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Desarrollo del Sistema Interconectado del Norte Grande

SystepChile enfrenta una alta incertidumbre en el desarrollo de sus fuentes de generación eléctrica, que está reflejándose en altos costos de operación de sus grandes sistemas eléctricos. En esta editorial el análisis se focaliza en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), con un estudio de su evolución futura y del rol que jugará el gas en su desarrollo.

Desarrollo histórico del SING

La expansión del SING ha estado intrínsecamente ligada al desarrollo de la industria minera en el Norte Grande, que requirió inicialmente de generación térmica a carbón para suministrar energía confiable a su creciente demanda. Un cambio importante en su desarrollo se produce en 1995, cuando se concretó el acuerdo de integración gasífero entre Chile y Argentina. A partir de 1999 se integró el gas natural a la matriz de generación del SING, a un precio muy atractivo. Se realizaron inversiones en gasoductos y centrales de ciclo combinado, desplazando generación de mayor costo, junto con una importante reducción de emisiones. Los cortes de gas desde Argentina a partir del año 2004, si bien no interrumpieron el abastecimiento eléctrico, impactaron de forma importante el costo de generación. Las centrales a gas mantuvieron su disponibilidad mediante el uso de combustibles alternativos (diesel), situación que coincidió con un alza histórica de los precios internacionales del petróleo. La matriz se readecuó, volviendo a la expansión vía centrales a carbón, e incorporando el gas natural licuado (GNL) para alimentar las centrales de gas existentes.

Proyección de la demanda

Más del 90% de la demanda del SING corresponde a grandes clientes, tanto mineros como aquellos que prestan servicios asociados a la minería. La tasa promedio anual de crecimiento de la demanda (Figura 1) en el periodo 1998-2011 fue del 6,2%, tasa que se mantendría a futuro según la Comisión Nacional de Energía (CNE), tal como reporta para el periodo 2012-2022 en la Fijación de Precio de Nudo de abril de 2012 para el SING.

La proyección de demanda en el SING exige un tratamiento especial, dada la importante contribución de los grandes clientes. Es necesario modelar explícitamente cada uno de los grandes consumos mineros, resultando en un comportamiento temporal escalonado de la demanda, dadas las características propias de los proyectos mineros.

Los nuevos proyectos mineros para los próximos 10 años equivaldrán a una demanda máxima de 1.581 MW adicionales (Tabla 1) (según información suministrada por los consumidores al CDEC-SING a febrero de 2012). Esta cifra refleja únicamente aquellos proyectos que han sido informados al operador a la fecha indicada, pudiendo crecer con nuevos desarrollos mineros y/o industriales a futuro.

Si a esto se suma la demanda máxima proyectada de los consumidores existentes, se estima un consumo total aproximado de 3.053 MW en el SING para el año 2014, cifra que para el año 2016 y 2018 se incrementaría a 3.585 MW y 3.952 MW respectivamente. Este crecimiento de la demanda implicará un desafío importante no sólo para los generadores del SING, que deberán incorporar nuevas unidades eficientes para abastecer los nuevos consumos, sino que también para la demanda minera, que deberá identificar los mecanismos necesarios para lograr adecuados contratos de suministro para responder a sus necesidades.

Capacidad instalada de generación y proyecciones

El SING presenta un alto nivel de sobreinstalación, producto de la llegada del gas natural argentino y, junto con ella, de una competencia desmedida resultante entre grandes consorcios internacionales, que llevó a la instalación de grandes ciclos combinados. A julio de 2012, la capacidad instalada neta es de 3.942 MW (sin considerar la central Salta de 633 MW), mientras que la generación máxima bruta a la fecha es de 2.162 MW. Es importante destacar que cerca de un 40% de la capacidad instalada neta es en base a gas y otro 10% corresponde a centrales diesel que teóricamente sólo operan como respaldo. Cabe destacar que durante el 2011 entraron en operación las centrales Hornitos (170 MW) y Andina (169 MW) de E-CL, y la central Angamos (528 MW) perteneciente a AES Gener. Según la CNE se encuentran en construcción 21,6 MW, de los cuales 4,6 MW corresponden a proyectos Diesel y 17 MW corresponden al proyecto de cogeneración de Noracid.

El Sistema de Evaluación Ambiental (SEA) registra en los últimos 6 años un número importante de proyectos de generación que podrían ser desarrollados a futuro. Se registran proyectos equivalentes a 6.997 MW, de los cuales 4.008 MW son proyectos aprobados y 2.289 MW son proyectos en calificación (Tabla 2).

