(Pulso) 1.000 MW extra de capacidad instalada cada año. Eso es lo que se pensaba hace sólo cinco años que había que añadir en el sistema eléctrico cada doce meses, por lo menos hasta 2030, para hacer frente a una fuerte expansión de la demanda eléctrica que entonces se esperaba creciera en torno al 5%-6% cada año.
Pero la realidad ha sido otra. La demanda de energía no ha crecido al ritmo que se anticipaba en ese entonces y, además, su expansión se moderará en el mediano plazo, considerando las últimas proyecciones que son mucho más conservadoras respecto a lo que se tenía antes.
El informe técnico de precio de nudo de octubre de 2010, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) esperaba que para 2020 el país -sumando al SING y al SIC- alcanzara una demanda de electricidad de 97.873 GWh. Esto supone, considerando que la relación actual entre capacidad instalada y demanda máxima es de 2,5 veces promedio, que la capacidad instalada que requeriría el país sería de al menos 27.932 MW, es decir, casi 8.000 MW más que la capacidad instalada actual.
Sin embargo, cinco años después, la proyección de demanda bajó a 82.870 GWh para el mismo año, lo que supone que la capacidad instalada a nivel país debiera estar en torno a los 23.650 MW. Esto supondría que el país necesitaría instalar 3.729 MW adicionales a lo ya existente.
Es decir, entre un escenario y otro hay casi 4.280 MW que ya no será necesario instalar, pues las perspectivas de demanda eléctrica se han reducido. Esto supone una inversión de entre US$5.564 millones si se considera inversión en centrales de ciclo combinado con gas natural, o hasta US$14.552 millones si se hiciera con centrales hidroeléctricas de pasada o US$12.840 millones para centrales a carbón.
Los requerimientos a 2020 considerados en el reporte 2015 de la CNE estarían más que cubiertos sólo con los proyectos actualmente en construcción, que llegan a 2.758 MW en el SIC y a 2.445 MW en el SING. Es decir, 5.203 MW en total en iniciativas como la central Kelar (517 MW, BHP Billiton), Alto Maipo (531 MW, AES Gener) y Los Cóndores, que aportará MW y que pertenece a Endesa.
Sin embargo, el grueso de la capacidad instalada futura corresponde a proyectos solares o eólicos, que tienen un menor factor de planta y que además deben ser respaldados por tecnologías como, por ejemplo, unidades de ciclo combinado. Esto altera las proyecciones, pues implica sumar casi el doble de capacidad entre la unidad ERNC y el respaldo.
Menor demanda
La proyección más conservadora respecto a la demanda eléctrica se extiende también para los años siguientes. Pero aún cuando las tasas de crecimiento del sistema serán moderadas, eso no quita que el consumo total casi se duplicará en los próximos quince años.
“El consumo eléctrico en el SIC pasará de 48,5 TWh a los 88,9 TWh, lo que equivale a un aumento de un 83,21% en el periodo 2014-2030 con una tasa promedio anual de 3,86%, donde los clientes regulados presentan un crecimiento promedio de 3,84% y los clientes libres 3,89%. Por otro lado, en el SING pasa de 15,7 TWh a los 32,5 TWh, lo que equivale a un aumento de 106,49% en el periodo 2014-2030 con una tasa promedio anual de 4,64%, donde los clientes regulados presentan un crecimiento promedio de 3,73% y los clientes libres 4,74%”, señala el reciente Informe de Previsión de Demanda 2015-2030 de la Comisión Nacional de Energía.
¿Cómo se llega a estas cifras?
El informe de la CNE se elabora considerando distintos factores para el cálculo, entre los que se cuentan la proyección de demanda de las distribuidoras eléctricas, las estimaciones de las generadoras (en este caso, la proyección de consumos de sus clientes no sujetos a regulación de precios), las perspectivas de los CDEC, estudios de la Comisión Chilena del Cobre como “Inversión en la minería Chilena Cartera de proyectos 2014-2025” y “Proyección del consumo de electricidad en la minería del cobre 2014-2023”, más análisis macroeconómicos que tienen como base las proyecciones del WEF.
