PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE

FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

 

 

INFORME FINAL

gCentrales Termoeléctricas,

 Mercados e Implicanciash

 

 

Curso: Mercados Eléctricos

Profesor: Ricardo Silva G.

Alumnos: - Juan Miguel Casar A.

                 - Alejandro Navarro E.

 

 

 

 

 

 

 


TEMARIO

 

Antecedentes Generales

 

Mercado de Generación

Ø      Competencia en el mercado de generación

Ø      Mercado no Regulado

 

Centrales Termoeléctricas

Ø      Centrales Termoeléctricas y Medio Ambiente

Ø      Centrales de ciclo Combinado no Tradicionales: Ciclo combinado de gasificación integrada

 

Centrales Térmicas en Chile

 

Mercados de Suministros

Ø      Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)

Ø      Sistema Interconectado Central (SIC)

Ø      Reservas Carboníferas

Ø      Mercado Nacional

Ø      Demanda Nacional

Ø      Reservas y Características

Ø      Mercado Nacional

 

Ventajas y Desventajas de Centrales Térmicas

 

Proyecciones de Mercados Futuros

 

Conclusiones

 

Bibliografía

 

 

 

 

 


1         Antecedentes Generales

 

La importancia de la energía eléctrica más allá de permitir disfrutar y utilizar una inmensidad de productos electrónicos y brindar luz, es un bien que es complementario a diversas actividades, y constituye un insumo en diversos procesos productivos, ejemplo de ello son montones, basta señalar que la industria entera se paralizaría, al menos en la forma que se conoce actualmente, al producirse la desaparición de la energía eléctrica.

La industria de la energía eléctrica comprende básicamente tres etapas:

 

  1. Generación: proceso de producción básico de energía a partir de diversos recursos, como el aprovechamiento de las caídas de agua, mediante la combustión de derivados del petróleo o del carbón, etc.
  2. Transmisión: es el transporte de energía en altos niveles de voltaje.
  3. Distribución: es el transporte de energía en bajos niveles de voltaje y la entrega a consumidores medianos y pequeños.

 

Hay dos formas de medir la electricidad. La potencia, que esta asociada al flujo de electrones que pasan por un conductor en una unidad de tiempo determinada, se mide en watts. La energía, que es el flujo total de electrones que pasan en un tiempo determinado, se mide en watts-hora. La energía que se puede producir en un periodo determinado de tiempo estará determinada por la disponibilidad del recurso que se utiliza para su producción, carbón, uranio, reserva de agua, etc, mientras la potencia máxima que puede producir un sistema estará determinada por la capacidad instalada de generación. Debido a que la energía eléctrica no puede almacenarse, ésta debe adaptarse a cada instante a la demanda generada por los consumidores, es por ello que cuando se dimensiona la capacidad de generación, transmisión  y distribución de un sistema se realiza sobre la base de la potencia máxima requerida. Por lo tanto, para tener un sistema confiable de suministro de electricidad, éste deberá tener una potencia máxima superior a la demanda máxima y se deberá disponer de los recursos energéticos suficientes para satisfacer la demanda de energía en un período de tiempo dado.

Estas dos formas de cuantificar la electricidad representan dos bienes distintos en la industria eléctrica. Ambos bienes están relacionados, ya que de las definiciones recién dadas es posible deducir que la energía es el producto entre la potencia y el tiempo en que se la está utilizando. Sin embargo, el costo de proveer ambos bienes es distinto, y su utilidad para el consumidor final también. Siendo la energía eléctrica un bien de almacenamiento costoso, resulta fundamental para el consumidor final disponer de energía eléctrica en la oportunidad en que se la va a demandar. Además, cuando la demanda excede a la oferta, se podría presentar una caída total del sistema. Ello hace que la energía y la potencia sean dos bienes distintos, tanto desde el punto de vista de la oferta como desde el punto de vista de la demanda.

Existe también una dimensión espacial del abastecimiento de energía, que es importante tomar en cuenta, debido a que la localización de la generación y de la demanda normalmente están separadas en el espacio. Este fenómeno se refleja en el caso de Chile en una estructura de precios tanto para energía como para potencia.

Actualmente, la industria eléctrica en Chile comprende cuatro sistemas principales:

 

 

Adicionalmente, existe un número importante de pequeños sistemas de auto-producción que no se encuentran conectados a los sistemas anteriores.

 

 

2         Mercado de Generación

 

Generación

La electricidad es una forma secundaria de energía que es posible producir mediante el potencial hidroeléctrico, la energía nuclear, la combustión del carbón, leña, derivados del petróleo o gas natural.

Las características que se toman en cuenta para evaluar la conveniencia de una planta generadora son: los costos de inversión por unidad de potencia producida y los costos de operación. Por ejemplo, las centrales hidroeléctricas tienen costos de operación muy bajos, pero altos costos de inversión y grandes plazos de construcción. Por otro lado, las plantas de generación a gas tienen mayores costos de operación, pero menores costos de inversión. Entonces tenemos que, por las características de su funcionamiento, las centrales termoeléctricas son las que se deberían usar en los períodos punta.

La existencia de economía de escala en la generación ha sido ampliamente analizada, estudios como Del Sol y Pérez (1995) establecen que: gla comparación que puede ser más significativa para el caso chileno es aquella que se hace con economías de escala a nivel de empresa. Como la ley establece que el sistema chileno debe operar como si fuera una gran empresa con muchas centrales (esto justamente da la optimalidad a la regla de precios a costo marginal), entonces es de esperar que con nuestro nivel de generación en el Sistema Interconectado Central se estarían agotando las economías de escala y entraríamos a una región de retornos constantes... Sin embargo, aun así estamos bastante lejos de los niveles donde podrían empezar a ocurrir algunas deseconomías de escala... En vista de esto, concluimos que el sector de generación, tomado como un todo, tendría moderadas economías de escala o estaría llegando a un nivel en el cual no hay economía ni deseconomías de escala.h

De cualquier modo, es preciso señalar que la existencia de economías de escala en generación se producen antes, vale decir, una vez realizada la inversión y determinado el tamaño de la planta, las economías o deseconomías de escala desaparecen.

Además, las inversiones, asociadas a la construcción de una planta generadora, representan un costo hundido. Es decir, una vez construida una represa para una central hidroeléctrica o una planta de generación térmica, el costo alternativo de las inversiones realizadas es cero o casi nulo.

Las alternativas que se tienen en cuenta a la hora de decidir la construcción de una central generadora, las definen, para las plantas hidroeléctricas, la capacidad de la hoya hidrológica, y luego de realizada la inversión, no es posible aumentar dicha capacidad. Para el caso de las centrales térmicas, en el caso de las que funcionan a gas, se ha observado que un tamaño óptimo de capacidad es de aproximadamente 340 MW, como lo reflejan las capacidades de las plantas a gas proyectadas por la Comisión Nacional de Energía.

 

 

 

Tarifa de energía a nivel de generación

De acuerdo a la legislación Chilena vigente son regulados, en carácter de máximos, los precios aplicables al suministro de empresas generadoras a empresas distribuidoras (denominados precios de nudo, para un consumo menor a los 2 MW de potencia). Los precios cobrados a los grandes usuarios (con capacidad instalada de consumo superior a 2MW de potencia) son libres, estos se denominan clientes libres y pactan los precios con sus suministradores.

En el caso de Chile, el criterio básico de tarificación de energía en generación-transmisión usa el concepto de costo marginal de corto plazo. Sin embargo, con el fin de evitar bruscas fluctuaciones en el corto plazo en los precios de la energía eléctrica, se promedian los costos marginales esperados de los próximos 4 años. Así, se logra una señal de precios más estable para los clientes regulados.

La tarificación de la energía en el Sistema Interconectado Central es una de las más complejas a nivel mundial. En efecto se trata de un sistema basado en la generación hidroeléctrica con capacidad de regulación interanual. En años hidrológicos normales, cerca del 80% de la energía generada proviene de plantas hidroeléctricas, el resto de la energía es generada utilizando centrales térmicas y turbinas a gas. Entre la generación hidroeléctrica, destaca la del Lago Laja, cuya capacidad de regulación interanual es una fracción significativa del consumo anual de energía. Esta característica hace que el costo marginal de energía dependa de la gestión de las aguas del Lago Laja[1].

El precio de la energía se determina mediante un modelo matemático de programación dinámica, que permite evaluar la gestión óptima del Lago laja. Dicho modelo requiere los siguientes datos: la evolución del consumo eléctrico futuro, el programa de instalación de nuevas centrales, los costos variables de operación de las centrales, los costos de racionamiento, la estadística de generación de las centrales actuales y futuras, y el stock actual de agua del Lago Laja. El modelo permite obtener los costos marginales esperados futuros del SIC. Se calcula el promedio ponderado de estos valores para los próximos cuatro años, utilizando como factor de ponderación, la energía actualizada. El valor resultante es el denominado precio de nudo básico de energía, el cual se utiliza para tarificar los suministros de energía efectuados desde el SIC a las empresas distribuidoras, al nivel de 220Kv en el área de Santiago (Nudo Alto Jahuel-Cerro Navia). Este cálculo se realiza semestralmente, en los meses de abril y octubre de cada año.

El Sistema Interconectado del Norte Grande y los Sistemas aislados de Aysén y Magallanes poseen una mecánica de tarificación mucho más simple, ya que se trata de sistemas basados en generación térmica, y por tanto no cuentan con la incertidumbre hidrológica. En este caso, el modelo de optimización puede hacerse sobre bases determinísticas. Tampoco se requiere de un modelo de programación dinámica para determinar la gestión óptima del sistema, ya que en este caso el óptimo intertemporal es simplemente la suma de los óptimos de cada período.

Los precios máximos mencionados son fijados por decreto del Ministerio de Economía, fomento y reconstrucción sobre la base de los cálculos de la Comisión nacional de Energía. El precio cobrado a los grandes usuarios (potencia instalada superior a 2MW) es libre, ya que la ley supone que su capacidad de negociación es más alta y además tienen la posibilidad de auto proveerse de energía.

Con el fin de que los precios fijados obedezcan a las tendencias del mercado, el artículo 101 del DFL 1/82, disponen que los precios de nudo no deben diferir en más de 10% de los precios libres. La comisión Nacional de energía verifica que se cumpla esta condición en el Informe Técnico de cálculo de los precios de nudo, ajustando los precios regulados si fuera el caso. Con esto la legislación chilena le da un rol importante a los precios de mercado que se generan libremente entre generadores y clientes no regulados. Esto indica que los precios regulados deben seguir necesariamente las señales dadas por el mercado. Ejemplo de ello es que hasta el año 1997 se han debido ajustar los precios de nudo regulados sólo en dos oportunidades, la primera de ellas fue en octubre de 1991, cuando los precios determinados por la CNE, de acuerdo al costo marginal esperado, debieron ser subidos en un 4.6% para seguir a los precios libres. La segunda vez fue en abril de 1993, cuando los precios calculados por la CNE debieron ser reducidos en un 2.1% para seguir nuevamente a los precios libres. Lo anterior significa que en general, hay una fuerte correlación en el movimiento de los precios libres y los determinados mediante el modelo de la CNE, por lo tanto, el precio de nudo, al cual los generadores les venden a las empresas distribuidoras está fijado por la autoridad económica a un nivel competitivo, y por lo tanto socialmente eficiente.

En lo anterior fue posible apreciar que el calculo de la tarifa para la generación se realiza a partir del modelo de la CNE, el cual se basa principalmente en la incertidumbre provocada por la disponibilidad del recurso agua en las centrales hidroeléctricas, de lo que se desprende que en generación térmica no existe tal incertidumbre, por lo que se sabe cuales son los costos de operación y mantenimiento en forma más determinística, esto unido a que los costos de inversión en una central termoeléctrica son menores, hacen necesario y motivante un análisis acabado sobre su funcionamiento, mercado, costos, y factibilidad de convertirse en un recurso tal vez cada vez más utilizado, alguien podría estar pensando que con el recurso hidrológico se ahorra dado sus costos de operación bajísimos, lo cual es cierto, no obstante sus costos de inversión son elevadísimos, y los costos de operación de la termoeléctricas con la aparición del gas natural y del ciclo combinado están bajando considerablemente, lo cual convierte a la central térmica en una alternativa real para satisfacer la creciente demanda por energía eléctrica, además estos proyectos toman un tiempo menor de puesta en marcha por lo que pueden responder a las necesidades del mercado en forma más eficiente. Teniendo esto en cuenta y los antecedentes generales antes señalados se comenzara un interesante análisis sobre las centrales termoeléctricas y el gran potencial que constituyen.

¿Es competitivo el Mercado de Generación?

Para ver si el mercado es competitivo o no se analizarán en primer término el mercado de generación como un todo, haciendo énfasis en el mercado regulado y luego el mercado de clientes libres, para el primero se analizará particularmente el caso del SIC ya que concentra la mayor cantidad de clientes regulados y al mayor porcentaje de la población del país, y para el segundo caso nos referiremos al sistema en su totalidad, teniendo en cuenta que la mayor cantidad de clientes libres se encuentra conectado al SING.

 

2.1.1          Competencia en el mercado de generación

Sabemos que existe competencia cuando la participación en el mercado es diversificada, o dicho de otro modo cuando un solo agente no es capaz de afectar los precios por si mismo, cuando existe perfecta información sobre los precios y finalmente cuando no existen barreras de entrada para nuevos competidores. A continuación se analizarán uno a uno dichos aspectos.

 

  1. Participación en el mercado eléctrico

 

Para poder entender su evolución se debe comprender que se pensaba de él hace algunos años. Hace poco tiempo podía observarse una alta concentración en la generación, de hecho las autoridades económicas mostraban bastante preocupación por una supuesta falta de competencia en generación y transmisión en el SIC, fenómeno que atribuían a la alta concentración del mercado, a la integración que muestran algunas empresas del sector y a la concentración de los derechos de agua en unas pocas empresas. Impresión que no surgía de la nada, como se puede ver en el siguiente cuadro la alta concentración era y es un hecho.

 

Participación de Mercado de generación eléctrica del SIC[2]

 Empresa

1995

2005

Endesa

60%

48%

Chilgener

22%

22%

Colbún

12%

12%

Otros

6%

18%

 

Esto puede llevar a prácticas monopólicas por parte de la generación. Para evitarlo la comisión nacional de energía sugirió a la fiscalía económica poner límites a la participación accionaria en empresas que forman parte de un grupo integrado verticalmente y modificaciones del marco legal que rige a las transacciones que se realizan entre generación, transmisión y distribución, por ejemplo se han introducidos aumentos en las multas por falta de suministro, cambios en las bases para calcular el VAD, todas acciones conducentes a llevar los beneficios a los clientes.

