El costo de la energía se está transformando en una pesada mochila para las industrias que operan en el Sistema Interconectado Central (SIC), que abastece al 92% de la población entre Taltal y Puerto Montt y que cuenta con más de 19.000 kilómetros de líneas de transmisión. Es aquí donde se ha registrado un alza de los costos sostenida en los últimos años, motivada principalmente por el uso de combustibles como el diésel, que ha llevado a compañías como Empresas CMPC -ligada al grupo Matte- a la decisión de cerrar una de sus filiales que produce papel de diario sólo por el alto precio de la energía, de la cual es consumidor intensivo.

Los expertos del sector confirman que “el SIC vive un momento muy complejo. Tanto así, que a los próximos años podríamos denominarlos como una ‘travesía por el desierto’”, plantea la ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía y gerenta general de la consultora Energética, María Isabel González. Dice que esto se explica por la combinación de dos fenómenos: la falta de generación eficiente y la estrechez para transmitir energía.

Esta visión es compartida por Francisco Aguirre, de Electroconsultores, quien describe que los costos están altos y no son homogéneos porque el sistema es ineficiente. Aguirre es concluyente: “El SIC, que se logró hacer en un solo sistema en los ‘70, está regresando a la prehistoria, con muchos subsistemas chiquititos”.

En un mapa de los problemas que aquejan al SIC, los analistas del sector afirman que las deficiencias se agrupan en cuatro: una congestión en la transmisión; el desacople de precios en distintas áreas; altos costos marginales; e incertidumbre respecto al desarrollo de proyectos eléctricos. 

TACO EN EL TRONCAL

La capacidad de transmitir energía entre la Tercera y la Décima Región del país está en entredicho. Entre 2014 y 2017 se espera que el sistema enfrente congestión y menor seguridad, dada la falta de nuevas líneas que permitan transportar la energía. El sector crítico será desde el sur de Copiapó (Cardones) hasta la zona de Quillota, en Valparaíso. Esto sólo debería aliviarse hacia 2018, cuando entren en operación las nuevas líneas que van a construir la colombiana ISA y la española Elecnor en distintos sectores del sistema.

Mejorar la posibilidad de transportar energía es la piedra angular para aliviar, en parte, otros problemas del SIC, como los altos costos y, sobre todo, la falta de homogeneidad en los precios entre distintas partes del país.

¿Cómo se llegó a esto? Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec, dice que fue porque cuando se planificó la red, se estimaba que la energía sería en base a gas y se generaría en el centro del país. No se requeriría aumentar la capacidad de líneas para el Sur ni el Norte. Pero eso cambió con la crisis del gas, y hoy existe demanda de energía de proyectos de inversión en el Norte Chico y el centro. Esto hizo necesario construir nuevas líneas para aprovechar la generación hídrica más económica del Sur.

El sistema de transmisión se está fortaleciendo para aprovechar la hidroelectricidad del Sur.

Los problemas de transmisión han dejado a la vista una controversia basada en las diferencias en los costos que existen en distintas zonas del sistema en diferentes momento del día, lo que especialistas han llamado un desacople en los costos de distintas áreas. Algunos expertos distinguen hasta siete sectores con precios muy diferentes. Lo más evidente está entre la zona centro con Charrúa (al norte de Concepción) y el sector de Diego de Almagro en Atacama, donde durante algunas horas del día el costo marginal puede ser radicalmente distinto (más de un 300% de diferencia), especialmente cuando hay precipitaciones en el Sur.

Esto no sólo evidencia los problemas en transmisión dado que los costos deberían ser homogéneos en todo el sistema, sino que también ha provocado que un grupo de pequeños generadores de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) del Sur levanten la voz. Hasta ahora son 17 firmas con una potencia de unos 200 MWh las que alegan que se les está discriminando frente a grandes generadores. Reclaman que mientras ellos no pueden recibir ingresos extras derivados de los altos costos que hay en el centro y el norte del país, un gran generador sí puede hacerlo. Según su análisis, el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), organismo independiente que administra el sistema y que tiene por objetivo garantizar la seguridad del servicio y la operación más económica de las instalaciones, está haciendo una mala interpretación de la ley al dejarlos fuera de este beneficio. Se estima que en julio pasado hubo US$ 27 millones que fueron reliquidados y este grupo de empresas no recibió ese beneficio. Para el caso de la central El Manzano, una minihidroeléctrica de 5 MW ubicada en la Región de La Araucanía, se estima que dejará de recibir US$ 2 millones por este concepto hasta 2018, según explican en la empresa.

