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Empresas & Mercados

2016 será récord en entrada de capacidad eléctrica, pero la demanda continuará plana

Gustavo Orellana 25/01/2016

Este año entrarán al sistema más de 3.000 MW entre el SIC y el SING, cifra equivalente a casi 5 veces la capacidad de la central Ralco. Se trata no sólo de unidades ERNC sino que también de plantas a gas, como Kelar y a carbón (Cochrane II).

Del fantasma del déficit al superávit. 2016 marcará un récord en el sector eléctrico, con la entrada de más de 3.000 MW en capacidad instalada, hito pocas veces visto en la industria y que, aportará holgura al sistema eléctrico nacional ad portas de la unión del SING y el SIC.

Se trata del mayor crecimiento histórico de la capacidad instalada, sumando ambos sistemas. En 2009, otro año récord, entraron en operaciones 1.858 MW -según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE)-, mientras que en 2012 lo hicieron 1.140 MW.

El año pasado, en tanto, sólo se sumaron al sistema 540 MW, la mayoría ERNC.

En cambio, para este 2016 se espera que entren en operaciones unidades por un total de 3.114 MW, de acuerdo con las proyecciones de los CDEC y la Comisión Nacional de Energía. Se trata de 52 iniciativas, la mayoría de ellas renovables, la mayor parte de ellas en el SIC aunque por potencia, el mayor aporte estará en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).

Otro punto importante es que, salvo en el caso de Cochrane II -ligada a AES Gener y de 236 MW- las empresas que desarrollan estos nuevos proyectos son actores que no forman parte del grupo dominante, integrado por la propia filial de AES Corp más Endesa, Colbún y E-CL y que durante los últimos años han dominado esta industria.

Esto está en línea con la búsqueda de más competencia que busca introducir la gestión de Máximo Pacheco en el ministerio de Energía. 

Este crecimiento de la capacidad instalada, si bien se sustenta en centrales renovables, también está integrado por unidades convencionales que entrarán principalmente en el norte. La mayor de todas es Kelar, central que construye un consorcio coreano por mandato de la minera BHP Billiton. El proyecto, en plena construcción, aportará 517 MW al sistema eléctrico siendo por lejos la iniciativa más grande de todas las que entrarán este año.

Otro proyecto importante es la central combinada Atacama I -anteriormente conocida como Cerro Dominador- que integra una central fotovoltaica y otra termosolar. El calendario que manejan los CDEC y la CNE habla de entrada en operaciones  durante este año, pero las dudas sobre el futuro de la compañía española podrían modificar esos planes.

En el caso del SIC, el grueso de las nuevas iniciativas está dado por unidades renovables, que en los siguientes 12 meses se espera la entrada en operación de 1.351 MW de nueva capacidad renovable “de los cuales 940 MW son solares, 298 MW eólicos, 109 MW hídricos, y 5 MW de cogeneración. Cabe destacar que parte importante de los proyectos de generación han adelantado su fecha de entrada en uno o dos meses con respecto a las fechas informadas en el mes anterior”, advierte la consultora Systep, que lidera el ingeniero Hugh Rudnick.

Variables

La combinación entre unidades convencionales y renovables es muy relevante porque las centrales ERNC, principalmente eólicas y solares, tienen bajo factor de planta. Es decir, no están inyectando la mayor parte del tiempo. En el caso de las eólicas se suma otro elemento: son difíciles de predecir pues, a diferencia del sol, no es tan fácil estimar las horas del día en que estarán operativas. Para el sistema del norte, la principal consecuencia será una baja en los costos de operación del sistema, que en diciembre anotaron un promedio en torno a US$50 por MWh. Según Systep, el año que viene el promedio proyectado será cercano a US$37 por MWh, lo que se mantendrá con la entrada de las nuevas iniciativas.

“Considerado el escenario de demanda base, se proyecta un costo marginal promedio en la ventana de 12 meses de 36,9 US$/MWh. Para los escenarios de baja demanda y alta demanda los costos proyectados alcanzan los valores de 35,8 US$/MWh y 38,6 US$/MWh respectivamente. Lo anterior indica que los proyectos de generación previstos para el año 2016 serían suficientes para mantener costos marginales en torno a los 37 US$/MWh incluso en un escenario de alta demanda”, señala la consultora en su último reporte mensual.

Todo esto, antes que los dos sistemas se fusionen creando una única red eléctrica nacional, lo que ocurrirá apenas se apruebe el proyecto de ley de Transmisión, actualmente en trámite en el Congreso, y además entre en operaciones la línea que unirá la subestación Crucero-Encuentro con Los Changos, en Mejillones, y de ahí hasta Cardones, la región de Atacama.

Menor demanda

Otro punto que aportará a la mayor holgura del sistema es la baja en la demanda estimada para los próximos años. En diciembre de 2015, la demanda máxima en el SIC fue apenas 1,3% mayor a la máxima demanda registrado en diciembre de 2014, según datos del CDEC, mientras que las ventas esperadas de energía en diciembre de 2015 llegaron a 4.298,5 GWh, 2,1% superior a los 4.210,9 GWh comercializados en el mismo mes del año anterior.