No obstante, el dinamismo que ha mostrado el mercado eléctrico nacional. Va en contra de lo señalado por la autoridad en su oportunidad, en el sentido que en la industria se han ido produciendo cambios continuamente, ya sea de participación en el mercado, de rotación de clientes o de aparición de competencia. Por ejemplo, la entrada del gas natural y de nuevas tecnologías supone y ha constituido un cambio significativo en los actores que componen el segmento de generación. Situación que es perfectamente apreciable en el siguiente gráfico.

 

Capacidad instalada por empresa en SIC

Diciembre 2002

Empresa

Potencia Bruta

Potencia Bruta

Operadora

Instalada [MW]

Instalada [%]

ARAUCO GENERACION S.A.

53,0

0,79%

GENER S.A.

781,4

11,61%

COLBUN S.A.

1.175,0

17,45%

ENDESA

2.100,3

31,20%

GUACOLDA S.A.

304,0

4,52%

PANGUE S.A.

467,0

6,94%

PEHUENCHE S.A.

623,0

9,25%

S.E. SANTIAGO S.A.

379,0

5,63%

SAN ISIDRO S.A.

370,0

5,50%

IBENER S.A.

124,0

1,84%

ACONCAGUA S.A.

97,9

1,45%

PETROPOWER S.A.

48,6

0,72%

PILMAIQUEN S.A.

39,0

0,58%

PULLINQUE S.A.

48,6

0,72%

H.G. VIEJA Y M. VALPO.

39,3

0,58%

OTRAS

82,8

1,23%

Potencia Total Instalada

6.732,9

100,00%

 

En el cual, al compararlo con la participación en 1995, es posible apreciar las variaciones que ha tenido el sector, de hecho han aparecido nuevos competidores y la participación de Endesa ha diminuido. Lo que ratifica el dinamismo que presenta el segmento de generación.

 

  1. Información perfecta

 

Como en todo sabemos que la perfección es sólo un ideal inalcanzable, un modelo al cual nos gustaría llegar pero el que sin duda constituye sólo una guía de acción, por lo que la información perfecta no existe, pero si se puede lograr que tanto consumidores y oferentes estén lo más informados posibles, ya sea de los precios, de la cantidad consumida, de los parámetros que se utilizan para la construcción de la tarifa, etc. Esto es posible mediante un marco legal que establezca claramente los derechos y obligaciones de cada uno de los agentes participes del negocio eléctrico, no obstante el marco legal vigente si bien ha permitido el correcto desarrollo del mercado eléctrico en los últimos veinte años se hace necesaria una renovación de esta legislación, dada la nueva tecnología  el aumento en el parque de generadores y en el consumo de energía y potencia.  Por ejemplo, falta de definiciones en la legislación vigente ha llevado a situaciones de conflicto, relacionadas con áreas de influencia, mecanismos de prorrata y peajes entre los distintos agentes que participan en la industria, lo cual marca la necesidad que la empresa y la autoridad mejoren aún más la transparencia y los mecanismos a través de los cuales se realizan las transacciones entre los distintos agentes del sector, esto se ratifica en que el desarrollo de una competencia efectiva en generación depende de que la transmisión sea transparente desde la perspectiva de cada generador. Sin embargo, indefiniciones en la actual ley han generado situaciones de desencuentro que equívocamente podrían llevar a la autoridad a restringir el ámbito de acción de los distintos agentes que participan en la industria. Ello se manifiesta al momento de evaluar posibles prácticas anticompetitivas, donde resultaría erróneo atribuir características monopólicas a una empresa sólo por el hecho de tener una participación significativa en el mercado. Para evaluar si el comportamiento de una empresa es atentatorio contra la competencia, se debe analizar la estructura económica subyacente y, en particular, la presencia de barreras de entrada que inhiban el ingreso de potenciales competidores al sector, siendo este punto el que se analizará con mayor detalle a continuación.

 

  1. Existencias de barreras de entrada

 

El sector generación posee ciertas características que se relacionan con la presencia o ausencia de barreras de entrada y que condicionan su desarrollo, estas son:

 

Economías de escala en Centrales Hidroeléctricas

 

De este gráfico es posible ver que una vez que las centrales están establecidas no existen grandes diferencias en sus costos medios en relación a su capacidad de potencia instalada, mas bien se mantienen en torno a los 27.4 Mills/KWh, lo cual demuestra fehacientemente la inexistencia de economías de escala en la generación.

 

Crecimiento Demanda Neta Actual

(1985-2003)

(las columnas representan el consumo de energía y la línea el % de crecimiento)

Nota: El año 2003 contiene la demanda y el crecimiento acumulada a abril de 2003

Fuente: Fijación de Precios de Nudo abril de 2003 SIC, Informe Técnico Definitivo 

 

La situación antes descrita se nota claramente en los gráficos, donde es posible apreciar que la tendencia de la demanda ha sido duplicarse cada diez años, de hecho en el primer gráfico se observa que entre 1985 y 1995 la demanda por energía eléctrica experimento un aumento de 96.4% y entre 1992 y 2002 experimentó un aumento de 99.45%, las proyecciones realizadas por la CNE, mostradas en el segundo gráfico, indican que está tendencia se mantendrá en el tiempo, crecimiento aproximado de un 111% en diez años, lo que ratifica la existencia de un amplio margen para el ingreso de nuevos competidores.

 

Ø      Preservar la seguridad de servicio en el sistema eléctrico.

Ø      Garantizar la operación más económica par el conjunto de las instalaciones del sistema.

Ø      Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión establecidos mediante concesión.

Ø      Facturar las transferencias de electricidad entre empresas generadoras de acuerdo a los costos marginales de corto plazo del sistema.

Ø      Establecer condiciones de equidad para la comercialización de energía por parte de las empresas generadoras.

 

Como es posible apreciar mediante este organismo se reafirma la competencia, ya que los precios son fijados de acuerdo al costo marginal de corto plazo, y se busca la operación más económica del sistema, vale decir se despachan o ponen en funcionamiento primero las centrales de menores costos marginales y de ahí en orden creciente hasta satisfacer la demanda, esto garantiza la eficiencia del mercado, ya que producen los más baratos y se utiliza lo que ellos producen, situación que ocurre en los mercados competitivos.

 

Plan de obras de la CNE

(abril de 2003)

Fecha de entrada

Obras recomendadas

Potencia

Febrero 2005

Aumento de capacidad A.Jahuel-Polpaico 220 kV a 500 kV

Línea Ancoa-Rodeo-Polpaico 500 kV

390 MVA

1400 MVA

Julio 2005

Instalación 2do Transformador S/E Maitencillo 220/110 kV

Instalación 3er Transformador S/E Pan de nterc 220/110 kV

75 MVA

75 MVA

Octubre 2005

Aumento de capacidad C.Navia-Polpaico 220 kV

300 MVA

Enero 2006

Aumento de capacidad Charrúa-Concepción 220 kV

300 MVA

Abril 2006

Nueva línea Charrúa-Temuco 220kV

1x270 MVA

Julio 2006

Línea de interconexión SIC-SING

Segundo circuito Diego de Almagro-Carrera Pinto 220 kV

Línea Carrera Pinto-Cardones 220 kV

Nueva línea Cardones-Maitencillo 220kV

Línea Maitencillo – Pan de nterc 220kV

Línea Pan de nterc – Los Vilos 220kV

250 MW

210 MVA

210 MVA

200 MVA

235 MVA

230 MVA

Abril 2007

Central a gas ciclo combinado 1

372.6 MW

Enero 2008

Central a gas ciclo combinado 2

372.6 MW

Octubre 2008

Central a gas ciclo combinado 3

372.6 MW

Abril 2009

Línea de interconexión SIC-SADI

400 MW

Enero 2010

Central a gas ciclo combinado 4

372.6 MW

Octubre 2010

Central a gas ciclo combinado 5

372.6 MW

Octubre 2011

Central a gas ciclo combinado 6

Central Hidroeléctrica Neltume

372.6 MW

400 MW

Abril 2012

Central a gas ciclo combinado 7

372.6 MW

 

En  el Plan de Obras se  observa claramente el aumento de las centrales a gas natural de ciclo combinado, lo que lleva a pensar en la gran importancia que está cumpliendo la entrada de este combustible en la competencia de este segmento, de hecho es posible apreciar que sólo para el 2010 se prevé la entrada de una central hidroeléctrica, lo que tira por tierra la influencia de la concentración de los derechos de agua. Además se observa un aumento en el parque generador, situación que ratifica el crecimiento de la torta que conlleva a que nuevos competidores entren al mercado, haciéndolo cada vez más competitivo.   

            Otro factor que influye en el mercado de generación es la integración vertical entre generación y transmisión, la cual es absolutamente posible con la legislación vigente y puede favorecer a un generador-transmisor siempre y cuando se puedan producir problemas de competencia y situaciones de asimetrías de información con otros generadores por el uso de la transmisión, además se puede incrementar el poder de negociación del generador-transmisor en la prestación del servicio de transmisión. Para impedir estos beneficios de la integración vertical que atentan contra la competitividad del mercado analizado, se podría pensar en solucionar el problema de raíz y eliminar legalmente la integración, vale decir prohibiéndola mediante una ley, no obstante en este caso el remedio es peor que la enfermedad, primero porque la desintegración forzada generará pérdidas patrimoniales a los dueños de la compañía integrada, ellas corresponden a una expropiación de la propiedad por lo que los inversionistas deberán ser recompensados, lo que sin duda será un costo no deseado para el estado, representando una disminución del bienestar social; segundo y más importante es que la desintegración forzada provocaría una mayor exposición del segmento generación a prácticas monopólicas por parte del segmento de transmisión, debido a que los generadores establecidos no cuentan con la posibilidad de construir su propio sistema de transmisión, no teniendo así un instrumento que les permita amenazar y disciplinar el comportamiento del transmisor establecido. En este sentido, el restringir la integración vertical en el segmento generación-transmisión crea barreras de entrada que inhiben el ingreso de nuevos generadores al mercado, frenando el desarrollo de una competencia efectiva en el segmento generación, por lo que si el objetivo de la legislación es permitir la competencia en generación, entonces se debe garantizar que el acceso al negocio de la transmisión sea equitativo para los generadores, y que su desarrollo no se vea amenazado por dicha competencia. De lo anterior se desprende que prohibir la integración es contraproducente a la hora de eliminar los beneficios que producen para los integrados y que juegan en contra del desarrollo de un mercado competitivo, en vez de prohibirlo existen varios mecanismos para lograr minimizar e incluso eliminar estos efectos, entre ellos destacan, el despacho controlado por el CDEC, los VNR a usar en el cálculo de las tarifas deben ser de conocimiento público, los peajes adicionales deben ser anunciados cada seis meses por la empresa transmisora, existe obligatoriedad de interconexión y la empresa transmisora informa respecto de la forma en que se deben conectar a sus instalaciones. Los beneficios de la integración también se han ido debilitando producto del incremento en la competencia para abastecer a los grandes consumidores (clientes libres), los que en forma creciente están llamando a licitación para contratar sus suministros. Además la presencia de gas natural en el SIC está generando una situación donde la integración de ambos segmentos no presenta ventajas concretas, de hecho al encontrarse este tipo de centrales muy cerca de los consumos, su demanda por servicios de transmisión, como ya se había mencionado, es pequeña o casi nula. Aún así, está en mejorar la legislación, de manera de minimizar los conflictos entre los distintos actores que participan en el segmento de Generación-Transmisión, conflictos que mayoritariamente se debe a indefiniciones que presenta la actual legislación.

 

2.1.2          Mercado no Regulado

De acuerdo a  todos los argumentos antes desarrollados podríamos concluir que existe competencia en el mercado de la generación, no obstante para validar aún más esta afirmación analizaremos un caso especial del mercado eléctrico que es aquel que dice relación con los clientes libres, y que posee todas las características antes señaladas de competitividad, pero que además presenta algunas particularidades que lo hacen un elemento interesante de análisis. Para describir dicho mercado se debe señalar quienes son los demandantes y quienes son los oferentes, en este contexto podemos observar tres tipos de relaciones:

  1. Clientes no regulados lejos de las zonas urbanas, y que por tanto no tienen un acceso factible a las redes de subtransmisión, situación por la cual tiene sólo dos opciones para satisfacer su suministro, uno es por la vía de autogeneración y otra es por la compra directa a generadores
  2. Clientes no regulados cerca del área urbana, cuyo suministro puede ser satisfecho tanto por generadores como por la distribuidora concesionada para su área, teniendo siempre la posibilidad de autogeneración.
  3. Clientes no regulados dentro de áreas urbanas, en esta caso el suministro que requiere el consumidor libre puede ser suministrado por la distribuidora del área de concesión, siendo está la alternativa económica más viable para el cliente y en menor medida por autogeneración, siempre y cuando el tamaño de la planta así lo requiera.

Se observa, por lo tanto, que la venta de energía y potencia a los clientes libres es llevada a cabo por generadores y distribuidoras, no obstante, de acuerdo a la legislación vigente, las ventas a clientes no regulados que realizan las distribuidoras en sus respectivas áreas de concesión se contabilizan en la Comisión Nacional de Energía como ventas indirectas de los generadores, dado que las distribuidoras compran esa energía por cuenta del cliente final a un generador determinado, a un precio que tampoco está regulado. Esto hace que la competencia no sólo sea entre generadores, sino que las distribuidoras se pueden meter a competir por captar clientes libres, situación que con fuerza realiza Chilectra al concentrar un alto porcentajes de las ventas indirectas. Ello dado por su alta participación en el mercado y por su presencia en Santiago donde se ubica una cantidad no despreciable de clientes libres. Esta competencia se puede ver afectada por la participación en el mercado, pero mirar sólo la participación en el mercado no revela el dinamismo competitivo que puede haber en la práctica en las transacciones comerciales que se están llevando a cabo. Dicho dinamismo puede evidenciarse en cambios en las participaciones de mercado de los distintos oferentes a través del tiempo y en la rotación que se observa en los suministradores de clientes relevantes. La variabilidad en las participaciones de mercado tiene su contraparte real en múltiples negociaciones de contrato que tienen lugar entre los clientes no regulados y suministradores (generadores y distribuidores). Los clientes libres han ido internalizando las ventajas de explotar la competencia entre sus oferentes, lo que ha llevado al perfeccionamiento de los mecanismos de asignación de contratos de suministro y abriendo la posibilidad de cambiar de proveedor en cada asignación. Además, grandes empresas consumidoras de electricidad que comienzan operaciones año a año van también negociando suministro a través de licitaciones cada vez más complejas y competitivas. Otro aspecto relevante y producto de la competencia es que los precios contemplados en los contratos han ido crecientemente reduciendo los márgenes de comercialización, de hecho los operadores coinciden en señalar que los precios de la energía han ido pasando desde gprecios de nudo más algo a precios de nudo menos algoh[3]. Es importante señalar también que en el caso del mercado de los clientes no regulados, la legislación también establece mecanismos que facilitan un acceso igualitario, tanto a la infraestructura de transmisión como de subtransmisión. Además los generadores y distribuidoras están prestando servicios complementarios que se podría pensar disminuyen la competitividad, ya que ahora el bien no sería único, como es el caso de la electricidad, sino que es diferenciado, sin embargo, esto no ha implicado un obstáculo significativo a la competencia en el mercado de clientes no regulados, ya que la forma de producción de estos servicios contempla insumos que están disponible para cualquier oferente de forma equitativa, por el contrario ha facilitado las cosas, debido a que los productores al tener que atraer clientes no regulados han debido internalizar las ventajas de la competencia.