“Dichos estudios en un horizonte de 10 años proyectan consumos de electricidad de la minería del cobre en base a cartera de proyectos vigentes, operaciones mineras actuales y estimación de producción futura de acuerdo a la condición y estado actual de dichos proyectos presentes en la cartera de proyectos”, señala el informe de la CNE.
Respecto al SING no se consideró la entrada de nuevos actores como clientes, sino que la proyección de clientes libres se basa principalmente en ampliaciones de clientes ya existentes, se añade.
Otro aspecto vital es el crecimiento de la economía. Al respecto, el informe de demanda de la CNE aclara que “en relación al cociente entre la tasa de crecimiento anual de demanda eléctrica proyectada y la tasa de crecimiento del PIB anual para el horizonte del estudio de demanda, la tendencia es que va decayendo anualmente mientras los niveles de ingresos nacionales van aumentando, con la excepción de ciertos años en que la conexión de clientes libres de gran consumo provoquen un efecto extratendencial”.
Otro factor importante para el cálculo es la eficiencia energética. El Gobierno -en particular, el Ministerio de Energía que lidera Máximo Pacheco- está embarcado en un plan para reducir el consumo de energía mediante la introducción de nuevos elementos de eficiencia energética, lo que permitirá ahorrar el 20% del consumo adicional proyectado a 2020. “Esto equivale a una capacidad instalada a carbón de 2.000 MW”, se planteó en la Agenda de Energía de mayo de 2014.
Andrés Romero: «Hay también un tema de uso más eficiente de la energía hacia el futuro»
La Comisión Nacional de Energía (CNE), que lidera Andrés Romero, lanzó recientemente el informe técnico definitivo del reporte de precio de nudo, correspondiente a octubre de 2015. En ese marco debe actualizar las proyecciones de demanda eléctrica. Según el secretario ejecutivo de la CNE, la baja en la proyección se debe tanto a una actualización de los proyectos de gran consumo eléctrico como a una estimación de mayor eficiencia en el uso de la energía.
¿Cómo se explica la caída en las proyecciones de demanda?
Efectivamente la previsión de demanda realizada en el proceso tarifario anterior es mayor a la publicada en el reciente proceso tarifario. La baja es de 0,13% para el Sistema Interconectado Central y 0,69% para el Sistema Interconectado del Norte Grande en la tasa de crecimiento promedio, la cual se debe a una actualización del estado de los proyectos de inversión de gran consumo eléctrico y por un uso más eficiente de la energía eléctrica esperado a futuro.
¿Con las proyecciones de demanda actuales y el plan de obras, Chile contará con energía eficiente?
De acuerdo con el último plan de obras, existen cerca de 5.000 MW de potencia de centrales en construcción en los sistemas SIC y SING, de los cuales aproximadamente un 70% corresponden a centrales de energías renovables (eólicas, solares, hidráulicas de pequeño y también de gran tamaño) que operan en base, es decir, de bajos costos variables y que, por lo tanto, aportan energía a bajo costo al sistema. Esto, junto con los demás proyectos convencionales, permitiría cubrir las necesidades de demanda a costos eficientes para los próximos años, considerando el mediano plazo.
¿En qué basan las proyecciones de demanda?
Los antecedentes, metodología y criterios utilizados en la realización de la previsión de demanda se presentan en el “Informe de Previsión de Demanda 2015-2030”, el cual se encuentra publicado en el sitio web. Este proceso se basa en los antecedentes entregados por las empresas de generación y distribución, por los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) de ambos sistemas, en la opinión de diversos expertos y en los estudios encargos por la Comisión.
¿Qué proyecciones de actividad económica utilizan?
De acuerdo a la normativa vigente, la Comisión Nacional de Energía se puede basar en distintos antecedentes, dentro de los cuales, los indicadores macroeconómicos. El “Informe de Previsión de Demanda 2015-2030” detalla las variables que explican la demanda en los modelos utilizados para la previsión de demanda del presente proceso. Estos modelos consideran los índices de Población (proyectados por el INE), PIB Manufacturero y PIB Regional (ambos proyectados en base al Informe “World Economic Outlook” del FMI año 2014), donde los últimos dos representan la actividad económica desde un punto de vista sectorial.