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Chile

El gobierno anunció esta semana que la unión de las redes eléctricas del norte y centro-sur de Chile se concretará a finales de 2017, mediante una línea que construirá E-CL. El mercado analiza el impacto de esta decisión, pero ya adelanta que la obtención de nuevos contratos de suministro será compleja.

Lunes 02 de Febrero de 2015.- Transmitir energía desde la zona norte hacia el centro-sur del país modificará no sólo la estructura de costos del sistema eléctrico, sino que también afectará las decisiones estratégicas de la industria. A partir de 2017, el Sistema Interconectado Central (SIC) -que va desde Taltal hasta Chiloé- tendrá un nuevo competidor: E-Cl, compañía que desde Mejillones suministrará energía de base (carbón) hacia toda la zona que está al sur de esa ciudad, a precios competitivos y con mayor seguridad de suministro, en caso de sequía.

El gobierno utilizará la línea de la filial de GDF Suez para unir los dos sistemas eléctricos, permitiendo además la conexión de energías adicionales a esa nueva red.

La línea, cuya inversión se estima en USD 700 millones, unirá Mejillones con Copiapó, inyectando energía desde las subestaciones Nueva Cardones, en las cercanías de Copiapó, con Los Changos, ubicada en Mejillones. Tendrá una capacidad de transmisión de 1.000 MW, pero el gobierno quiere elevarla a 1.500 MW. Para eso, el Estado licitará dos nuevas líneas de transmisión: una de tres kilómetros que unirá Los Changos con la subestación Kapatur, en las cercanías de Mejillones, y otra de 140 kilómetros que irá desde Los Changos hasta la subestación Nueva Crucero Encuentro, en Tocopilla. Para esto, se contempla una inversión de USD 200 millones.

Esta ampliación es esencial, ya que se estima que el parque de energías renovables que se instalará en el norte del país suma 1.000 MW, explica la directora del CDEC-Sing, centro que coordina la operación del Norte Grande, Pilar Bravo.

Eléctricas en análisis

La arremetida de E-CL al SIC cambia el actual escenario en que se mueven Endesa, Colbún y AES Gener, ya que se generará una mayor competencia en la industria, la que ya se abrió en 2014 con el ingreso de Gas Natural Fenosa como nuevo controlador de CGE.

Esto, indican en el mercado, hará que la pelea por la obtención de nuevos contratos para viabilizar la instalación de nuevas centrales sea más compleja. Ese es un punto vital. De hecho, fue uno de los primeros mensajes que dio en Chile el nuevo CEO de Enel, Francesco Starace, para viabilizar los futuros proyectos: “No vamos a invertir en generación sin un acuerdo de energía. Todos los proyectos van a depender de esto, sin excepción”, dijo en su visita de noviembre del año pasado.

Y este es un tema que también podría afectar a Colbún. La eléctrica de la familia Matte ya anunció que este año iniciará la construcción de Santa María 2, carbonera que se ubica en Coronel y que ya cuenta con aprobación ambiental. “Hay que meter estos antecedentes dentro de una juguera y analizar el nuevo escenario”, dice una fuente del sector.

Gener, la más afectada

La mayor competencia que abre la interconexión eléctrica afectará directamente a AES Gener. Así lo explica el analista de EuroAmérica, Alfredo Parra, quien indica que la norteamericana apoyaba el suministro de los contratos de E-CL cuando salían algunas de sus centrales del Sing. “E-CL se veía obligado a comprarle energía a AES Gener. Ahora va a poder comprarle energía a una masa de competidores mucho más grande”, dice.

Para Endesa, Parra ve un efecto positivo, por el lado de GasAtacama, lo que podría beneficiarla indirectamente. Esto, porque la eléctrica representa menos del 10% de la generación eléctrica del Norte Grande.

Para Colbún, en tanto, ve un impacto casi nulo, dado que los clientes de la eléctrica se encuentran entre la V y la VI Región y su generación está concentrada en la VIII Región. “Si hubiera un reforzamiento de las líneas de transmisión desde la Octava Región hasta la Tercera, Colbún podría beneficiarse de esta unión”, detalla Parra.

Expansión marginal

La ampliación del sistema de transmisión también podría sufrir modificaciones. Esto, porque luego de la construcción de la nueva línea troncal, los requerimientos de transmisión serán más marginales.

Si bien para Juan Carlos Araneda, director de Planificación y Desarrollo del CDEC-Sing, la mayor demanda en transmisión dependerá del crecimiento de las ciudades y también de la reactivación de la minería, indica que ya se vislumbran zonas donde se requerirán expansiones marginales, como son las localidades del norte del SIC.

Para el académico de la Universidad Católica Huhg Rudnick, ahora se requerirá unir Aysén al esqueleto eléctrico, para aprovechar los beneficios de los ríos de la zona. “Este sistema va a tener energía solar en el norte e hídrica en Aysén, y esa energía hay que compartirla por todo el país. Estas carreteras eléctricas van a tener que desarrollarse igual y es un desafío. Por eso, el gobierno está elaborando un cambio en la ley de transmisión para buscar resolver estos problemas”, señala.

Bajos costos

Un elemento que destacan los analistas es el beneficio que habrá en los costos cuando un año sea lluvioso, lo que permitirá rebajar los precios de la zona norte del SIC y también del Sing.

El ministro de Energía, Máximo Pacheco, señala que la interconexión permitirá reducir las cuentas de luz entre 5% y 10%.

Según sus cálculos, los hogares del Norte Grande tendrán una rebaja de USD 13 por MW/h y de USD 3 MW/h en la zona centro-sur. En tanto, en el caso de los clientes libres (industrias), se producirá un recorte de USD 17 MW/h en el Norte Grande y de USD 9 MW/h en el SIC.

Para la analista de Bice Inversiones, Pilar Montaner, la mayor competencia y la entrada de las energías renovables “llevarían a una caída en los costos marginales y, por consiguiente, en los precios de la energía, lo que perjudicaría a los generadores menos eficientes”.

Pero para que la interconexión logre superar los cuellos de botella del sistema, en paralelo se debe avanzar en la construcción de la línea Cardones-Polpaico, que impulsa la colombiana ISA, y que cruzará 20 municipios en cuatro regiones. “Sólo de esa manera vamos a descongestionar el sistema eléctrico y no se van a producir los indeseables cuellos de botella que hoy tiene el sistema y que están generando distorsiones”, explica el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero.

La Tercera

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