En el caso de mercado no regulado la operación del sistema eléctrico igualmente esta a cargo del CDEC respectivo, el que se justifica debido a la imposibilidad de acumular energía en forma significativa, por lo que opera con el fin de conseguir un funcionamiento óptimo del sistema mediante despachos que minimizan los costos de operación independientemente de los compromisos comerciales de las empresas dueñas de las centrales eléctricas. Lo que hace  que la actividad física de generación eléctrica sea separable de la venta de energía y potencia por parte de las empresas generadoras. Aunque, dichas empresas se cuidan de no comprometer la venta de energía y potencia que no puedan cubrir en condiciones climáticas adversas, la posibilidad de realizar transferencias entre generadores a través del CDEC les lleva a jugar, en cierta forma, un rol de distribuidores mayoristas. La lucha por los contratos de suministros a los clientes libres adquiere así un sentido económico, ya que las empresas generadoras intentan conseguir una demanda estable por un producto que, de otra forma, se vendería a un precio muy variable (mercado Spot) o a precios regulados a las distribuidoras, por lo que la presencia de clientes libres ratifica la presencia de competitividad en el mercado de generación. 

Para dejar completamente en evidencia que la generación es un negocio competitivo se analizará la forma en que se comportan los precios en dicho mercado, este grado de competencia estará dado por el comportamiento de los precios en relación a mercados competitivos o a algún patrón de referencia competitivo. En el caso de la generación eléctrica existen tres precios relevantes:

  1. El costo marginal de corto plazo, o mercado spot dado por el CDEC, para las transferencias entre generadores.
  2. El precio de nudo o regulado, para las ventas de electricidad de generadoras a distribuidoras, que estas últimas realicen a clientes regulados, porque como se analizó las distribuidoras también pueden negociar si sus clientes finales son consumidores libres(Ventas Indirectas)
  3. El precio prevaleciente en el mercado de clientes no regulados.

Los dos primeros precios son fijados administrativamente y no determinados por el mercado. Sin embargo, los criterios usados en su determinación, cumplen dos requisitos:

En consecuencia, la forma en que se relacione el precio del mercado de clientes no regulados con los dos precios fijados puede dar pistas del grado de competencia en ese mercado. En otras palabras, siendo el precio en el mercado de clientes regulados el único que se determina libremente, su relación con los precios administrados que se suponen reflejan una situación competitiva para la industria como un todo, indicará cuan manipulados pueden estar los precios no regulados por algún agente monopólico.

Para analizar estas relaciones, generalmente, se utiliza un modelo econométrico de series de tiempo, este análisis busca revelar el tipo de estructuras dinámicas que caracterizan la evolución de los precios mencionado, para lo cual se utilizan técnicas de cointegración con corrección de errores, la que permite distinguir claramente las relaciones de corto y largo plazo de estas variables, así como su causalidad temporal, es decir, la forma en que estas interactúan y se afectan en el tiempo. En este caso el estudio fue llevado a cabo por Felipe Morandé y Raimundo Soto[4] y las principales relaciones que arrojan son las siguientes:

 

            Concluyendo este barniz del mercado de generación es posible notar que realmente constituye un mercado competitivo como un todo, tanto en su faceta regulada como en su faceta libre, ya que presenta un dinamismo en la participación de las empresas, no existen barreras relevantes a la entrada de nuevos competidores, los precios se mueven de acuerdo a mercados competitivos, y existe un marco legal que facilita la información entre los agentes económicos, siendo esta información imprescindible para el correcto funcionamiento y desarrollo de la industria, por lo que se hace necesaria su adecuación y perfeccionamiento al contexto actual, definiendo claramente los elemento que hasta el momento han causado controversia(por ejemplo zonas de influencia, peajes adicionales, etc.), todo ello para que el mercado se vuelva cada vez más competitivo, situación que, sin duda alguna, finalmente favorece a todos los ciudadanos.

 

3         Centrales Termoeléctricas

 

Antes de hablar de centrales termoeléctricas se debe saber qué es una Central Eléctrica, ésta es el conjunto de máquinas motrices, generadores, aparatos de maniobra y protección, etc. que sirven para la producción de energía eléctrica. Ahora que se tiene esto en mente se puede decir que una central eléctrica se denomina térmica o termoeléctrica cuando la energía eléctrica se produce a través de máquinas térmicas (turbinas de vapor, turbinas de gas, motores diesel, etc...). Es decir, más específicamente una central termoeléctrica es una instalación en donde la energía mecánica que se necesita para mover el rotor del generador y, por tanto, obtener la energía eléctrica, se obtiene a partir del vapor formado al hervir el agua en una caldera. El vapor generado tiene una gran presión, y se hace llegar a las turbinas para que en su expansión sea capaz de mover los álabes de las mismas.

En las centrales termoeléctricas se produce aproximadamente las tres cuartas partes del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro planeta, esto radica fundamentalmente en:

Las centrales térmicas o termoeléctricas empezaron a desarrollarse por el año 1890, ya en forma comercial, a base de motores térmicos. Por el año 1910 comenzaron a tener la disposición que mayoritariamente se usa hoy en día (central termoeléctrica clásica), modelo que poco a poco está siendo desplazado por las centrales de ciclo combinado que presentan costos de inversión y operación atractivos para invertir en ellas, aspecto que será analizado más adelante en el presente trabajo. Surgen aquí dos dudas absolutamente válidas: ¿qué son las centrales termoeléctricas clásicas? y ¿qué son las centrales termoeléctricas de ciclo combinado?, a continuación se explicarán cada una de ellas.

 

Centrales termoeléctricas clásicas

Se denominan centrales termoeléctricas clásicas o convencionales aquellas centrales que producen energía eléctrica a partir de la combustión de carbón, fuel oil o gas en una caldera diseñada para tal efecto. El apelativo de "clásicas" o "convencionales" sirve para diferenciarlas de otros tipos de centrales termoeléctricas (nucleares y solares, por ejemplo), las cuales generan electricidad a partir de un ciclo termodinámico, pero mediante fuentes energéticas distintas de los combustibles fósiles empleados en la producción de energía eléctrica desde hace décadas y, sobre todo, con tecnologías diferentes y mucho mas recientes que las de las centrales termoeléctricas clásicas.

Independiente de cuál sea el combustible fósil que utilicen (fuel oil, carbón, etc.), el esquema de funcionamiento de todas las centrales termoeléctricas clásicas es prácticamente el mismo. Las únicas diferencias consisten en el distinto tratamiento previo que sufre el combustible antes de ser inyectado en la caldera y en el diseño de los quemadores de la misma, que varían según sea el tipo de combustible empleado.

Una central termoeléctrica clásica posee, dentro del propio recinto de la planta, sistemas de almacenamiento del combustible que utiliza (parque de carbón, depósitos de fuel oil) para asegurar que se dispone permanentemente de una adecuada cantidad de éste. Si se trata de una central termoeléctrica de carbón (hulla, antracita, lignito,...) es previamente triturado en molinos pulverizadores hasta quedar convertido en un polvo muy fino para facilitar su combustión. De los molinos es enviado a la caldera de la central mediante chorro de aire precalentado.

Si es una central termoeléctrica de fuel oil, éste es precalentado para que fluidifique, siendo inyectado posteriormente en quemadores adecuados a este tipo de combustible.

Si es una central termoeléctrica de gas los quemadores están asimismo concebidos especialmente para quemar dicho combustible.

Hay, por último, centrales termoeléctricas clásicas cuyo diseño les permite quemar indistintamente combustibles fósiles diferentes (carbón o gas, carbón o fuel oil, etc.); éstas reciben el nombre de centrales termoeléctricas mixtas.

Una vez en la caldera, los quemadores provocan la combustión del carbón, fuel oil o gas, generando energía calorífica. Esta convierte a su vez, en vapor a alta temperatura el agua que circula por una extensa red formada por miles de tubos que tapizan las paredes de la caldera. Este vapor entra a gran presión en la turbina de la central, la cual consta de tres cuerpos, de alta, media y baja presión, respectivamente, unidos por un mismo eje. En el primer cuerpo (alta presión) hay centenares de álabes o paletas de pequeño tamaño. El cuerpo a media presión posee asimismo centenares de álabes pero de mayor tamaño que los anteriores. El de baja presión, por último, tiene álabes aún más grandes que los precedentes. El objetivo de esta triple disposición es aprovechar al máximo la fuerza del vapor, ya que este va perdiendo presión progresivamente, por lo cual los álabes de la turbina se hacen de mayor tamaño cuando se pasa de un cuerpo a otro de la misma., Hay que advertir, por otro lado, que este vapor, antes de entrar en la turbina, ha de ser cuidadosamente deshumidificado. En caso contrario, las pequeñísimas gotas de agua en suspensión que transportaría serían lanzadas a gran velocidad contra los álabes, actuando como si fueran proyectiles y erosionando las paletas hasta dejarlas inservibles.

El vapor de agua a presión, por lo tanto, hace girar los álabes de la turbina generando energía mecánica. A su vez, el eje que une a los tres cuerpos de la turbina (de alta, media y baja presión) hace girar al mismo tiempo a un alternador unido a ella, produciendo así energía eléctrica. Esta es vertida a la red de transporte a alta tensión mediante la acción de un transformador.

Por su parte, el vapor, debilitada ya su presión, es enviado a unos condensadores. Allí es enfriado y convertido de nuevo en agua. Esta es conducida otra vez a los tubos que tapizan las paredes de la caldera, con lo cual el ciclo productivo puede volver a iniciarse.

Para que toda la descripción anterior quede más clara a continuación se presenta el esquema de generación de una central termoeléctrica a carbón, describiéndose lo que sucede en cada una de sus partes durante el proceso de generación de electricidad.

 

Esquema de funcionamiento de una Central Termoeléctrica Clásica

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


(1)   Cinta transportadora                  (2)   Tolva                                    (3)   Molino

(4)   Caldera                                          (5)   Cenizas                                 (6)   Sobrecalentador

(7)   Recalentador                                (8)   Economizador                     (9)   Calentador de aire

(10) Precipitador                                  (11) Chimenea                             (12) Turbina de alta presión

(13) Turbina de media presión          (14) Turbina de baja                   (15) Condensador

(16) Calentadores                                (17) Refrigeración                       (18) Transformadores

(19) Generador                                     (20) Alta tensión

 

El funcionamiento de una central termoeléctrica de carbón, como la representada en la figura, es la siguiente: el combustible está almacenado en los parques adyacentes de la central, desde donde, mediante cintas transportadoras (1), es conducido al molino (3) para ser triturado. Una vez pulverizado, se inyecta, mezclado con aire caliente a presión, en la caldera (4) para su combustión.

Dentro de la caldera se produce el vapor que acciona los álabes de los cuerpos de las turbinas de alta presión (12), media presión (13) y baja presión (14), haciendo girar el rotor de la turbina que se mueve solidariamente con el rotor del generador (19), donde se produce energía eléctrica, la cual es transportada mediante líneas de transporte a alta tensión (20) a los centros de consumo.

Después de accionar las turbinas, el vapor pasa a la fase líquida en el condensador (15). El agua obtenida por la condensación del vapor se somete a diversas etapas de calentamiento (16) y se inyecta de nuevo en la caldera en las condiciones de presión y temperatura más adecuadas para obtener el máximo rendimiento del ciclo.

El sistema de agua de circulación que refrigera el condensador puede operarse en circuito cerrado, trasladando el calor extraído del condensador a la atmósfera mediante torres de refrigeración (17), o descargando dicho calor directamente al mar o al río.

Para minimizar los efectos de la combustión de carbón sobre el medio ambiente, la central posee una chimenea (11) de gran altura, las hay de más de 300 metros, que dispersa los contaminantes en las capas altas de la atmósfera, y precipitadores (10) que retienen buena parte de los mismos en el interior de la propia central.

Como vemos el combustible es esencial para el funcionamiento de una central termoeléctrica, por lo que el mejor aprovechamiento de éste es una tarea urgente en el ámbito de las centrales térmicas convencionales o clásicas, por ello se están llevando a cabo investigaciones para obtener un mejor aprovechamiento del carbón, como son la gasificación del carbón "in situ" o la aplicación de máquinas hidráulicas de arranque de mineral y de avance continuo, que permiten la explotación de yacimientos de poco espesor o de yacimientos en los que el mineral se encuentra demasiado disperso o mezclado. El primero de los sistemas mencionados consiste en inyectar oxígeno en el yacimiento, de modo que se provoca la combustión del carbón y se produce un gas aprovechable para la producción de energía eléctrica mediante centrales instaladas en bocamina. El segundo, en lanzar potentes chorros de agua contra las vetas del mineral, lo que da lugar a barros de carbón, los cuales son evacuados fuera de la mina por medios de tuberías.

Otras nuevas tecnologías que están siendo objeto de investigación pretenden mejorar el rendimiento de las centrales termoeléctricas de carbón, actualmente situado entre el 30 y el 40%. Destaca entre ellas la combustión del carbón en lecho fluidificado, que, según determinadas estimaciones, permitiría obtener rendimientos de hasta el 50%, disminuyendo al mismo tiempo la emisión de anhídrido sulfuroso. Este proceso consiste en quemar carbón en un lecho de partículas inertes (de caliza, por ejemplo), a través del cual se hace pasar una corriente de aire. Ésta soporta el peso de las partículas y las mantiene en suspensión, de modo que da la impresión de que se trata de un líquido en ebullición.

Otras investigaciones, por último, intentan facilitar la sustitución del fuel oil en las centrales termoeléctricas para contribuir a reducir la dependencia respecto del petróleo. Cabe citar en este sentido proyectos que pretenden conseguir una adecuada combustión de mezclas de carbón y fuel (coal-oil mixture: COM) o de carbón y agua (CAM) en las centrales termoeléctricas equipadas para consumir fuel oil.

