REPERCUSIONES DE LA CRISIS DE LA ENERGIA EN EL SECTOR ELECTRONICO CHILENO by Biblioteca CONICYT

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COMISION NACIONAL DE INVESTIGACION CIENTÍFICA Y TECNOLOGICA (CONICYT) Canadá 308 1 Casilla 297-V Santiago, Chile.

SEMINARIO SOBRE LOS RECURSOS ENERGETICOS DE CHILE

Santiago de Chile, 16-19 Abril 1974

ERCUSIONES DE Lj ,. CRISIS DE LA ENERGÍA EN EL SECTOR ELECTRICO CHILENO

Ing. Pablo Jaramillo Oficina de Planificación, ENDESA

Santiago de Chile, 1974

t--r-=. --------------.-------

INDICE Página

0000000000000 0 oøt0000°000

s generales siones de la crisis en el eléctrico chileno. Dimen-

pacial y temporal 20

SITUJtCION DE LOS SISTEM;S ELECTRICOS EN LOS ULTIMOS AÑOS

2.1 Los sistemas oláctricos de Servicio Público

0,000 0000 0 0O 0 0000000

2.2 Situación en el Sistema Interconec tado

8 15

2.3 Situación de los Sistemas Aislados de la ENDESA en 1973 2.4 Situación de los AutoproductoreS

18 19

2.5 Resumen de la situación en los últi mas arios 3.

•Ø

QQo00O0O00000000O00O

PERSPECTIVAS PARA EL PERIODO 1974-1982 3.1

Generalidades . ......... 3.2 Sistema Interconectado

eaeooooo

3.2.1 Programa de instalaciones

21 23 23

24 24

Página

3.2.2

Previsión de consumos de combustible para generación Eles

trica en el Sistema Intercone

tado ..o.ø*.ø*

3.3

perspectivas para el período 1974-1983 en los Sistemas Aislados de la ENDESA

30 32

3.4 Autoproductores 3.5 Resumen de perspectivas para el periodo

19741982 ea,ee000ee•e*a°°°°°°

INFLUENCIA DE LA CRISIS ACTUAL SOBRE EL PRO LiRGO PLAZO EN EL GRAMA DE INSTALCIONES SISTEMA INTERCONECLDO (POSTERIOR A

1983)

4.1

Consideraciones generales

4,2

Factores primarios en el costo de la energía elctricaeo""''°'''

4.3

eOOOSDOO

Influencia de bs aumentos de precios del petróleo en los programas futuros de e1e . . . . • . . . . . . trificación . . . .

Resultados del mc'Jlo global con precios

de 1967 4.4

INFLUENCIA A LARGO PLAZO DE LA CRISIS ACTUAL EN LOS SISTEMAS AISLADOS

,e,00w''°°"

ANEXO 1 :COMPARJtCION IkNTUCO — TERMICA COLABa RAC IONES

RESUMEN En el presente trabajo se analizan las consecuencias de la actual crisis energética mundial sobre el sector eléctrico chileno, tanto desde el punto de vista económico, como del de la seguridad de abastecimiento de los consumos. Las posibilidades de acción de las empresas eléctricas frente a las consecuencias de la crisis internacionalson fundamentalmente diferentes en el corto y mediano plazo y en el largo plazo. Por ello, ha sido necesario dis tinguir estos diferentes horizontes de tiempo. De igual modo, existe una repercusión diferente en las distintas z nas geográficas del país: Zona Norte (provincias de Tarapacá a Atacama), Sistema Interconectado (Coquimbo a IslaGrande de Chiloé) y extremo sur. En el corto y mediano plazo, los programas de instalaciones generadoras prácticamente son inamovibles. Sólocabe alguna acción de las empresas eléctricas en materia de operación de las centrales. Aún con esta Seria limitación, puede verse que las consecuencias más importantes de la crisis energética en el mediano y corto plazo serán decarácter económico: el aumento de precio del petróleo y el de los equipos inducido por aquél traerá un apreciable incremento de los costos de la electricidad. En el aspecto-

-1-

seguridad de abastecimiento, en cambio, los riesgos son reducidos. El Sistema Interconectado se abastecería casi exclusivamente con energía hidroelóctrica o con carbón na cional, pudiendo por lo tanto esperarse una casi total in dependencia del exterior. En los Sistemas Aislados, especialmente los de Auto productores del norte (cobre y salitre), la situación esmás riesgosa en los primeros años, pero la puesta en marcha del proyecto de gas natural licuado de ENAP disminuirá ese riesgo a niveles razonables. Es necesario en todo caso, enfatizar que estas tran quilizantes conclusiones dependen del cumplimiento de los programas de producción de otras empresas del Sector Ener gía: ENACAR y la ENAP, y no de acciones propias de las cm presas eléctricas, siendo indispensable un apoyo nacional decidido a la realización de los proyectos de aumento deproducción de carbón y de GNL si se quiere asegurar un abastecimiento eléctrico sin tropiezos. En el largo plazo, la crisis energética llevará a un cambio total de los programas previstos de instalación de centrales generadoras.