Destaca una importante participación de proyectos solares, con un 41,6% de la capacidad total, seguido por proyectos a carbón y eólicos con un 25,3% y 22,8%, respectivamente.

Dentro del portafolio de proyectos de generación convencionales se destacan las centrales Mejillones N°4 y N°5 (750 MW brutos, carbón), Cochrane de AES Gener (532 MW brutos, carbón), Pacífico de Río Seco S.A.(350 MW brutos, carbón), Kelar de BHP Billiton (500 MW brutos, carbón, se estaría evaluando convertir este proyecto a GNL) y Patache de Central Patache S.A (110 MW brutos, carbón). Además, se evalúa la posible instalación de un terminal tipo Floating Storage and Regasification Unit (FRSU) por parte de GasAtacama, el que fue recientemente adjudicado a Golar LNG, donde la decisión final de construcción dependerá de que se logre la firma de contratos de suministro (PPA) con grandes clientes.

Existe una creciente preocupación por parte de las empresas mineras respecto a asegurar un suministro eléctrico seguro y a precios razonables en el largo plazo. Esto se ha traducido en que algunas de ellas busquen obtener los permisos ambientales necesarios para la construcción de una central, la que posteriormente sería licitada y operada por un tercero (aunque tampoco se descarta que finalmente sea desarrollada por la misma empresa minera en cuestión). En la actualidad, al ya mencionado proyecto Kelar de BHP Billiton se suma Codelco con los proyectos Salar (60 MW) y Eólica Calama (250 MW), entre otros.

En el ámbito regulado del SING, que no supera el 10% de la demanda total, se ha llevado a cabo una licitación de suministro, la que se adjudicó Edelnor con un precio de oferta de 89,99 US$/MWh por un total de 2.300 GWh/año en el periodo 2012-2026. El precio indexado a julio del 2012 corresponde a 71,31 US$/MWh, donde los indexadores definidos por Edelnor dependen en un 59,4% de la variación del índice de precios del GNL y en un 40,6% de la variación del CPI.

Situación de suministro y precios proyectados

La generación bruta de energía eléctrica en el SING alcanzó 15.889 GWh en el año 2011, siendo las empresas con mayor generación E-CL, Norgener (AES Gener), GasAtacama y Eléctrica Angamos (AES Gener), con una participación de 39,9%, 14,0%, 13,4% y 12,5% del total respectivamente, con lo que suman cerca del 80% del mercado de la energía. Desde el punto de vista de los combustibles el principal es el carbón, siendo su participación en el año 2011 de un 69,8% de la generación bruta del SING, seguido por el gas natural licuado con un 25,8%, el diesel con un 2,7%, el fuel-oil con un 1,2% y la hidráulica con un 0,4%. Se debe destacar que para el mes de julio de 2012 la participación del carbón presentó un valor promedio del 80%, siendo su valor máximo de 90,6% durante la semana del 6 al 12 de febrero de 2012.

La Figura 2 ilustra el comportamiento histórico de la generación según tipo de combustible en el SING, junto con el costo marginal promedio en la barra Crucero 220 kV. Se observa una creciente participación del carbón, explicado por la entrada reciente de centrales relevantes como Angamos, Hornitos y Andina, y por variaciones en la disponibilidad y precio del gas natural.

Desde el punto de vista del costo marginal, el valor promedio del año 2011 en la barra Crucero 220 kV fue de 95,8 US$/MWh (46,3 $/kWh). Este valor es similar al costo promedio marginal de lo que va corrido del año 2012 (95 US$/MWh), con un valor máximo de 519,4 US$/MWh y un mínimo de 36,7 US$/MWh, con una desviación estándar de los promedios diarios de aproximadamente 71,2 US$/MWh, siendo la variación de los costos de los combustibles, en particular del GNL, la que influye en forma importante en los costos marginales del sistema. En este sentido, durante los últimos años se ha observado una importante variación en la declaración de los precios del GNL que las centrales realizan al CDEC-SING. Por ejemplo, en lo que va corrido del año 2012, se observa un valor promedio de 10,8 US$/MMBTU (considerando las centrales Atacama, Mejillones y Tocopilla), siendo el valor máximo de 24,8 US$/MMBTU en las centrales Mejillones y Tocopilla y el mínimo de 0 US$/MMBTU en estas mismas centrales. Por otra parte, el valor promedio del carbón ha sido de 108,2 US$/Ton, con un máximo de 136,6 US$/Ton en la central Angamos y un mínimo de 80,6 US$/Ton en la central Mejillones. En el caso del diesel, el costo promedio ha sido de 875,9 US$/m3, con un máximo de 944,6 US$/m3 en la central Tarapacá y un mínimo de 763,8 US$/m3 en la central Iquique.