Para intentar solucionar esto, este grupo de generadores se ha reunido seis veces con el Ministerio de Energía, pero también han mantenido encuentros con la Cámara de Diputados, la Comisión Nacional de Energía y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. De hecho, en la Cámara Baja se comprometieron a estudiar el tema para ver si era necesario impulsar un proyecto de ley en esta materia.

Para algunos expertos, la interpretación del CDEC es correcta. Los que tienen derecho a beneficiarse de los altos costos de la zona norte son quienes pagan el “flete” por transportar su energía hasta ese sector, situación de la que las firmas ERNC están exentas por ley. Recalcan que la normativa vigente les otorga el derecho a las empresas de recurrir directamente al Panel de Expertos frente a este tipo de situaciones. Hasta el momento no se han presentado reclamos formales ni al CDEC ni al panel.

Pedro Matthei, presidente de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), dice que esta situación podría provocar un desincentivo al desarrollo de las ERNC dado que los pequeños generadores no convencionales tendrían un diferencial de precio sobre el 60% respecto a uno grande, y que, además, se podría dar que el sistema esté desacoplado por más del 80% del tiempo al no haber capacidad suficiente de transmisión. 

DIÉSEL MARCA EL COSTO

Uno de los elementos que determinan el precio de la energía para las empresas es el costo marginal. En lo que va de 2013, éste se ubica en promedio en unos US$ 184 por MWh, según los datos que maneja María Isabel González. Una cifra alta, que se explica por la falta de precipitaciones, con un trienio 2010-2012 que ha sido calificado como uno de los más secos en la historia, y que ha obligado a que parte de la energía que requiere el sistema se esté generando con diésel, el combustible más caro.

Según González, si existiera generación eficiente como el carbón, el costo marginal no superaría los US$ 80 el MWh. Visión compartida por Francisco Aguirre, quien agrega que el costo seguirá alto hasta 2018, cuando entren nuevos sistemas de transporte que permitan llevar la energía económica que se produce en el Sur hacia zonas de mayor demanda, como la Región Metropolitana y el Norte Chico.

Según la proyección que hace el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), el costo marginal durante lo que resta del año y hasta abril debería continuar sobre los US$ 120 por MWh. Luego dependerá de las precipitaciones.

DÉBIL OFERTA A FUTURO

Según un estudio, la demanda de energía crecerá en torno a un 4% y 5% anual entre 2014 y 2028. Esto implicará casi duplicar el consumo actual de energía en 14 años. Según Francisco Aguirre, que la demanda crezca a ese ritmo significa que cada diez meses debe ingresar al sistema, al menos, una central de 300 MW para inyectar energía. La realidad ha mostrado lo contrario, especialmente por la creciente oposición a proyectos de generación (como HidroAysén, Castilla o Barrancones), lo que ha frenado el ritmo deseado. Un informe preliminar de la Comisión Nacional de Energía, dice que entre diciembre de 2013 y abril de 2018 habrá 1.700 MW en construcción en el SIC (300 MW son eólicos y 150 MW solares).

Según la visión de Aguirre, el alto precio de la electricidad inhibe el desarrollo de iniciativas industriales y, al haber menos actividad, también habrá menos estímulo para realizar proyectos. Los expertos concuerdan que hay que tomar varias medidas para solucionar esta situación. Pero lo más urgente es contar con un liderazgo potente en el país, que ponga sobre la mesa la necesidad de tener energía base disponible, ya sea hidroeléctrica de gran tamaño o carbón. O asumir que, si no se hace, habrá importantes consecuencias.

*Encuentre la versión extendida de este reportaje en la próxima edición de revista Qué Pasa Minería.