No obstante las investigaciones antes señaladas, apuntan a la necesidad de encontrar mayor eficiencia en la combustión o a encontrar substitutos de los combustibles usados, pero no incluyen la necesidad de disminuir la contaminación producto de la utilización de combustibles fósiles, el cual es un tema que va de la mano de la generación térmica, a continuación se analizarán brevemente las medidas que se toman a fin de minimizar los efectos negativos sobre el medio ambiente producto de la generación térmica.

 

3.1.1          Centrales Termoeléctricas y Medio Ambiente

Para evitar que el funcionamiento de las centrales termoeléctricas clásicas pueda dañar el entorno natural, estas plantas llevan incorporados una serie de sistemas y elementos que afectan a la estructura de las instalaciones, como es el caso de las torres de refrigeración.

La incidencia de este tipo de centrales sobre el medio ambiente se produce por la emisión de residuos a la atmósfera (procedentes de la combustión del combustible) y por vía térmica, (calentamiento de las aguas de los ríos por utilización de estas aguas para la refrigeración en circuito abierto).

Por lo que se refiere al primero de los aspectos citados, esa clase de contaminación ambiental es prácticamente despreciable en el caso de las centrales termoeléctricas de gas y escasa en el caso de las de fuel-oil, pero exige, sin embargo, la adopción de importantes medidas en las de carbón.

La combustión del carbón, en efecto, provoca la emisión al medio ambiente de partículas y ácidos de azufre. Para impedir que estas emisiones puedan perjudicar al entorno de la planta, dichas centrales poseen chimeneas de gran altura, se están construyendo chimeneas de más de 300 metros, que dispersan dichas partículas en la atmósfera, minimizando su influencia. Además, poseen filtros electrostáticos o precipitadores que retienen buena parte de las partículas volátiles en el interior de la central. Por lo que se refiere a las centrales de fuel oil, su emisión de partículas sólidas es muy inferior, y puede ser considerada insignificante. Sólo cabe tener en cuente la emisión de hollines ácidos, neutralizados mediante la adición de neutralizantes de la acidez, y la de óxidos de azufre, minimizada por medio de diversos sistemas de purificación.

En cuanto a la contaminación térmica, ésta es combatida especialmente a través de la instalación de torres de refrigeración. Como se señalaba anteriormente, el agua que utiliza la central, tras ser convertida en vapor y empleada para hacer girar la turbina, es enfriada en unos condensadores para volver posteriormente a los conductos de la caldera. Para efectuar la operación de refrigeración, se emplean las aguas de algún río próximo o del mar, a las cuales se transmite el calor incorporado por el agua de la central que pasa por los condensadores. Si el caudal del río es pequeño, y a fin de evitar la contaminación térmica, las centrales termoeléctricas utilizan sistemas de refrigeración en circuito cerrado mediante torres de refrigeración. En este sistema, el agua caliente que proviene de los condensadores entra en la torre de refrigeración a una altura determinada. Se produce en la torre un tiro natural ascendente de aire frío de manera continua. El agua, al entrar en la torre, cae por su propio peso y se encuentra en su caída con una serie de rejillas dispuestas de modo que la pulverizan y la convierten en una lluvia muy fina. Las gotas de agua, al encontrar en su caída la corriente de aire frío que asciende por la torre, pierden su calor. Por último, el agua así enfriada vuelve a los condensadores por medio de un circuito cerrado y se continua el proceso productivo sin daño alguno para el ambiente. 

Cabe mencionar, por último, que diversos países están desarrollando proyectos de investigación que permiten aprovechar las partículas retenidas en los precipitadores y los efluentes térmicos de estas centrales de manera positiva. Así, se estudia la posibilidad de emplear cenizas volantes, producidas por la combustión del carbón, como material de construcción o para la recuperación del aluminio en forma de alúmina. Y se utilizan los efluentes térmicos de estas plantas para convertir en zonas cultivables extensiones de terrenos que antes no lo eran, o para la cría de determinadas especies marinas, cuya reproducción se ve favorecida gracias al aumento de la temperatura de las aguas en las que se desarrollan.

 

Centrales de Ciclo Combinado

Una central de ciclo combinado consiste básicamente en un grupo Turbina a Gas-Generador, una chimenea recuperadora de calor (HRSG) y un grupo Turbina a Vapor-Generador, formando un sistema que permite producir electricidad. El nombre ciclo combinado viene de que es capaz de aprovechar la energía más de una vez, básicamente se tiene una turbina a gas, la cual es muy similar a las utilizadas en los aviones, ésta se alimenta de gas natural, el cual aún siendo mucho más limpio con respecto a otras fuentes de energía, de todas formas pasa primero por una serie de filtros que eliminan toda partícula que pudiese alterar el normal funcionamiento de la planta.  Además de gas se inyecta aire a la turbina para la combustión y este también debe ser filtrado, eliminando partículas de hasta 5 micrones. Una vez aprovechada parte de la energía en hacer funcionar el generador, los gases expulsados a altas temperaturas (550 ºC) se aprovechan para crear vapor y alimentar la  turbina a vapor la que es en realidad un conjunto de 3 turbinas en serie (una de alta presión, otra de media y una tercera de baja presión)  las cuales mueven el mismo generador. Esto se logra mediante una serie de expansiones y recalentamientos del vapor, el cual vuelve a pasar por el escape de la turbina repetidas veces antes de condensarlo; el cual se refrigera mediante una corriente de agua externa, este sistema de enfriamiento es cerrado, ya que el agua utilizada es reaprovechada luego de pasar por las torres de enfriamiento, el sistema de enfriamiento también puede ser un circuito abierto, vale decir aprovechar el agua de ríos o pozos cercanos para realizar el enfriamiento. 

 

Funcionamiento de una Central de Ciclo Combinado

 

El proceso de generación de energía eléctrica en una central de ciclo combinado comienza con la aspiración de aire desde el exterior siendo conducido al compresor de la Turbina a Gas a través de un filtro. El aire es comprimido y combinado con el combustible atomizado (Gas Natural) en una cámara donde se realiza la combustión. El resultado es un flujo de gases calientes que al expandirse hacen girar la Turbina a Gas proporcionando trabajo. El generador acoplado a la Turbina a Gas transforma este trabajo en energía eléctrica. Los gases de escape que salen de la Turbina a Gas pasan a la chimenea recuperadora de Calor o HRSG. En esta chimenea se extrae la mayor parte del calor aún disponible en los gases de escape y se transmiten al ciclo agua-vapor, antes de pasar a la atmósfera.

La Chimenea de recuperación se divide en tres áreas de intercambio de calor:

 

 

Posteriormente este vapor recalentado es inyectado en la Turbina a Vapor donde se expande en las filas de álabes haciendo girar el eje de esta Turbina lo que genera trabajo, el cual es transformado en energía eléctrica en el generador acoplado a la Turbina a Vapor.

El vapor que sale de la Turbina de Vapor, pasa a un condensador donde se transforma en agua. Este condensador es refrigerado mediante un sistema que inyecta agua fría por la superficie del condensador, lo que ocasiona la disipación del calor latente contenido en el vapor.

Posteriormente el agua pasa a un desgasificador/tanque de agua de alimentación. En el desgasificador se eliminan todos los gases no condensables. El tanque envía, a través de bombas, el agua a alta presión hacia la chimenea de recuperación para iniciar nuevamente el ciclo.

 La tensión que se genera en los generadores de las turbinas a gas y vapor es de aproximadamente 13 kV que es elevada en los transformadores principales conectados a cada generador, pudiendo ser del orden de los 220 kV. Esto se realiza porque a baja tensión la intensidad de corriente es muy alta, necesitándose cables de transmisión de gran sección que soporten el flujo de electrones y generando adicionalmente grandes pérdidas de transmisión. Al elevarse la tensión, la intensidad de corriente es baja lo que origina una reducción en las pérdidas de transmisión.

El equipamiento que incluyen las centrales de ciclo combinado es el siguiente:

 

 

Algo muy importante que se debe tener en cuenta, es sobre el rendimiento de las centrales de ciclo combinado. Alcanzan un 55% de rendimiento aproximadamente, pero lo que no se informa en forma clara es que este rendimiento se logra cuando la central genera a máxima capacidad, pues se sabe que las turbinas térmicas bajan su rendimiento al bajar la potencia de trabajo.

Para poder observar el funcionamiento antes mencionado, a continuación se muestra un diagrama esquemático de una central térmica de ciclo combinado.

 

Proceso Esquemático de Generación de Ciclo Combinado.

 

Con este esquema es mucho más fácil comprender el funcionamiento de la central, el esquema muestra lo siguiente:

 

Impacto Ambiental Centrales de Ciclo combinado

Se vio que el uso de Centrales Termoeléctricas Clásicas, y sobretodo las que utilizan carbón, tienen un gran impacto sobre la contaminación atmosférica del lugar en que se encuentran, por tanto resulta importante conocer las características del gas natural a fin de establecer los posibles daños que podría causar o no en el medio ambiente, es por ello que a continuación se analiza un poco más en detalle al gas natural.

 

Características del Gas natural

 

El gas natural en su estado virgen, es una mezcla de hidrocarburos y diferentes sustancias trazas. Los gases de hidrocarburos normalmente presentes en el gas natural son metano, etano, propano, butanos, pentanos y pequeñas cantidades de hexanos, heptanos, octanos y gases más pesados. Las sustancias trazas que contiene el gas natural incluyen dióxido de carbono, gases de azufre, nitrógeno, vapor de agua e hidrocarburos pesados.

Durante el proceso de extracción, la mayor parte del butano e hidrocarburos más pesados es separado para reprocesarlo y venderlo como materia prima en la industria química, y como mezcla para la producción de gasolina; asimismo la mayor parte del agua, y demás sustancias trazas son removidas en diferentes etapas del proceso. De esta forma, el producto comercializado como gas natural, es principalmente una mezcla de metano y etano, con una pequeña fracción de propano. Su composición es una mezcla de hidrocarburos en su mayor parte parafínicos. Su composición química, en porcentajes aproximados se presenta a continuación:

 

Composición Química del Gas Natural

 

Compuesto

Fórmula

Porcentaje

Metano

CH4

97.39

Etano

C2H6

1.44

Propano

C3H8

0.82

M-Butano

C4H10

0.32

M-Pentano

C5H12

0.03

 

Claramente se ve que son hidrocarburos de alto poder calorífico y poseen propiedades que facilitan los procesos de combustión, lo que es especialmente notorio en el caso del Metano, que es un combustible muy limpio, que en su proceso de combustión casi no produce CO (monóxido de carbono), sino CO2 el que no afecta mayormente en lo que a contaminación se refiere.

La principal cualidad que posee el gas natural, es su característica de combustible más "limpio" (menos contaminante) en comparación con el resto de los de origen fósil. Producto de la combustión del gas natural se emite a la atmósfera un flujo gaseoso caracterizado principalmente por la presencia de dióxido de carbono (CO2), vapor de agua y óxidos de nitrógeno (Nox), en bajas concentraciones debido a que se utiliza tecnología de punta en los quemadores. Las emisiones de óxido de azufre (SO2) son prácticamente nulas y su combustión no da lugar a residuos, formación de humos negros, cenizas o escorias, cuando se opera bajo condiciones normales. Por otro lado, las actuales centrales térmicas que operan principalmente con carbón y diesel presentan altos índices de contaminación de SO2, CO2, y material particulado. El daño asociado a la emisión de SO2 se relaciona con la acidificación del agua, provocando lo que se conoce como lluvia ácida, originando cambios en los ecosistemas. Como resultado de ello, se tienen procesos de acidificación de suelos, acidificación de las aguas superficiales, corrosión en estructuras metálicas, etc. A modo de ejemplo se puede mencionar que algunas centrales térmicas a carbón han provocado un grave daño a la zona aledaña donde están instaladas. Los otros contaminantes provocan serios problemas a la salud humana (material particulado) y recalentamiento global de la Tierra (CO2).

A modo de resumen de las características del Gas Natural, se puede decir que es considerado el combustible fósil más limpio conocido por el hombre porque:

Desde el punto de vista ambiental, las centrales de ciclo combinado poseen una clara ventaja sobre las centrales térmicas a carbón, debido a los menores índices de contaminación que presentan, estas ventajas ambientales son:

  1. Producción de energía eléctrica sin emisión de partículas en suspensión (PTS) derivadas del carbón, lo que se considera una gran medida en cuanto a la descontaminación.
  2. Producción sin emisiones de Dióxido de Azufre (SO2), la cual si se encuentra en la planta clásica.
  3. No tiene residuos sólidos, ya que la combustión es de gas natural, el cual además se filtra antes de ser utilizado.
  4. Eliminación de los ruidos ambientales respecto de la descarga y almacenamiento del carbón.

Un aspecto ambiental negativo debido al uso de centrales de ciclo combinado, producto del uso intensivo de gas natural, es el aumento de las emisiones de óxidos de nitrógeno (Nox) a la atmósfera, los cuales junto a la presencia de COV y radiación solar, podrían provocar la producción de Ozono, el cual en ciudades muy contaminadas es un problema no tan grave, por lo que se sigue viendo al gas natural como el más limpio de los combustibles fósiles, basta recordar la propaganda de Metrogas, genergía limpia para ustedh, para evocar la pureza atribuida al gas natural.

 

Para finalizar esta parte general de ciclo combinado es necesario mencionar que la llegada del Gas Natural a Chile, permitió la implementación de muchos sistemas que utilizarán este nuevo combu6stible, como por ejemplo, automóviles, sistemas de calefacción ya sea industriales o domiciliarios.

Pero la industria que mayor cantidad de Gas Natural ocupará, será la de Generación Eléctrica a través de las centrales Ciclo Combinado.

            Dadas las características del Gas Natural, en cuanto a su menor contaminación en la combustión, mayor poder calórico, es una buena alternativa para la generación eléctrica termoeléctrica, permitiendo disminuir los índices de contaminación, pero sobre todo el rendimiento que se logra es mayor, llegando al 55%, siendo que las centrales térmicas actuales llegan a rendimientos del orden del 30-33%. Como se dijo anteriormente este rendimiento del 55% de una Central de Ciclo Combinado, se produce cuando se genera a máxima capacidad, pues de caso contrario los rendimientos llegan al orden del 36-40%, siendo levemente superior a una central térmica convencional. No es que se quiera menospreciar estas centrales, pero se debe tener conocimientos de estos aspectos. Pero sin duda que de todas maneras estas centrales serán de un gran aporte al sistema eléctrico chileno, por lo mencionado antes, y además por el económico costo del Gas Natural, y la ya existencia y construcción de gasoductos.

 

4         Centrales Térmicas en Chile

 

       El total de las centrales térmicas chilenas han sido subdivididas, para un mejor entendimiento, según al sistema que pertenezcan.