El efecto del GNL en los precios

La expectativa futura de costos marginales del sistema necesariamente se debe analizar bajo un contexto de incertidumbre respecto al precio y la disponibilidad limitada del GNL. En este sentido, los altos precios del GNL deberían reducirse en la medida que se firmen nuevos contratos, tras la expiración de los actuales, y en un mercado internacional del GNL que debería ver incrementada su oferta, tras los recientes descubrimientos de reservas económicamente explotables de shale gas. De acuerdo a lo anterior, fuentes del mercado estiman que en el mediano plazo el GNL que llega al SING debería estar en el rango de 10 US$/MMBTU a 13 US$/MMBTU. Un segundo aspecto relevante para la operación del sistema es qué centrales contarán con GNL, pues no importaría que tan bajo sea su precio si tan solo una fracción de las centrales que pueden ocupar este combustible disponen de él. GasAtacama ha informado que, de mantenerse las condiciones actuales, no contará con gas al menos hasta el 2016, año en que entraría en operación un terminal propio de regasificación. Por otra parte, y de mantenerse sin modificación los contratos actuales, E-CL contaría a fines del 2012 con GNL para operar una parte de su capacidad en base a gas, siendo aún incierto lo que ocurrirá con el resto de la capacidad en base a este combustible.

Existe un gran abanico de posibles combinaciones respecto al futuro precio y disponibilidad del GNL, las cuales tendrían directa incidencia en el CMg del sistema. Así, entre los años 2013-2015 y ante un crecimiento explosivo de la demanda y con la actual de disponibilidad de GNL, el costo marginal promedio podría llegar incluso a estar en rangos del orden de 190 US$/MWh. En el periodo 2015-2017 y ante la entrada de algunos proyectos convencionales de generación en etapas avanzadas de desarrollo, junto con una mayor disponibilidad del GNL, se podría observar una disminución del costo marginal promedio, el que estaría en rangos de 105 US$/MWh. Finalmente, para el periodo comprendido desde el año 2018 en adelante, y tras la entrada de todos los nuevos proyectos de generación y con una mayor disponibilidad de GNL para todas las unidades del SING (a precios de 11 US$/MMBTU), el costo marginal promedio estaría en rangos en torno a los 85 US$/MWh.

GNL como alternativa al carbón

Dado el alto crecimiento esperado de la demanda, resultaría razonable contar con una alternativa de combustible, como el GNL, para mitigar en parte los riesgos e incertidumbres en la operación económica futura del SING. Mantener una apuesta por una única fuente de energía, como podría ser el carbón, es riesgoso, como se demostrara cuando nos hicimos altamente dependientes del gas. En este sentido, la llegada del GNL al SING tras la entrada del terminal de GNL Mejillones permitió un aumento en la diversidad y seguridad energética, existiendo a nivel internacional múltiples proveedores de este combustible. El terminal Mejillones inició sus operaciones en abril de 2010, firmando contratos hasta septiembre de 2012 con las empresas Minera Escondida de BHP Billiton, Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi, Compañía Minera el Abra y la División Codelco Norte. A partir de octubre de 2012 el terminal GNL Mejillones operará como un terminal de acceso abierto para ofertar la capacidad adicional de regasificación y almacenaje a terceros.

El creciente rechazo que están enfrentando las centrales a carbón podría representar una oportunidad para alternativas a gas, siempre que existan consumidores dispuestos a firmar contratos y viabilizar con ello estas alternativas. De acuerdo a lo indicado previamente, habría suficientes nuevos proyectos mineros que requerirán suministro. El GNL brinda además una mayor diversificación de proveedores y ventajas tales como la reducción de la huella de carbono, reducción de la contaminación local y una mejor respuesta dinámica ante contingencias, logrando un mejor margen operativo del sistema y mayor seguridad. Se mencionó el proyecto de GasAtacama de desarrollar un terminal flotante, pero para su construcción se requiere que en forma previa se firmen contratos de suministro con grandes consumidores por más de 500 MW. Otra opción para aumentar la disponibilidad de GNL consiste en incrementar la capacidad de gasificación de GNL Mejillones a 11 MMm3/día, lo cual significaría un incremento de 1.100 MW adicionales de capacidad equivalente.

