CAPÍTULO 3

SITUACION DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN CHILE

En general, los elementos que componen un sistema eléctrico son: las empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras de la electricidad que consumen los clientes libres y los clientes regulados; todos ellos constituyen el mercado de esta industria (Figura 3.1).

3.1. Red eléctrica de Chile

El mercado del sistema eléctrico chileno está compuesto por tres segmentos definidos por el Decreto con Fuerza de Ley (DFL) N° 1 de 1980. Para coordinar la actividad de generación y transmisión de los grandes sistemas interconectados, dicha norma establece que estos segmentos deben contar con un operador del sistema conocido como Centro Económico de Despacho de Carga (energía) [CDEC] que es el encargado de coordinar la actividad de generación y transmisión disponibles en el sistema, de manera de balancear minuto a minuto la oferta y demanda por electricidad. Esta coordinación se debe efectuar de acuerdo a las normas y reglamentos que dicta la Comisión Nacional de Energía (CNE). De este modo, las empresas generadoras y empresas de transmisión y distribución deben acatar las órdenes del CDEC. Dichos segmentos del sistema eléctrico son:

• El primer segmento ocurre entre generadores y empresas distribuidoras, y es el mercado para pequeños consumidores que pagan a las empresas distribuidoras un precio de energía y potencia, que es regulado por la autoridad.

• El segundo segmento de mercado corresponde al de los grandes consumidores, quienes libremente negocian los precios de la electricidad con los generadores.

• El tercer segmento tiene lugar en el CDEC, donde los generadores intercambian potencia y energía en forma instantánea para completar o satisfacer sus contratos de venta de energía y potencia con los grandes clientes o con las empresas distribuidoras.

En este mercado el precio de transferencia es definido por el CDEC como “costo marginal de generación del sistema” o “costo marginal de despacho del sistema”. El precio de transferencia de la energía (denominado “precio spot”) corresponde al costo marginal de la unidad generadora con el más alto costo marginal dentro de las unidades designadas para despachar energía. Corresponde al costo variable de la unidad generadora que debería aumentar su producción para abastecer la demanda incremental del sistema. Concierne al precio promedio de la energía generada por la central más cara que inyecta energía al sistema y que marca las transacciones del mercado libre.

Las transferencias de potencia ente las generadoras son valoradas al precio de la potencia determinado por el CNE, el que corresponde al precio que pagan los pequeños usuarios en sus tarifas eléctricas reguladas. Actualmente, la ley define como pequeño consumidor a aquel cuya potencia no supera los 500 kW y los grandes consumidores son los clientes libres, así como aquellos con una potencia conectada superior a 2.000 kW.

A continuación, en la Figura 3.2, se representan gráficamente las dimensiones generales de la red eléctrica con la que cuenta el país y su capacidad instalada.

3.2. Sistema interconectado

En Chile existen cuatro sistemas eléctricos interconectados que suministran energía al país. Estos son el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que cubre el territorio comprendido entre Arica y Antofagasta; el Sistema Interconectado Central (SIC), que se extiende entre Taltal y la Isla Grande de Chiloé; el Sistema de Aysén, que atiende el consumo de la Región de Aysén; el Sistema de Magallanes, que abastece la Región de Magallanes y Antártica Chilena.

El SIC es el mayor de estos sistemas eléctricos, ya que cubre el abastecimiento de aproximadamente el 92% de la población nacional. Mientras los grandes generadores se ocupan de producir la energía, las líneas de transmisión troncal cumplen la tarea de llevar la electricidad para ser distribuida. Un grupo de empresas de distribución se encargan de transportarla hasta los hogares e industrias, a través cables de cobre o aluminio. Estas líneas que llegan a los usuarios finales se agrupan por áreas y son administradas por otras empresas que organizan el suministro de energía.

Con el objetivo de poder conectar los sistemas del SING y SIC, el Parlamento aprobó la Ley N° 20936 sobre Transmisión Eléctrica para lograr así eliminar las limitaciones del desarrollo de la energía eléctrica en Chile. Se busca favorecer el desarrollo de un mercado competitivo que facilita la transmisión de energía de fuentes limpias a los centros de consumo, y que contribuye a disminuir los precios de la energía para los hogares y las empresas, posibilitando más competencia y, por lo tanto, la incorporación de nuevas empresas. Chile contará por primera vez con un sistema eléctrico único que irá desde Arica a Chiloé, cuya extensión será de más de 3.000 kilómetros y suministrará energía a más del 96% de la población del país.

La interconexión del SING y SIC ha dado origen al Sistema Interconectado Nacional (SIN) que tiene, según esta ley, un Coordinador del SIN, organismo independiente de las empresas del sector, sin fines de lucro, con personalidad jurídica cuya base son las funciones de los actuales Consejos Económicos de Despacho de Carga (CDEC), entes privados, autónomos e independientes, con la normativa existente antes de la Ley N° 20936. Este Coordinador, entre otras responsabilidades, supervisa los costos: principalmente, el costo variable de la operación de cada unidad generadora que, según su tecnología, corresponde al costo directo o evitable por unidad de energía producida. En el caso de centrales hidráulicas de embalse, se calcula como un costo de oportunidad, que es el costo esperado en el futuro que conlleva su uso inmediato. En el caso de centrales térmicas, el costo variable está determinado por el rendimiento de la unidad y el valor del combustible que emplea, en tanto el costo marginal corresponde al costo variable de la unidad generadora que debería aumentar su producción para abastecer la demanda incremental del sistema. Los principales aportantes de energía eléctrica al SIC a fin de 2016 —año seco— fueron las centrales térmicas: cuando se reduce el aporte de las hidroeléctricas, se genera un costo marginal más alto.