Sistema Interconectado Central (SIC)

       A continuación se presentan todas las centrales termoeléctricas pertenecientes al SIC, con sus respectivas características propias.

 

Empresas y Centrales del SIC.

 

Nombre

Propietario

Año puesta

Tipo de

Potencia

Central

 

en servicio

Turbina

unidades

Total MW

Maitenes

GENER S.A.

1923-89

Pasada

5

30,80

Queltehues

GENER S.A.

1928

Pasada

3

41,07

Volcán

GENER S.A.

1944

Pasada

1

13,00

Colbún

COLBUN S.A.

1985

Embalse

2

400,00

Machicura

COLBUN S.A.

1985

Embalse

2

90,00

San Ignacio

COLBUN S.A.

1996

Pasada

1

37,00

Rucúe

COLBUN S.A.

1998

Pasada

2

170,00

Los Molles

ENDESA

1952

Pasada

2

16,00

Rapel

ENDESA

1968

Embalse

5

350,00

Sauzal

ENDESA

1948

Pasada

3

76,80

Sauzalito

ENDESA

1959

Pasada

1

9,50

Cipreses

ENDESA

1955

Embalse

3

101,40

Isla

ENDESA

1963-64

Pasada

2

68,00

Antuco

ENDESA

1981

Embalse

2

300,00

El Toro

ENDESA

1973

Embalse

4

400,00

Abanico

ENDESA

1948-59

Pasada

6

136,00

Canutillar

ENDESA

1990

Embalse

2

145,00

Pangue

PANGUE S.A.

1996

Embalse

2

467,00

Pehuenche

PEHUENCHE S.A.

1991

Embalse

2

500,00

Curillinque

PEHUENCHE S.A.

1993

Pasada

1

85,00

Loma Alta

PEHUENCHE S.A.

1997

Pasada

1

38,00

Mampil

IBENER S.A.

2000

Pasada

2

49,00

Peuchén

IBENER S.A.

2000

Pasada

2

75,00

Pilmaiquén

PILMAIQUEN S.A.

1944-59

Pasada

5

39,00

Pullinque

PULLINQUE S.A.

1962

Pasada

3

48,60

Aconcagua

ACONCAGUA S.A.

1993-94

Pasada

2

72,90

Chacabuquito

ACONCAGUA S.A.

2002

Pasada

4

25,00

Florida

S.C. DEL MAIPO

1909-93

Pasada

5

28,00

Los Quilos

H.G. VIEJA Y M. VALPO.

1943-89

Pasada

3

39,30

Capullo

E.E. CAPULLO

1995

Pasada

1

10,70

S. Andes

GEN. S. ANDES

1909

Pasada

4

1,104

Carbomet

CARBOMET

1944-86

Pasada

4

10,896

Puntilla

E. E. Puntilla S.A.

1997

Pasada

1

14,700

Arauco

ARAUCO GENERACION S.A.

1996

vapor-licor negro

5

33,000

Celco

ARAUCO GENERACION S.A.

1996

vapor-licor negro

2

20,000

Laguna Verde

GENER S.A.

1939-49

vapor-carbón

2

54,700

Renca

GENER S.A.

1962

vapor-carbón

2

100,000

Ventanas

GENER S.A.

1964-77

vapor-carbón

2

338,000

El Indio TG

GENER S.A.

1990

gas-diesel

1

18,800

San Francisco de Mostazal

GENER S.A.

2002

gas-diesel

1

25,000

Huasco Vapor

ENDESA

1965

vapor-carbón

2

16,000

Bocamina

ENDESA

1970

vapor-carbón

1

125,000

Huasco TG

ENDESA

1977-79

gas-IFO 180

3

64,230

D. De Almagro

ENDESA

1981

gas-diesel

2

47,500

Taltal

ENDESA

1999

ciclo-abierto gas natural

2

244,900

Guacolda

GUACOLDA S.A.

1995-96

vapor-carbón

2

304,000

Laja

E. VERDE S.A.

1995

vapor-des.forest.

1

8,700

Constitución

E. VERDE S.A.

1995

vapor-des.forest.

1

8,700

Nueva Renca

S.E. SANTIAGO S.A.

1997

ciclo-combinado gas natural

1

379,000

Petropower

PETROPOWER S.A.

1998

derivado del petróleo

1

48,600

Nehuenco

COLBUN S.A.

1998

ciclo-combinado gas natural

1

370,000

Nehuenco 9B

COLBUN S.A.

2002

ciclo-abierto gas natural

1

108,000

San Isidro

SAN ISIDRO S.A.

1998

ciclo-combinado gas natural

1

370,000

 

Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)

       El SING entrega el suministro eléctrico a la Primera Región de Tarapacá y a la Segunda Región de Antofagasta. Abarca una superficie de 185.142 km2, lo que representa un 24,5% del territorio continental del país. Actualmente integrado por Electroandina, Edelnor, Nopel, Norgener y Celta, se creó en 1983 y se coordina a través del Centro de Despacho Económico de Carga CDEC-SING. La potencia bruta instalada del SING, a Mayo de 2003, alcanzaba los 3.633,9 MW.

 

 

Empresas y Centrales del SING.

 

Operador

Central

Tipo de
Combustible

Subestación

Potencia Bruta
Mínima [MW]

Potencia Bruta
Máxima [MW]

Potencia Neta
Máxima [MW]

Consumos
Propios [MW]

AES GENER

SALTA

Gas Natural

Central Salta

250.00

642.80

632.80

10.00

CELTA

TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ

Carbón

Central Tarapacá

100.00

158.00

148.52

9.48

 

 

Diesel

Central Tarapacá

8.00

23.75

23.66

0.10

EDELNOR

CAVANCHA

Hidro

Central Cavancha

3.19

3.19

3.19

0.00

 

CHAPIQUIÑA

Hidro

Central Chapiquiña

5.10

10.20

10.14

0.06

 

DIESEL ANTOFAGASTA

Diesel

Central Diesel Antofagasta

2.10

16.80

16.67

0.13

 

 

Fuel Oil Nro. 6

Central Diesel Antofagasta

5.94

11.87

11.29

0.58

 

DIESEL ARICA

Diesel

Central Diesel Arica

2.10

8.40

8.36

0.04

 

 

Diesel

Central Diesel Arica

1.00

3.00

2.92

0.08

 

 

Diesel

Central Diesel Arica

1.46

2.92

2.85

0.08

 

DIESEL IQUIQUE

Fuel Oil Nro. 6

Central Diesel Iquique

5.94

5.94

5.63

0.30

 

 

Diesel

Central Diesel Iquique

1.46

2.92

2.82

0.11

 

 

Fuel Oil Nro. 6

Central Diesel Iquique

6.20

6.20

5.90

0.30

 

 

Diesel

Central Diesel Iquique

1.40

4.20

4.06

0.14

 

 

Diesel

Central Diesel Iquique

10.00

23.75

23.56

0.19

 

DIESEL MANTOS BLANCOS

Fuel Oil Nro. 6

Mantos Blancos

2.00

28.64

27.92

0.72

 

TERMOELÉCTRICA MEJILLONES

Carbón

Chacaya

90.00

165.90

154.90

11.00

 

 

Carbón

Chacaya

95.00

175.10

164.00

11.00

 

 

Gas Natural

Chacaya

160.00

250.75

242.50

8.25

ELECTROANDINA

TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA

Diesel

Central Tocopilla

10.00

21.00

20.90

0.10

 

 

Diesel

Central Tocopilla

10.00

21.00

20.90

0.10

 

 

Gas Natural

Central Tocopilla

10.00

37.50

37.20

0.30

 

 

Fuel Oil Nro. 6

Central Tocopilla

36.00

45.00

43.02

1.98

 

 

Fuel Oil Nro. 6

Central Tocopilla

15.00

37.50

36.00

1.50

 

 

Fuel Oil Nro. 6

Central Tocopilla

15.00

37.50

36.00

1.50

 

 

Carbón

Central Tocopilla

45.00

85.30

79.58

5.72

 

 

Carbón

Central Tocopilla

45.00

85.50

79.77

5.73

 

 

Carbón

Central Tocopilla

75.00

128.30

120.09

8.21

 

 

Carbón

Central Tocopilla

75.00

130.30

121.96

8.34

 

 

Gas Natural

Central Tocopilla

202.00

400.00

393.00

7.00

GASATACAMA

ATACAMA

Gas Natural

Central Atacama

312.80

395.90

382.90

13.00

 

 

Gas Natural

Central Atacama

307.20

384.70

375.70

9.00

 

DIESEL ENAEX

Diesel

Enaex

0.72

0.72

0.72

0.00

 

 

Diesel

Enaex

0.65

1.96

1.94

0.00

NORGENER

TERMOELÉCTRICA NORGENER

Carbón

Norgener

65.00

136.30

127.71

8.59

 

 

Carbón

Norgener

65.00

141.04

132.49

8.91

 

Sistema de Aysén

       El sistema de Aysén atiende el consumo eléctrico de la XI Región. Su capacidad instalada a diciembre del 2002 alcanza los 23,41 MW, constituido en un 63,86% por centrales termoeléctricas, 27,68% hidroeléctrico y 8,46% eólico.

 

Centrales sistema de Aysén

 

Central

Unidad Generadora

Tipo

Potencia MW

Puerto Aysen

Puerto Aysen

Hidro

6,48

 

Fiat

Diesel

3,84

Coyhaique

MWM

Diesel

0,33

 

MWM

Diesel

0,48

 

Deutz

Diesel

1

 

Nueva Fuel 1

IFO

2

 

Nueva Fuel 2

IFO

2

 

Diesel 2,0 MW

Diesel

2

 

Diesel 1,4 MW

Diesel

1,4

 

Diesel 0,7 MW

Diesel

0,7

 

Diesel 1,2 MW

Diesel

1,2

 

Eólica

Eólica

1,98

 

Sistema de Magallanes

       El sistema de Magallanes está constituido por tres subsistemas eléctricos: los sistemas de Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir, en la XII región. La capacidad instalada de estos sistemas, a Diciembre del año 2002, es de 58,5 MW, 4,2 MW y 1,8 MW, respectivamente, siendo cada uno de ellos 100% térmicos. Enseguida se presentan las centrales que pertenecen a este sistema y sus características básicas.

 

 

Centrales Pertenecientes al Sistema de Magallanes.

 

Central

Unidad

Marca

Cantidad

Potencia kW

Tres Puentes

Turbina a Gas
Turbina a Gas
Motor Diesel
Motor Diesel
Motor a Gas

Hitachi
Solar
Caterpillar
Caterpillar
Caterpillar

1
1
2
1
1

24.000
10.000
  2.920
  1.500
  2.720

Total Tres Puentes

 

 

6

41.140

Punta Arenas

Turbina a Gas
Turbina a Gas
Motor Diesel

G. Electric
G. Electric
Sulzer

1
1
3

  6.500
  6.700
  4.200

Total P. Arenas

 

 

5

17.400

Puerto Natales

Motor a Gas
Turbina a Gas
Motor Diesel
Motor Diesel

Waukesha
Solar
F. Morse
Caterpillar

1
2
2
1

1.175
1.600
   454
   920

Total Pto. Natales

 

 

6

4.149

Porvenir

Motor a Gas
Motor Diesel
Motor Diesel

Waukesha
Deutz
Deutz

1
1
2

875
500
400

Total Porvenir

 

 

4

1.775

Puerto Williams

Motor Diesel
Motor Diesel

Caterpillar
Cummins

1
3

500
750

Total Puerto Williams

 

 

4

1.250

 

 

 

5         Mercados de Suministros

 

En el actual mercado eléctrico chileno, se ve una clara diferencia en los tipos de combustibles utilizados para la generación en los distintos sistemas interconectados. Con el fin de conocer sus características propias, interesa estudiar los tipos de combustibles, sus beneficios y sus mercados.

       A continuación se verán características globales del sector eléctrico nacional, por su relevancia e magnitud se estudiarán específicamente el SING y SIC.

 

 

5.1.1          Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)

            En el siguiente gráfico, se presenta el desglose de la potencia instalada en el SING, según el tipo de combustible utilizado.

 

Distribución por Tipo de Combustible en la Potencia Instalada de SING.        Fuente: CDEC-SING 2003

 

 

 

Distribución por Tipo de Combustible en la Potencia Instalada de SING.

Tipo de Combustible

MW

%

Hídrico

13,4

0,4

Carbón

1205,7

33,2

Diesel

130,4

3,6

Gas Natural

2111,7

58,1

Fuel Oil #6

172,6

4,8

Total

3633,9

100

Fuente: CDEC-SING 2003

 

 

            Es claro que la generación termoeléctrica tiene un peso casi exclusivo, la existencia de la central hidroeléctrica Chapiquiña tan solo aporta un 0,4 % del total de la potencia instalada.

            El gas natural es el combustible de mayor utilización, ocupando un 58 % del total de la potencia instalada. El carbón posee un tercio del total de la potencia. Por lo que se aprecia que estos combustibles son los que se llevan el mayor peso de la generación del SING aportando en conjunto más del 90 % de la potencia instalada total. Estos resultados son comprensibles si se toma en cuenta los factores económicos en instalación y operación de una central eléctrica. Dichos factores se presentan a continuación.

 

 

 

Costos de Inversión y Operación.

Tipo de Generación

Inversión US$/kW

Operación US$ cent/kWh

Hidroeléctrica

1000 - 2000

0

Termoeléctricas

 

 

Ciclo Combinado

400 –500

2

Vapor-Carbón

900 – 1100

2 – 4

Vapor-Petróleo

900 – 1100

 

Diesel

300 – 900

 

Turbina Gas Petróleo

300 - 500

8

 

 

 

Costos Medios de Alternativas de Generación.

Tipo de Central

Costos Medios cUS$/kWh

Hidroeléctrica de Embalse

1,87

Hidroeléctrica de pasada

2,01

Ciclo Combinado

2,08

Nucleoeléctrica

2,90 a 4,20

Vapor Carbón

3,60

Turbina Diesel

6,71

 

 

            Por los datos mostrados en las tablas adjuntas, se observa que económicamente son más rentables las centrales hidroeléctricas, ya que es necesaria una fuerte inversión inicial pero luego existen muy bajos costos de operación y mantenimiento. Hay que considerar que el recurso hídrico es considerado aleatorio, ya que no es posible su disponibilidad siempre que uno lo requiera. Además es evidente que no todas las zonas del país poseen abundancia de dicho recurso, por lo que una central hidroeléctrica no es siempre la mejor alternativa. Tanto por geografía como por rentabilidad, el SING posee un 99,6 % de generación térmica, de la cual más de un 90 % es abastecida por gas natural y carbón. Ello ya que tanto sus costos de instalación como mantenimiento son los menores dentro de las centrales termoeléctricas. Las centrales nucleoeléctricas poseen menores costos medios que las centrales de carbón, pero la falta de tecnología y las altas medidas de seguridad necesarias hacen de estas centrales poco atractivas.

