para un precio a futuro de US$

70/tori de fuel oil, el programa térmico (costo total

actualizado a la fecha de puesta en servicio de la ce

tral) tiene un mayor costo de US$ 151 millones.

- 54 -

COLABORC IONES

En este trabajo colaboraron las siguientes personas:

Ing Sebastián Bernstein, Oficina de Planificación,

ENDE SA

Ing de Ejec., Raúl G.rate, Oficina de Planifica -

ción, ENDESA

Inge Guillermo Espinosa, Sección Planificación de

la Operación, ENDESA

Ing. Esteban Skokniá, Oficina de planificación,

END E SA

- 55 -

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