Ante esta necesidad, el Proyecto de Línea de Transmisión Eléctrica Cardones Polpaico tiene como objetivo reforzar el Sistema Troncal del SIC entre la subestación Cardones, ubicada al sur de Copiapó, y la subestación Polpaico, ubicada al norte de Santiago. Ese reforzamiento busca suplir la carencia de transmisión eléctrica en la parte norte del SIC, carencia que se da por la congestión que presentan hoy las líneas de transmisión en dicho sector. Este proyecto tiene una extensión aproximada de 753 km, un costo aproximado de US$1.000.000.000 y comprende las regiones de Atacama, Coquimbo, Valparaíso y Metropolitana. Este proyecto permitirá abastecer de energía a dichas zonas, inicialmente con 900 MW y eventualmente con 1.500 MW. Esta obra se ha retrasado por la oposición de grupos interesados, ante lo cual se deberá poner en operación por etapas. En consecuencia, cuando se concluya esta línea de transmisión, el sistema nacional estará efectivamente unificado.

No obstante este valioso proyecto, la creciente oferta de energía eléctrica derivada de la energía fotovoltaica producida en el norte del país no cuenta con suficientes vías de transmisión al centro del país, donde se encuentra el mayor consumo. Entre el año 2011 y 2015 la capacidad instalada de las energías renovables, básicamente fotovoltaica y eólica, se quintuplicó desde 540 a 2.649 MW, según datos de la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA). Desde octubre de 2015 en la zona norte del SIC se produce tanta energía eléctrica de fuentes renovables que su precio marginal baja a cero peso ($0). A este precio, las empresas de energías renovables que deben vender sin contratos, por ejemplo, a clientes domiciliarios, no financian la inversión en la que incurrieron al instalar una planta. Este fenómeno se produce en las horas de más sol o más viento durante el lapso de tiempo con que operan las centrales de generación eléctrica, es decir entre las 10 y 19 horas; a veces, más tarde, cuando suele haber viento fuerte.

De lo expuesto se deduce que los pequeños consumidores de energía eléctrica —la población de viviendas— tendrán que proveerse de electricidad desde fuentes que almacenen energía que pueda transformarse en su momento en energía eléctrica, o bien proveniente de centrales termoeléctricas que operen con gas natural, que es el menos contaminante de los combustibles fósiles. Las energías renovables son estupendas fuentes de energía limpia y respecto de ellas se han logrado y se lograrán grandes progresos tecnológicos. Sin embargo, ellas no son todavía suficientemente eficientes, de manera que se debe recurrir a energías no renovables convencionales y, además, tiene que realizar un desarrollo importante de la transmisión eléctrica para hacer llegar la energía eléctrica a los consumidores desde los numerosos puntos de generación.

3.3. Generación distribuida

La Ley de Generación Distribuida, N° 20571 (Ley de Net Metering, Medición Neta) permite que los hogares o empresas puedan generar su propia energía en base a las energías renovables no convencionales. Así en el caso de la energía fotovoltaica, el sistema generador fotovoltaico-hogar-red del usuario, hogar o empresa, posee un medidor bidireccional que cuenta tanto la energía que se consume desde la red eléctrica como aquella que se inyecta en forma de excedente, generando, por lo tanto, dos valores. Según esta ley, el excedente del usuario de la red tiene el derecho de vender sus excedentes directamente a una distribuidora eléctrica a un precio regulado. En consecuencia, el cliente únicamente paga a su compañía distribuidora el consumo neto. Este sistema presenta las siguientes ventajas:

• Ahorro de consumo eléctrico por parte de la distribuidora.

• Permiso para la autogeneración de energía.

• Oportunidad para ofrecer la energía no consumida a la red de distribución.

Un estudio encargado por la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol) sobre la situación de la energía fotovoltaica a nivel de consumidor final en Chile, indicó que, en las condiciones actuales del mercado, la devolución del Net Metering en nuestro país es de nueve años. El informe concluyó que la energía solar residencial no es lo suficientemente atractiva económicamente para su masificación y asegura que el retorno máximo debería ser de cinco años. Pero el objetivo del estudio no es sólo ver la situación del mercado solar en los hogares, sino analizar si realmente la Ley N° 20.571, que entró en vigencia en octubre de 2014, ha incentivado la implementación de instalaciones fotovoltaicas en las casas.

Según la investigación, hasta el momento, existirían menos de 50 instalaciones acogidas a la ley, inyectando energía a la red, mientras que actualmente hay unas 2.000 solicitudes a nivel nacional, cifra aún baja frente al potencial de energía solar que tiene el país. Donde sí se está observando un gran avance es en las plantas industriales de menor tamaño, enfocadas a un barrio o localidad específica, como es el caso de la planta fotovoltaica de la empresa Cintac, Maipú, uno de los emblemas de este modelo.

3.4. Bibliografía

1. Antecedentes del mercado eléctrico. http://www.electricas.cl/temas-estrategicos/antecedentes-del-mercado-electrico/ (Revisado 15-2-2018).

2. ¿Cómo funciona el sistema interconectado central? https://sic.coordinadorelectrico.cl/novedades/como-funciona-sistema-interconectado-central/ (Revisado 15-2-2018).

3. Compensación de Proyectos Eléctricos, Mercado eléctrico chileno. http://hrudnick.sitios.ing.uc.cl/alumno14/compensa/Proyecto%20final.htm (Revisado 4-6-2018).

4. Ley de Transmisión Eléctrica N° 20936, Biblioteca del Congreso Nacional. https://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=1092695 (Revisado 5-6-2018).