 

 

5.1.2          Sistema Interconectado Central (SIC)

 

            En el siguiente gráfico, se presenta el desglose de la potencia instalada en el SIC, según el tipo de combustible utilizado.

 

Distribución por Tipo de Combustible en la Potencia Instalada de SIC.                  Fuente: CDEC-SIC 2002

 

 

Distribución por Tipo de Combustible en la Potencia Instalada de SIC.

 

Tipo de Combustible

MW

%

Hídrico

4030,3

61,26

Carbón

937,7

14,25

Diesel

42,55

0,65

Gas Natural

1359

20,66

Otros Combustibles

209,63

3,18

Total

6579,2

100

Fuente: CDEC-SIC 2002

 

            En este caso, se observa inmediatamente que el mayor porcentaje de la potencia instalada en el SIC es abastecido por recursos hídricos. Lo que es relativamente lógico conociendo la historia de las hidrológias que cubren esta zona del país. Pero también destacan las centrales proveídas con gas natural y carbón que participan con un 35 % de la potencia total instalada. La explicación del uso de centrales térmicas en el SIC, es debido a que no es posible depender completamente de las centrales hidroeléctricas, ya que sequías como la ocurrida en 1999 provoca el colapso del sistema eléctrico. Además el atractivo precio del gas natural importado desde Argentina hace de las centrales de ciclo combinado competitivas en el mercado para cubrir los horarios de mayor demanda. A continuación se presenta un gráfico que muestra la evolución de los aportes hídricos y térmicos en el SIC.

 

Tipos de Aportes en la Generación.                                     Fuente: CDEC-SIC 2002

 

 

Carbón

 

            Durante los últimos años, importantes cambios han caracterizado la industria carbonífera nacional. Los principales han sido el cierre de Schwager en 1995, el cierre de Lota en 1997, y la venta de mina Pecket al grupo Catamutún, que de este modo se convierte en el principal productor nacional.

           

 

5.1.3          Reservas Carboníferas

 

En Chile existen importantes reservas de carbón, que se pueden clasificar como carbones antracitosos, carbones bituminosos y sub-bituminosos. Las complicaciones geológicas que enmarcan la explotación de carbones antracitosos, así como nulos estudios han impedido una evaluación de estas reservas. Por esta razón no se consideran dentro de la reserva nacional. Los carbones bituminosos y sub-bituminosos constituyen la principal reserva del país, que es posible distribuir en tres zonas carboníferas: zona de Arauco, zona de Valdivia y zona de Magallanes.

 

 

Zona de Arauco

 

La zona de Arauco tiene una larga tradición en la explotación subterránea de yacimientos carboníferos. En general, el carbón se presenta en múltiples mantos, susceptibles de explotarse en forma simultánea por medio de piques principales de acceso, desde donde, a diversos niveles, se inician las galerías de acceso a los frentes de explotación.

Todas estas reservas corresponden a carbón del tipo bituminoso, con un poder calorífico entre 6.000 y 7.000 Kcal/Kg. Sus características contaminantes dificultan su competitividad para ser usado en las centrales térmicas de generación eléctrica.

A lo anterior se suma el hecho de que las minas de esta zona presentan condiciones geológicas muy desfavorables para la explotación masiva, y por lo tanto para lograr costos de producción competitivos con el carbón importado.

 

 

Zona de Valdivia

 

En esta zona, las reservas aparecen en dos focos predominantes, la cuenca de Valdivia y la cuenca de Osorno. Las actividades carboníferas se iniciaron en esta región a principios de siglo. Su mercado inicial fue el suministro de carbón a la Empresa Ferrocarriles del Estado, para posteriormente abastecer a la planta generadora de energía eléctrica de la Compañía Austral de Electricidad. Sin embargo y debido principalmente a los altos costos de producción, no fue posible desarrollar una industria de envergadura en la zona.

 

 

Zona de Magallanes

 

Las principales reservas carboníferas corresponden a las cuencas de Magallanes. Los estratos que portan mantos de carbón se ubican en la zona comprendida entre Puerto Natales y Punta Arenas. Se trata de carbones sub-bituminosos, que mejoran sus características de poder calorífico a medida que se avanza hacia el norte.

 

 

5.1.4          Mercado Nacional

            El carbón abastece un 19% del consumo energético primario de Chile. Estos últimos años a existido una baja en el consumo atribuible a la disminución del uso del carbón en la generación eléctrica. En general el mercado carbonífero se puede representar según el siguiente diagrama.

 

 

Diagrama: Mercado Carbonífero en Chile.

 

                                  Fuente: CNE,2003

 

 

5.1.5          Demanda Nacional

A continuación se estudia la demanda del carbón en el mercado chileno. Para comprender mejor este aspecto, a continuación se enseñan dos aspectos fundamentales para ello. La evolución de la producción nacional (aprox. últimos 100 años) y la producción actual contrastada con las respectivas importaciones.

 

 

Producción Nacional de Carbón, 1900 -1998.

 

 

 

El siguiente gráfico muestra la composición del consumo nacional de carbón entre los años 1990 y 1998, se observa una marcada tendencia de contracción productiva y crecimiento en las importaciones. En 1998 aproximadamente el 94 % del consumo nacional de carbón provino de las importaciones, y sólo un 6 % de la producción nacional.

 

 

Consumo Nacional de Carbón, 1990-1998.

 

 

 

El consumo total de carbón en Chile muestra una tendencia positiva en la última década, la paulatina disminución en la producción nacional de carbón se ve compensada por un sostenido crecimiento en las importaciones. Por los datos obtenidos hasta 1998, se espera una evolución positiva de las importaciones de carbón a futuro. Pero al observar las importaciones realizadas estos últimos años, en el siguiente gráfico, se observa claramente que el año 2000 es un punto de inflexión para el mercado del carbón, ya que tanto la producción como las importaciones sufren una fuerte caída.

 

 

Importaciones de Carbón Térmico,1999-2001

 

 

            Comparando el gráfico anterior con el siguiente, se puede concluir que la proporción de carbón importado anualmente no varia en demasía en su composición, pero sí en su totalidad. Es decir, que las importaciones totales de carbón han disminuido cerca de un 50 %, existiendo un pequeño aumento en la proporción de carbón metalúrgico ingresado al país.

 

 

Tipo de Carbón Importado, 2002.

 

 

El carbón térmico principalmente llega a través de importaciones, siendo este segmento más del 79 % de la oferta. Principalmente se trae carbón térmico desde Canadá, Indonesia y Australia (el 83 % en total), existiendo estabilidad de suministro a precios competitivos internacionalmente. Los mayores consumidores de carbón térmico son las empresas generadoras de electricidad que operan unidades a carbón. La demanda del sector termoeléctrico en el consumo de carbón depende de las condiciones hidrológicas anuales.

La demanda de carbón en Chile es dominada principalmente por el sector eléctrico. En 1998 el 73,8% del carbón térmico fue destinado a generación eléctrica, donde un 41,9% fue absorbido por el SING y un 31,9% por el SIC. El resto del consumo nacional, con una participación relativamente homogénea, esta compuesto por la industria del azúcar (6,3%), cemento (5,2%), minería (3,8%), pesca (3,15%), siderúrgicas y otros (7,9%).

 

Composición de la Demanda Nacional de Carbón, 1998.

 

 

      Por ser el mayor consumidor de carbón a escala nacional y por ser el motivador de este trabajo, solo se expondrá el sector eléctrico de la demanda.

            Como se muestra al comienzo de este capitulo, el SING posee un 33 % de su generación alimentada con carbón y el SIC genera con este combustible un 14 % del total. A continuación se presentan la repartición de la generación termoeléctrica para el SING y el SIC respectivamente.

 

 

Repartición de la Generación Termoeléctrica por Empresas en el SING, 2002.

 

 

 

 

Repartición de la Generación Termoeléctrica por Empresas en el SIC, 2002.

 

 

Es importante, luego de analizar los datos entregados anteriormente, observar que el mercado del carbón luego de un repunte en su producción a principio de la década de los 90, comienza a disminuir ésta para ser reemplazada por la importación de carbón. Pero incluso éste último aspecto comienza a decaer fuertemente a partir del año 2000. Es llamativo que la caída tanto en la producción como en la importación de carbón suceda en la misma época en que el gas natural entra en juego al mercado chileno de generación.

 

 

Gas Natural

 

5.1.6          Reservas y Características

            Se define al gas natural como un combustible compuesto fundamentalmente por metano (CH4), que se encuentra en la naturaleza en las llamadas "bolsas de gas", bajo tierra, cubiertas por capas impermeables que impiden su salida al exterior. Es posible encontrarlo acompañando al crudo en pozos petrolíferos, o bien en yacimientos exclusivos de gas natural. Aunque no existe una teoría rigurosa sobre su formación, se puede asegurar que proviene de un proceso similar al de la formación de petróleo.
Este posible transportarlo desde los yacimientos hasta los lugares de consumo, bien mediante tuberías de gas llamados gasoductos, de gran expansión en los últimos años, o bien, en caso de largas distancias, en estado líquido mediante barcos metaneros o camiones cisterna con gas a muy baja temperatura.

En Chile la construcción y operación de una red de 1500 kilómetros de gasoductos por parte de ENAP en Magallanes data de hace dos décadas. Un primer gran desarrollo fue en la zona de Cabo Negro, en 1996, con la planta de Metanol que consume 2,5 millones de metros cúbicos diarios. A fines de enero de 1998 se dio formalmente inicio a la materialización de Gaseoducto del Pacífico y de su compañía comercializadora Servicios de Gas Natural, SGN. El 7 de agosto de 1997 se abrieron las válvulas del gasoducto GasAndes, para el paso del gas natural desde la estación La Mora al city gate de San Bernardo. En 1998 se iniciaron los proyectos para llevar gas natural a la zona norte del país, lo que significó la construcción y funcionamiento de hoy en día de GasAtacama y además Norandino. Actualmente en Chile, se han realizados muchos gasoductos, sobretodo en el norte y el extremo sur del país, debido a sus características térmicas de generación y la producción de metanol respectivamente. Los gasoductos que actualmente están operativos se describen a continuación.

 

 

Características de Gasoductos Chilenos.

Proyecto

Chile

Región Provincia Comuna

 

Argentina

Provincia

 

 

Accionistas

 

Operador

 

Origen del producto

 

Lugar

Destino

 

Red de distribución Destinos Intermedios

 

Gas Atacama

II Región. Provincia El Loa. Comuna de San Pedro de Atacama.

 

Jujuy

 

Endesa Chile

CMS Energy

 

CMS Energy

 

Cnel. Cornejo

Mejillones

II Región

 

Noreste Pacífico Gener. De Energía Ltda. (NOPEL) ENDESA AltoNorte Cerro Dominador

 

Gasoducto Nor Andino

 

II Región. Provincia El Loa.

Comuna de San Pedro de Atacama.

 

Salta

 

Enerpac

 

T.G.N.

 

Pichanal

 

Tocopilla, Mejillones, María Elena, Pedro de Valdivia y Coloso.

II Región

 

Electroandina

Edelnor

 

Gas Andes

 

RM

Provincia Cordillera

San José de Maipo

 

Mendoza

 

Nova, Gas Internac. Canadá, Gener y Metrogas Chile, CGC y  Energy comp. Arg.

 

TGN

 

La Mora

City Gate 1 (Pte. Alto) y City Gate Nº 2 San Bdo. R.M.

 

1. Metrogas( redes de distribución)
2. Electrogas (Gasoducto a V Región).

 

Gasoducto del Pacífico

 

VIII Región.

Provinicia Bío Bío.

Comuna de Antuco.

 

Neuquén

 

Nova, Gas Internac. Canadá, El paso Energy USA, Enap y Gasco Chile, YPF.

 

NOVA

 

Loma de la Lata

 

Concepción, VIII Región

 

SGN Marketing S.A.

 

Gasoducto

Cóndor - Posesión

 

XII Región

Magallanes

San Gregorio

Río Gallegos

Enap

YPF - Repsol

Enap

Pérez Companc

 

Río Grande

 

 

Enap Magallanes

 

 

Methanex

 

Gasoducto  Bandurria/Cullen

 

XII Región

Magallanes Primavera

 

Río Grande

 

Enap

UTE San Sebastián

 

Enap

UTE San Sebastián

 

Planta San Sebastián

Tierra del Fuego

 

Enap Magallanes

 

Methanex

 

Gasoducto Area

Magallanes - Posesión

 

XII Región

Magallanes

San Gregorio

 

Río Grande

 

Enap

UTE Area Magallanes

 

Enap

Sipetrol

 

Río Grande

 

Enap Magallanes

 

Methanex

 

 

El proyecto de un gasoducto es un proyecto que presenta costos hundidos, dicho en otras palabras, la inversión inicial es no recuperable si se termina la empresa. El incentivo que tienen las empresas para invertir en este tipo de negocios es que al ganarse el proyecto ellos tienen la opción de adquirir un negocio monopólico. En particular un gasoducto, presenta características de monopolio natural, esto es, los costos disminuyen al aumentar la producción. En el norte grande, los demandantes de gas natural son, residenciales, industriales y empresas generadoras de electricidad. 

 

5.1.7          Mercado Nacional

 

La construcción de gasoductos y redes de distribución está asociada a cuantiosas inversiones, las que se amortizan en plazos largos, a través de una tarifa pagada por los usuarios por el servicio de transporte. De esta manera, el precio final del gas a nivel de consumidor se compone de la agregación del precio del gas en el pozo, más la tarifa de transporte, más la tarifa de distribución y comercialización.

El gas natural encuentra un gran potencial de utilización en la II región como combustible en centrales generadoras de electricidad para abastecer la demanda de energía de los proyectos mineros, y en la XII región como insumo para la producción de metanol.

 

 

                                                               Consumo de Gas Natural, 1997-2002.                                              Fuente: CNE

 

 

 

En la actualidad, la producción de gas natural en Chile sigue una tendencia decreciente, como se muestra en el siguiente gráfico, debido sobretodo a las importaciones que apoyadas en su precio y cercanía a los focos de consumos provocan un incentivo en comprar el gas natural en vez de producirlo.

 

 

Producción Nacional de Gas Natural, 1980-2001.

 

 

La evolución de las importaciones de gas natural queda expuesta en el gráfico siguiente.

 

Importación de Gas Natural, 1999-2001.