Estarían dadas las condiciones necesarias para que el GNL pueda llegar a ser una alternativa frente al carbón, aunque quedarían por dilucidar interrogantes no menores, y que pueden definir las condiciones de esta competencia: ¿Será posible materializar proyectos a carbón en el mediano o largo plazo, o el rechazo social impedirá que esta alternativa sea instalada masivamente? ¿Enfrentaría este mismo rechazo una nueva central a GNL? ¿Cuál será la disponibilidad de GNL para las centrales existentes? ¿A qué precio llegará el GNL en el largo plazo a Chile, y en particular al SING?. Respecto a esta última interrogante, es relevante indicar lo que ocurre actualmente en mercados internacionales tales como Estados Unidos, Asia o Europa, con un importante desacople entre sus precios. Efectivamente, durante el 2012 el valor de referencia del Henry Hub (EEUU) ha estado en torno a los 2,5 US$/MMBTU, mientras que los valores de referencia en los mercados de Alemania y Japón se encuentran en torno a los 12,0 y 16,0 US/MMBTU, respectivamente [1]. En la medida que los productores de Estados Unidos logren permisos de exportación, estos precios deberían tender a confluir a un valor intermedio, lo que influirá en el precio final del GNL para el mercado chileno.

Un rol central tendrá el gas no convencional o shale gas, que ha sido el causante del aumento explosivo de las reservas de gas en Estados Unidos, con la consecuente caída del precio en el mercado interno de ese país. Según cifras de la Energy Information Administration (EIA), no sólo Estados Unidos posee importantes reservas de shale gas, sino que países como China, Rusia, Argentina, Australia y México también contarían con reservas significativas de este combustible. Sin embargo, aún en los mejores escenarios, la explotación comercial de la mayoría de las reservas recuperables de shale gas demorarían al menos una década. Además, no sólo se tienen que mejorar ciertos aspectos tecnológicos, como el mecanismo de fracturación del terreno o el uso excesivo de agua, sino que también superar obstáculos políticos.

Energías renovables

La generación renovable no convencional (ERNC) en el SING es limitada, correspondiendo en la actualidad únicamente a tres centrales minihidráulicas. En el año 2011, su participación fue sólo de 16,6 GWh, quedando un déficit de 150,4 GWh de ERNC bajo la actual normativa (Ley 20.257). Se debe recordar sin embargo que bajo el actual marco legal, el requerimiento ERNC puede ser acreditado con centrales tanto del SING como del SIC.

Si bien existe una gran expectativa y potencial respecto al potencial aporte de las energías renovables en este sistema, particularmente en energía solar, es incierto el financiamiento de gran parte de los proyectos reportados en el SEA. Un reciente estudio realizado por el CDEC-SING titulado “Plan Integración ERNC al SING” estableció que el potencial de proyectos ERNC equivalen a 5.790 MW, donde las plantas solares (con tecnologías de concentrador solar y fotovoltaica) participan con un 75%, correspondiendo el restante 25% a centrales eólicas.

Es un gran desafío el viabilizar la integración de las ERNC al SING, no sólo en el ámbito económico sino que también en el técnico. De hecho, el estudio titulado “Efectos Técnico-Económicos de la Integración de Energía Eólica en el SING” realizado por el CDEC-SING muestra que con una penetración de 150 MW eólicos ya se presentan limitaciones para el control de la frecuencia. Esto hace que se requieran mayores niveles de reserva (el estudio considera restricciones vigentes de mínimo 70 MW de reserva primaria y 30 MW de reserva en giro), con el consecuente incremento en el costo de operación del sistema. Sin duda este incremento no sería explicado únicamente por la inclusión de energías renovables, sino que también por el ingreso de unidades térmicas de mayor capacidad. Por ejemplo, el ingreso de una unidad térmica de 350 MW también implicaría el aumento del requerimiento de reserva para mantener los estándares de seguridad con los que actualmente se opera el sistema.

El hecho de que los proyectos térmicos presenten tiempos de construcción mayores, y que a la vez enfrenten un rechazo creciente para su ejecución, abre una ventana de oportunidades a las centrales ERNC. Primero se deberá resolver los desafíos técnicos que supone su conexión al SING, de manera de garantizar una operación segura y confiable del sistema.

Por Systep, consultora chilena altamente especializada en el campo de los estudios técnicos y económicos del sector energético.

[1] “An Unconventional Bonanza”, The Economist

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