En el SING, en tanto, la demanda creció respecto a 2014 pero menos que lo estimado inicialmente.

“Conforme a la última información publicada por el CDEC-SING y lo informado por los grandes consumidores del SING, durante el año 2015 se observó un crecimiento de la demanda de un 7% que resultó inferior a lo proyectado al mes de diciembre de 2014 (16,5%). Asimismo, el CDECSING proyecta para este año un crecimiento de la demanda de un 14%. Sin embargo, considerando el escenario actual de desaceleración de la actividad minera en el país que ha involucrado anuncios de paralización de algunas faenas y la reducción de la producción de otras, no es posible garantizar que las proyecciones de demanda se mantengan en el corto plazo”, plantea Systep.

Las estimaciones de demanda ya han sido corregidas por la Comisión Nacional de Energía. Hace sólo cinco años se pensaba que sería necesario incorporar 1.000 MW extra de capacidad instalada cada año -por lo menos hasta 2030-, para hacer frente a una fuerte expansión de la demanda eléctrica que entonces se esperaba creciera en torno al 5%-6% cada año.

Pero la realidad ha sido diferente. La demanda de energía no ha crecido al ritmo que se anticipaba en ese entonces y, además, su expansión se moderará en el mediano plazo, considerando las últimas proyecciones que son mucho más conservadoras respecto a lo que se tenía antes.

Así, mientras el informe técnico de precio de nudo de octubre de 2010, elaborado por la Comisión Nacional de Energía esperaba que para 2020 el país alcanzara una demanda de electricidad de 97.873 GWh sumando SING y SIC. Esto supone, si se tiene en cuenta que la relación actual entre capacidad instalada y demanda máxima es de 2,5 veces promedio, que la capacidad instalada que requeriría el país sería de al menos 27.932 MW, es decir, casi 8.000 MW más que la capacidad actual.

Pero cinco años después, en el informe de octubre pasado, la proyección de demanda bajó a 82.870 GWh para el mismo año, lo que supone que la potencia instalada a nivel país debiera estar en torno a los 23.650 MW. 

Esto supondría que el país necesitaría instalar 3.729 MW adicionales a lo ya existente. Es decir, entre un escenario y otro hay casi 4.280 MW que ya no será necesario incorporar debido a que las perspectivas de demanda eléctrica se han reducido.

Esto supone una inversión de entre US$5.564 millones si se considera inversión en centrales de ciclo combinado con gas natural, o hasta US$14.552 millones si se hiciera con centrales hidroeléctricas de pasada o US$12.840 millones para centrales a carbón.


Los proyectos clave que entrarán en operaciones

1. Kelar, la primera gran unidad liderada por una empresa minera

Kelar es la más grande de todas las centrales de generación que entrarán en operaciones durante este año. La iniciativa es financiada, diseñada, construida y operada por Kelar S.A. consorcio conformado por Korea Southern Power Co. (65%) y Samsung C&T Corp. (35%).

En 2014, BHP Billiton adjudicó a este consorcio un contrato de energía a largo plazo para desarrollar el proyecto Kelar, como resultado de un proceso de licitación competitivo. La empresa mantenía este proyecto hace largos años, pero inicialmente utilizaría carbón como combustible.

Su entrada en operaciones tiene por objeto abastecer de energía las operaciones de los proyectos de expansión de Minera Escondida, que está desarrollando inversiones importantes en los proyectos OGP1 y OLAP.


2. ¿Partirá Atacama I? La planta termosolar pionera en Latam

Los problemas para el desarrollo de toda la cartera de proyectos de Abengoa han salpicado a su proyecto más importante en Chile: Atacama Solar I.

En diciembre, la empresa explicó a PULSO que realizaría ajustes a toda su cartera de proyectos en el país, incluyendo esta iniciativa que, por lo demás, tiene comprometida parte de su energía con distribuidoras eléctricas.

“La compañía, como parte de su plan de reestructuración, está llevando a cabo ajustes continuados que implican, entre otros, la reducción de plantilla en sedes y el trasvase de equipos. Todo ello con el fin de adaptar la operativa a los objetivos de eficiencia y cumplir con los objetivos de competitividad necesarios en la coyuntura actual”, señaló a fines del año pasado la empresa española.


3. Cerro Pabellón, central geotérmica de ENAP y ENEL

No entrará hasta 2017, pero cuando lo haga marcará un hito para el sector eléctrico chileno pues será la primera central geotérmica no sólo de Chile, sino que de Sudamérica.

Además, será la primera geotérmica construida a una cota de 4.500 metros sobre el nivel del mar. Se estima que el proyecto entrará en operación durante el primer semestre de 2017.

Con una capacidad instalada de 48 MW, el proyecto geotérmico requiere una inversión de aproximadamente US$320 millones, lo que se traduce en US$6,6 millones por MW.

Una de las dudas que queda por dilucidar es qué pasará con la participación que tiene ENAP en la sociedad, donde comparte propiedad con la italiana ENEL. La empresa estaría buscando reducirla del 40% actual a 20%.

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