 

 

Sin embargo, el principal mercado lo constituye la zona centro-sur del país, específicamente las regiones Metropolitana, V y VIII. Estudios de mercado indican que el potencial consumo de esta zona para 25 años, estaría entre 90 mil millones de metros cúbicos y 280 mil millones. Al menos en un comienzo, un volumen considerable de gas se utilizaría en nuevas centrales termoeléctricas, que son más eficientes que las actuales a carbón, y además permitiría diversificar las fuentes de generación de electricidad donde hoy predominan las hidroeléctricas.

El gas natural también encuentra un uso importante en las industrias, reemplazando combustibles más contaminantes y menos eficientes. 

Por su parte, los consumidores residenciales y comerciales pueden acceder al suministro por medio de redes de distribución para uso en calefacción y cocina. Existen otros usos alternativos, como el gas natural comprimido en buses de transporte colectivo y taxis, cuya tecnología se aplica hoy en Argentina, Gran Bretaña, Estados Unidos y otros países, y que podría introducirse dentro de un plan de descontaminación, especialmente en Santiago.

 

 

 

6         Ventajas y Desventajas de Centrales Térmicas

 

Ventajas

Las centrales térmicas presentan las siguientes ventajas:

 

 

Sin embargo, estas ventajas no son tan significativas al compararlas con las hidroeléctricas, no obstante la generación térmica a gas natural ha logrado generar ventajas comparativas importantes con respecto al resto del parque generador, ventajas que requieren un análisis más acabado y que se realizará a continuación. 

            Las centrales que utilizan gas natural, estas presentan una serie de ventajas en relación a las que utilizan otro tipo de combustible, como leña, carbón o derivados del petróleo. Entre ellas se destacan mayor eficiencia energética, menor emisión de contaminantes, facilidad de operación y continuidad de suministro. Además presentan una clara ventaja económica por sobre el resto de las formas de generación existentes en el país, lo que se debe, entre otros motivos, al alto costo de las obras de generación hidroeléctrica y a la nueva política de los organismos multilaterales de desarrollo (Banco Mundial y Banco Interamericano de Desarrollo) que supone el virtual cese de proyectos hidroeléctricos, a las innovaciones tecnológicas en las centrales térmicas de ciclo combinado, de construcción más rápida y de menor costo que las centrales hídricas; a las mejoras en los sistemas de transporte y distribución del gas natural. En seguida se analizará en más detalle las más importantes de estas ventajas.

Respecto al impacto ambiental se tiene que la sustitución de centrales convencionales de carbón y diesel por centrales de ciclo combinado a gas natural es una manera efectiva de contribuir a la reducción del efecto invernadero. La tecnología de ciclo combinado consume un 35% menos de combustible fósil que las convencionales, lo que aporta, de hecho, la mejor solución para reducir las emisiones de CO2 a la atmósfera y, por tanto, contribuir a preservar el entorno medioambiental. Respecto al resto de contaminantes, la emisión unitaria por KWh producido a través de plantas de ciclo combinado es, en general, sensiblemente menor, aunque destaca especialmente la reducción de emisión de dióxido de azufre, que es despreciable frente a la de una central alimentada por carbón o fuel, no obstante, en la sección de desventajas se analizarán los efectos de estos contaminantes en detalle. Se debe tener presente que el gas natural, a parte de producir una menor contaminación es más seguro que otros gases combustibles, ya que al ser más ligero que el aire, al momento de producirse alguna fuga, sale rápidamente al exterior de los locales, lo que garantiza una elevada seguridad, constituyendo también esta característica una gran ventaja.

En relación al impacto ambiental una ventaja comparativa en pro de las centrales de ciclo combinado es que la regulación y leyes ambientales hacen cada vez más difícil las concesiones para plantas hidroeléctricas. La difícil obtención de derechos de aguas, unidos a los cambios en regulación ambientales acerca de grandes embalses y su impacto ecológico-social, hacen que las grandes generadoras en Chile se vayan inclinando hacia los ciclos combinados, los cuales no requieren de concesiones y cumplen las normas ambientales. Estas nuevas centrales, al no requerir de una fuente energética ubicada en un lugar específico del país, pueden ubicarse próximos a la carga que suministraran, produciendo así una reducción en pérdidas eléctricas en conjunto con un aumento en el número de islas eléctricas que se pueden formar en el SIC.

En cuanto a los costos, en una planta de ciclo combinado, la inversión necesaria para instalar un módulo es del orden de 50% en relación a la inversión en una planta con carbón importado. La repercusión, en términos de costos de capital, sobre el precio final del KWh producido en una planta de ciclo combinado es la tercera parte que en el caso de utilizar carbón de importación. También resulta significativa la menor cantidad de agua que se utiliza en el proceso, ya que la turbina de gas no precisa de refrigeración alguna y únicamente se requiere agua para el ciclo de vapor, lo que supone que una central de ciclo combinado con gas natural necesita tan sólo un tercio del agua que se precisa en un ciclo simple de fuel o de carbón.

Otra ventaja en la instalación de centrales de ciclo combinado, es su reducido tiempo de construcción. En el caso de proyectos hidroeléctricos de tamaños similares a los presentes en los ciclos combinados, el tiempo de construcción supera con creces los 2 años, lo cual implica que las empresas deben predecir con mucha anticipación cambios en los niveles de consumo. Este prolongado tiempo de construcción implica un aumento en el riesgo, un mayor compromiso financiero y finalmente, una mayor posibilidad de complicaciones. En el caso de las centrales de ciclo combinado, tiempos de construcción inferiores a los 11 meses son aplicables hoy en día. Este reducido tiempo de construcción le da a las empresas una posibilidad de responder a cambios y de emprender proyectos que aunque menos riesgosos, presentan niveles de retornos muy similares.

Desde la perspectiva económica la principal ventaja, junto al bajo costo de inversión, es el bajo costo marginal, hecho que ha favorecido la instalación de centrales de ciclo combinado en Chile, ya que aún en años de hidrologías húmedas (gran uso de centrales hidráulicas), su reducido costo marginal les garantiza una utilización tal que se obtengan utilidades, aunque inferiores a las esperadas, y en hidrologías secas las llevan a un despacho casi continuo, y por lo tanto, a un nivel de utilidades extremadamente atractivo. El nivel de utilidades alcanzado se suma al reducido monto de inversión, lo que deriva en la posibilidad de recuperar el monto invertido en un reducido periodo de tiempo, y con esto una reducción en los precios de la electricidad.

            Se debe señalar que la instalación de centrales de ciclo combinado presenta a la fecha, una de las mejores oportunidades de inversión para el SIC por un reducido costo marginal, lo que asegura una operación casi continua, con flujos de caja muy constantes y menos riesgosos que los hidráulicos. Esta observación se ve fuertemente respaldada por el plan de obras sugerido por la CNE, en el cual las próximas 7 centrales a construirse son de ciclo combinado. A modo de ejemplo, esta última observación también queda visible a través de los valores observados en el sistema interconectado de EE.UU., en el cual las otras alternativas de generación térmica presentan tasas de utilización muy reducidas. En el caso de las centrales de turbina a gas, su utilización solo alcanza al 3.5% del tiempo en que la central estuvo disponible para despacho. En el caso de centrales de vapor, esta cifra se acerca a sólo un 70%, mientras las centrales de ciclo combinado presentan valores de entre un 85 y un 90%.

Desventajas

 

            En el momento de evaluar las centrales térmicas, una de sus características que provocan mayores problemas en el momento de decidir su implementación final es, seguramente la contaminación que estas provocan al medio ambiente. La tabla anexa, enseña los tipos de contaminantes que son provocados habitualmente por centrales térmicas, sus características básicas y sus efectos en el ser humano.

 

 

Principales Contaminantes del Aire, y sus Efectos en la Salud Provenientes de Centrales Térmicas.

 

Contaminante

Descripción

Orígenes

Efectos

Bióxido de azufre (SO2)

Compuesto gaseoso constituido de azufre y oxígeno

Centrales termoeléctricas

Refinerías

Irritación de ojos

Lesiones pulmonares

Mata la vida acuática

Forma lluvia ácida

Daña los bosques

Deteriora los edificios y monumentos

Óxidos de nitrógeno (NOx)

Varios compuestos gaseosos constituidos de nitrógeno y oxigeno

Vehículos

Centrales termoeléctricas

Lesiones pulmonares

Forman lluvia ácida

Deterioro de edificios y monumentos

Dañan los bosques

Forman contaminación fotoquímica

Partículas suspendidas totales y PM10

Partículas muy pequeñas de hollín, polvo u otras materias incluso gotitas minúsculas de líquido

Motores diesel

Centrales termoeléctricas

Industrias

Tolvaneras

 

Lesiones pulmonares

Irritación de ojos

Daño a los cultivos

Reduce la visibilidad

Tiñen edificios y monumentos

 

 

El uso de gas natural si bien no es tan contaminante como los demás combustibles provoca ciertos daños en el medio ambiente, para comprenderlos a cabalidad se analizará un mercado que cuenta con esta tecnología hace más tiempo, como es el caso del mercado eléctrico español. De acuerdo a lo ya analizado sabemos que el uso de gas natural reduce las emisiones de Co2 por KWh producido, ayudando esto a la disminución del efecto invernadero, no obstante en España se superó en el año 1999 los límites fijados para el 2010 por el compromiso firmado en Kioto de emisión de gases de invernadero, y que la producción de electricidad ha sido, y muy probablemente seguirá siendo, uno de los responsables de este crecimiento. Este crecimiento desbocado se ha debido en buena medida a la fuerte reducción de los precios de la electricidad. Desde 1996 dichos precios han bajado, en España, en términos reales más del 23% en los clientes sometidos a tarifa (pequeños consumidores) y más del 28% para los que negocian directamente el precio de la energía. Debido a dicho abaratamiento y a la existencia de una etapa de fuerte crecimiento económico la demanda de electricidad ha crecido a tasas de más del 6% en este período. Algo desconocido desde los 70. El  problema ha sido el aumento de los impactos ambientales. Y por supuesto de las emisiones de CO2. Por ello, aunque se produjera un proceso de sustitución acelerada de centrales de carbón por grupos de gas en ciclo combinado, el crecimiento de la demanda-pasada y previsiblemente futura- superaría al efecto combinado de mejora de la eficiencia y sustitución de combustibles. Las emisiones no se contienen.

No deben ignorarse tampoco, por su contribución al cambio climático, las fugas accidentales de metano (CH4, componente casi exclusivo del gas natural) cuyo potencial de calentamiento a 20 años es 56 veces mayor que el de una cantidad igual de CO2. Según el IPCC (Panel Intergubernamental de expertos en Cambio Climático) la tasa de aumento anual de este gas es del 0,6% y es responsable, aproximadamente, del 16% del calentamiento terrestre actual.

Comentar que se compadece mal las previsiones de reducir las emisiones de CH4 en casi un

24% en el 2010 con respecto a 1990, como preveía el Consejo Nacional del Clima, con la idea de aumentar mucho la red de gasoductos en España. Un balance similar ofrecen las emisiones de óxidos de Nitrógeno (NOx). Estas sustancias son componentes de las llamadas lluvias ácidas y se producen por reacción directa del Nitrógeno y el Oxígeno del aire al elevarse la temperatura. Una central de aproximadamente 1000 MW que funcione unas 6.600 horas equivalentes al año emitiría del orden de 21.000 Tm. Estas sustancias son también precursores de la formación de Ozono troposférico, un peligroso contaminante que está alcanzando valores alarmantes en la atmósfera de ciertas zonas del territorio peninsular (Madrid, Huelva, Tarragona, Puertollano). En bastantes de estos sitios se están superando los límites establecidos cuando las condiciones meteorológicas facilitan su formación (elevada insolación y temperatura). No es nada aventurado suponer que el caudal de emisión que representa la planta agravará de forma significativa el fenómeno hasta convertirlo en un problema grave de difícil o imposible control. Se provocarán con ello daños significativos sobre la salud de quienes allí habitan.

Sin embargo, todos los problemas antes señalados se producen en mayor medida con el uso de otros combustibles, y los estudios indican que nuevas aplicaciones tecnológicas irán resolviendo los problemas ambientales.

El gas natural, a diferencia de otros combustibles, no es fácilmente licuable, lo que dificulta su transporte y almacenamiento. En consecuencia, el transporte desde los lugares de producción hasta los centros de consumo requiere la construcción y operación de la infraestructura adecuada, formada por tuberías y estaciones de compresión, denominadas gasoductos. Asimismo, para distribuir el gas entre sus consumidores dentro de las ciudades, se requiere la construcción y operación de redes de distribución.

Desde el punto de vista económico, se puede observar que existen tanto costos de operación como costos medios mayores que en el caso de centrales hidroeléctricas. Lo que es bastante comprensible, dado que las centrales hidroeléctricas ocupan el agua almacenada en su represa o el agua de pasada, para la generación todo con costo cero. En cambio las centrales termoeléctricas deben gastar en el combustible necesario para provocar la generación.

Dentro de los costos medios, aparece otra de las desventajas de las centrales térmicas, que explica de cierto modo por que no se debe tener 100 % generación térmica a menos que exista suficiente potencia instalada de respaldo. Las centrales térmicas poseen una tasa de falla muy superior a las centrales hidroeléctricas, lo que provoca una salida mas frecuente de estas del sistema eléctrico.

Otra desventaja es que a diferencia de las centrales hidráulicas, las centrales térmicas presentan un elevado costo operacional y de combustible, que en el caso de las centrales de ciclo combinado operando en el sistema interconectado central chileno, representa aproximadamente 55% del costo total. Este factor aumenta la varianza (riesgo) en los flujos de la empresa producto de la sensibilidad al precio y disponibilidad del gas. Este factor es de especial relevancia en el caso Chileno, donde el suministro de gas es sólo desde Argentina. Esto hace que dicho suministro de gas sea una actividad casi monopólica, donde el poder de negociación de los consumidores Chilenos, tanto industriales como residenciales, es reducido. Este ultimo factor debe ser considerado como de relevancia sólo en los casos en los cuales las centrales no hayan firmado contratos a largo plazo de suministro de gas, lo que reduce la varianza del precio visto por las generadoras, pero aumenta el valor del combustible producto de la mayor seguridad en el precio de éste. No obstante la presencia de estos contratos de largo plazo y del encarecimiento por una mayor seguridad, la dependencia exclusiva del gas natural argentino pone a Chile en jaque debido a que muchas veces no todo pasa por los acuerdos entre los directorios, sino que existen otros elementos y agentes sociales que interviene en el tema, como son los trabajadores argentinos y el clima de inestabilidad política que aún luego de la reciente elección se palpan en el ambiente, frente a esto cabe recordar lo que sucedió en febrero de 2001 cuando

vivimos como país una situación crítica en materia de abastecimiento de gas natural desde Argentina, producto de una huelga de trabajadores, quienes llamaron a paro ante la noticia de despido por parte de las empresas. Todo comenzó con el anuncio de las autoridades trasandinas de la implementación de un impuesto a las exportaciones de gas natural de 20%. Frente a ello las empresas reaccionaron disminuyendo costos, esta disminución significó el despido de 10.000 trabajadores, lo cual desembocó en el conflicto señalado. Gracias a la oportuna acción de las autoridades y las empresas generadoras en nuestro país, el efecto negativo del desabastecimiento pasó casi desapercibido por la población. Sin embargo, el problema está aún latente, dado que nuestros vecinos todavía muestran un clima social inestable y un riego país bastante alto. El efecto de un desabastecimiento de gas natural en materia de generación eléctrica podría ser mayor dado que se estima que la tasa de crecimiento promedio del consumo de gas natural para generación eléctrica en Chile será de aproximadamente 16% anual, lo que significa que la demanda por gas natural argentino se duplica cada 5 años aproximadamente. Durante los últimos años, las autoridades optaron por una mayor diversidad en la matriz energética de nuestro país, la que siempre fue mayoritariamente hidroeléctrica, lo que se tradujo en la incorporación de centrales térmicas y de ciclo combinado, algunas de las cuales utilizan gas natural como insumo. Esta política de mayor diversificación no fue errada en ningún caso, por el contrario, permitió incorporar mejor tecnología y diversificar la oferta, además de ser un resguardo frente a situaciones de sequía extremas como las que ha vivido el país en el pasado. Sin embargo, nuestro sistema continúa siendo vulnerable, producto de la dependencia exclusiva de gas natural argentino, en consecuencia, cualquier problema político en dicho país pone en riesgo el suministro de este recurso. Asimismo, cualquier decisión de política económica como el mencionado impuesto a los hidrocarburos que tome la autoridad trasandina, puede afectar el costo del mismo. Una solución a este problema como se mencionaba en un comienzo es la existencia de contratos a largos plazo con grandes sanciones en caso de falta de suministro, pero se hace más necesario la búsqueda de proveedores alternativos de gas natural como podría ser Bolivia, lo que permite diversificar el parque, pero es una solución de largo plazo, que debe estudiarse en base a los costos y beneficios que implicaría.

 

Caso SIC

 

Actualmente, son tres las centrales de ciclo combinado de gas natural conectadas al Sistema Interconectado Central. Estas son: Nueva Renca, de la S.E. Santiago S.A., en servicio desde 1997 y con una capacidad instalada de 379 MW; San Isidro, de San Isidro S.A., en servicio desde 1998 y con una capacidad instalada de 370 MW; y Nehuenco, de Colbún S.A., en servicio desde 1998 y con una capacidad instalada de 370 MW. Entre las tres suman una potencia instalada de 1119 MW, lo que representa un 43,9 % de la potencia instalada térmica en el SIC, y un 17 % de la potencia total instalada en el SIC. Hay que notar que pese al aumento de la generación térmica, el SIC sigue siendo un sistema cuya principal fuente de energía es la generación hidráulica.


Descomposición por Tipo de Generación en el SIC, 2002.

 

 

Composición de la Generación en el SIC, 2002.

 

Los gráficos anteriores muestran que los aportes energéticos reales de las centrales de ciclo combinado de gas natural en los últimos años. Se puede notar que, dada su conveniencia económica, este aporte es, en proporción, mucho mayor a su capacidad instalada y que, paulatinamente, ha ido creciendo a través de los años. Esta situación se ha visto reflejada en la fijación de los precios de nudos del SIC. Cada seis meses la Comisión Nacional de Energía realiza el cálculo de los precios de nudo del SIC utilizando el modelo de Gestión optima del Laja (GOL). Este modelo optimiza la utilización del agua del Laja (embalse con capacidad de regulación interanual) en busca de la minimización del costo esperado actualizado de operación y falla del SIC a través del desplazamiento de bloques de energía (agua) entre períodos. El programa, que usa un algoritmo de programación dinámica, se corre a diez años, en etapas trimestrales. La CNE calcula el precio de nudo base promediando los costos marginales de los dieciséis trimestres siguientes (que entrega el GOL). Así, dada los programas de obras de la CNE, las centrales de ciclo combinado de gas natural comenzaron a influir en los precios de nudo a partir del segundo semestre de 1997. Resulta entonces interesante estudiar la evolución de estos valores, poniendo especial atención a los últimos años. El siguiente gráfico muestra la evolución del precio de la energía en el nudo Alto Jahuel, expresada en $/kWh, y valores reales a octubre de 2002.

 

Comparación entre Precios de Nudo de Energía en el SIC y SING, 2003.

 

Así, se puede ver que después de la inclusión de las centrales de ciclo combinado a gas natural el valor del precio de nudo ha disminuido, pese a que en esos años hubo fuertes sequías en el país. La razón de esto reside a que cada vez se están utilizando más este tipo de centrales que, como se estudió, tienen costos variables de operación menores que las térmicas tradicionales. El hecho de que los precios de nudo hayan seguido bajando durante la sequía ha constituido una situación contradictoria y muy discutida en el sector eléctrico. A juicio de las generadoras esto mostraba que el modelo no estaba siendo utilizado correctamente, especialmente en el valor del costo de falla, ya que frente a una situación como la que se estaba viviendo, lo lógico era que los precios subieran, de manera que las generadoras tuvieran incentivos para invertir más en nuevas centrales, y así poder afrontar mejor los déficit de energía, dando mayor seguridad al sistema en general.

 

Caso SING.  

 

La situación en el SING es distinta a la del SIC, principalmente porque el primero es un sistema netamente térmico (menos del 1% se genera hidráulicamente). Por esta razón, es razonable esperar que el efecto de incorporar centrales de ciclo combinado a gas natural sea mayor en el precio nudo de este sistema que en el del SIC. Actualmente operan seis centrales del tipo mencionado en el SING, centrales Atacama 1 y 2, de Gas Atacama, en servicio desde 1999, central Salta de Gener, en servicio desde 1999, centrales Tocopilla (2 unidades) de Electroandina, en servicio desde el 2001 y la central Mejillones de Edelnor, en servicio desde el 2000. Así, actualmente, la potencia instalada en centrales de ciclo combinado en el SING es de 2111,7 MW, lo que corresponde al 58,1 % de la potencia instalada total. En los siguientes gráficos  se puede ver la generación del SING, según aporte hidroeléctrico, ciclo combinado de gas natural y otras centrales térmicas. Se muestran desde los años 1999 hasta el 2002, porque recién en el primero de esos años comenzó la operar la primera unidad de ciclo combinado.

 

 Descomposición por Tipo de Generación en el SING, 2003.

 

 

 


Composición de la Generación en el SING, 2003.

 

Los gráficos muestran como ha ido en alza la generación eléctrica con centrales de ciclo combinado. El cambio de los precios de nudo en este sistema ha sido considerablemente mayor al caso del SIC. La construcción de nuevas centrales de ciclo combinado de gas natural hace prever que el precio de nudo seguirá bajando, la pregunta será entonces cómo se financiarán las empresas generadoras. Un ejemplo de la competencia que se esta viviendo en el mercado de generación en el norte grande queda reflejado con la siguiente situación, la construcción de los gasoductos, desde la zona de Salta, Argentina. Por un lado, Gas Andes construyó el gasoducto GasAtacama que va desde Cornejo, provincia de Salta, Argentina, hasta Mejillones, Chile, a través del Paso de Jama. Este sería un gran proyecto, pues permitiría a la empresa asegurar combustible para sus futuras centrales de ciclo combinado, dejándola en ventaja frente a la competencia. Sin embargo, Electroandina, para no quedar atrás, construyó el gasoducto Norandino desde Pichanal, provincia de Salta, Argentina, también a través del Paso de Jama. Así, en la situación actual, el nivel de ventas, y al precio en que estas se realizan, estos proyectos no se estarían financiando, sin embargo, por razones de estrategia, ambas empresas están asumiendo los costos. Es, entonces, por esta sobrecapacidad de gas para generación eléctrica lo que ha hecho que los precios de nudo hayan bajado tanto, llegando según algunos a un precio ficticio. 

           

7         Proyecciones de Mercados Futuros

 

 

Proyección en la Producción de Carbón

 

       Para estimar la producción futura del carbón nacional, hay que suponerse en diferentes escenarios que reflejen mejor la situación de la producción según los eventos que se produzcan a futuro. En este caso se supondrán tres escenarios. Los datos proyectados han sido entregados por las empresas productoras y la CNE.

 

Escenario1: Demanda Total Proyectada.

 

Escenario 2: Demanda Total Proyectada.

 

 

Escenario 3: Demanda Total Proyectada.

 

 

Proyección en la Demanda de Gas Natural

 

       En el caso del gas natural, se establecieron sólo dos escenarios futuros, en los cuales se estimó el consumo tanto por sectores productivos como por origen del gas natural.

Escenario1: considera proyección de demanda de gas natural en aquellas regiones  que al 2003 cuentan con el energético (II, V, RM, VI, VIII Y XII)

 

Escenario 1: Consumo Sectorial.

 

 

Escenario 1: Consumo por Origen.

 

Escenario 2: considera proyección de demanda de gas natural en aquellas regiones que al 2002 cuentan con el energético y además a partir del 2004 la materialización de proyectos de transporte de gas natural en otras regiones (VII, IX, X Y XII)

 

Escenario 2: Consumo Sectorial.

 

Escenario 2: Consumo por Origen.

 

 

 

 

 

 

8         Conclusiones

 

Respecto al mercado de generación se puede concluir que representa un mercado competitivo, dicha afirmación se basa en que:

 

 

Un aspecto clave a destacar es el papel fundamental que juega el gas natural en la constitución de un mercado competitivo, ya que con su llegada se han podido derrumbar varias prácticas poco competitivas, por ejemplo la concentración de derechos de agua aumenta la capacidad de generación hidroeléctrica, lo cual beneficia sólo a las generadoras que poseen ese derecho, no obstante la llegada de las plantas de gas natural, con su bajos costos de inversión y sus bajos costos marginales, sin contar con su breve tiempo de construcción, han sido capaces de desplazar a la generación hidroeléctrica en su puesta en marcha. Los menores costos de inversión de las centrales a gas natural también han permitido que las centrales con grandes costos de inversión no saquen partido de esto, es decir antes de la llegada del gas natural una barrera obvia era la gran inversión que debía desembolsar la compañía, luego de la llegada este costo disminuyó, lo cual hace más atractivo el mercado tanto para competir como para invertir. Otro elemento clave en la constitución de competencia y que ha sido posible con las centrales de ciclo combinado es que éstas al ser menos contaminantes y gracias a la existencia de gasoductos, han podido localizarse cerca de los centros urbanos, o incluso dentro de ellos, lo cual hace que su demanda por servicios de transmisión sea nula o casi nula, esto lleva que la integración entre generación y transmisión ya no sea tan rentable, eliminando los efectos negativos que puede traer esta práctica (asimetrías de información, exceso de poder en las negociaciones por transmisión) para la competencia en el mercado. Por lo tanto se aprecia fehacientemente la importancia que cumplen las centrales a gas natural de ciclo combinado en el mercado eléctrico, constituyendo reguladores naturales de la competencia.

Para el mercado de suministros se puede concluir que a la producción de carbón estos últimos años a decaído considerablemente, debido fundamentalmente a la baja calidad del carbón nacional y a su precio contra los carbones importados que poseen gran poder calorífico.  El consumo, mayoritariamente con fines de generación eléctrica, también ha decaído, esto último coincide con el ingreso al mercado de generación de las centrales de ciclo combinado. Con ello, es comprensible que el consumo nacional de gas natural haya aumentado considerablemente a partir de 1998, ya que en este año ingresan este tipo de centrales. A su vez, también es entendible que la producción nacional de gas natural esté en caída, ya que debido a la cercanía de suministro argentino y a la construcción de gasoductos, es menos rentable traer suministro de gas natural desde los focos productivos nacionales, que desde los argentinos.

            Se puede concluir que a futuro el mayor peso de la generación térmica se basará en centrales de ciclo combinado, ya que estas poseen características propias inalcanzables para centrales térmicas tradicionales. Aunque en un porcentaje muy menor, seguirán existiendo centrales térmicas tradicionales, ya que es necesario tener diversas fuentes de generación que mantengan un equilibro y cierta tranquilidad para el mercado eléctrico nacional. A su vez, también es muy importante tener dentro del mercado de suministro de gas diferentes proveedores para no depender completamente de un mercado específico que pueda, para ciertos casos, desestabilizar el mercado de generación nacional.

            En el caso del SIC, se sabe que este es un sistema en su mayor parte hidroeléctrico, pero debido al ingreso de las centrales de ciclo combinado y a las sequías ocurridas en 1999, la composición de la generación ha cambiado estos últimos años. El gas natural ha entrado con gran fuerza y se espera una expansión en su porcentaje de generación. Pero es importante recordar, que aunque menos que las tradicionales, las centrales de ciclo combinado contaminan el medio ambiente por lo que su ubicación y mantención es fundamental. Aunque esto último es una desventaja para la sociedad, las centrales hidroeléctricas a su vez contaminan, no de la forma tradicional, pero cambiando y destruyendo ecosistemas, por lo que la búsqueda del equilibrio entre generación hidroeléctrica y térmica es fundamental.

 


9         Bibliografía

 

  1. Alternativas nuclear y convencional para la instalación de una central termoeléctrica, Edición: Universidad Católica de Chile, autor Ricardo Greene Zuñiga y Sergio Verdugo Aguirre,1971

 

  1. Instituto libertad y desarrollo N‹567 1‹ de marzo de 2001.

 

  1. La Industria Eléctrica en Chile (aspectos económicos). Editor: Felipe Morandé, programa de postgrado en Economía ILADES/GEORGETOWN UNIVERSITY, 1996

 

  1. Relevancia de los barreras de entradas a la industria de generación eléctrica, Ricardo Rainieri B. 1996.

 

  1. www.cdec-sic.cl

 

  1. www.cdec-sing.cl

 

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  1. www.sec.cl

 

  1. www.uchile.cl

 

 

 

 

 



[1] Comisión Nacional de Energía 1981

[2] Estimaciones de Ricardo Raineri sobre información del plan de obras en el SIC, CNE abril de 1996 y Presentación de Eléctrica Santiago S.A. Escuela de Ingeniería PUC. 

[3] Gerente comercial de operaciones de Colbún S.A., en entrevista a El Diario, lunes 10 de junio de 1996

[4] Apéndice técnico, gEl Mercado de clientes no regulados en la industria eléctricah 1996.