- 2 -

Puede preverse que aumente la proporción de centrales hidroeléctricas, se mantenga o disminuya algo la proporción de centrales nucleares y disminuya apreciablemente la potencia prevista en centrales termoelécticas convenCi2 nales, sin llegar éstas a desaparecer por razón do la necesaria regulación de las variaciones hidrológicas. Este cambio de estructura llevará, no sólo a un aumento gene ral de la independencia energética del país, sino que ade más disminuirá el impacto económico de la crisis energéti ca en el costo de la electricidad. Los efectos indirectos de aqul1a no serán evitables, pues en todo caso será necesario recurrir a equipos y materiales de costo superior al anterior a la crisis energética. Sin embargo, la nueva estructura de los sistemas eléctricos permitirá reducir a un minirno los efectos económicos desfavorables, tanto directos como indirectos.

- 3 -

1 INTRODUCCION 1.1 Aspectos generales Al analizar los efectos de la crisis de energía sobre la actividad de cualquier país energética mente dependiente del exterior, conviene distinguir dos a pectos: - el de la seguridad de abastecimiento de productos energéticos, y - el económico, derivado de las alzas de precios internacionales de los combustibles. Aunque en ciertos casos ambos aspectos pueden estar relacionados entre si, en general puede indicarse que la seguridad de abastecimiento depende de factores coyunturales (1) que pueden o no presentarse ha cia el futuro Los cambios económicos ocurridos en el ámbito internacional como consecuencia de la crisis energá tica por el contrario, parecen ser en gran medida permane tes e irreversibles En cierto grado, puede asegurarse el abastecimiento energético futuro -aún en coyuntura adversa-

(1) Como es p. ej., la actitud que adopten en determinadas circunstancias los paises productores de petróleo.

mediante acuerdos internacionales con paises productoresamigos. Pero es tal la importancia de aquél, que sin duda alguna todos los paises modificaran sus políticas enorgéticas para eliminar o disminuir su dependencia del exterior. Ello puede lograrse desarrollando al máximo las pro pias fuentes de energía y al mismo tiempo modificando laestructura de los consumos energéticos para desviar éstos hacia fuentes predominantemente nacionales. Respecto a los cambios económicos,aunque se estimen permanentes en su aspecto cualitativo,muy poco puede indicarse en términos numéricos. No sabemos como fluctuarán en el futuro los precios de los com bustibles (aunque una baja de consideración parece improbable) y ni siquiera podemos considerar estabilizado el proceso de arrastre de los precios internacionales de materias primas, productos intermedios y equipos provocadopor las alzas ya producidas en los combustibles. Ante esta incertidumbre, resulta ilusorio tratar de cuantificar las repercusiones de la crisis energética en cualquier sector económico. Ello no elimina, sino refuerza, la necesidad de realizar el mejor análisis posible de las tendencias futuras, para poder d

- 5 -

ducir políticas de desarrollo que deben ponerse en marcha a la brevedad 12

Repercusiones de la crisis en el sector eléctrico chi leno

Dimensión espacial y temporal Para comprender bien el análisis que

se desarrolla en los párrafos que siguen, es necesario tener en cuenta que las repercusiones de la crisis energética en el sector eléctrico varian considerablemente para di ferentes zonas del territorio nacional - En todo el norte del país (provincias de Tarapacá, Anto fagasta y Atacama), la generación eléctrica se realiza fundamentalmente con unidades térmicas que emplean combustibles no producidos localmente Los recursos energéticos hasta ahora conocidos en esa zona no permiten pensar en un cambio importante de esta situaci6n - En la zona central y sur del país, en cambio, existen fuentes energéticas de consideración ya desarrolladas,en desarrollo o en estudio, que les confieren a estas regiones un apreciable grado de autonomía en materia de generación eléctrica0 Por otra parte, al discutir las re percusiones de la crisis energética, debe tenerse en cuen-

-6-

ta la dimensión temporal, importantísima en el sector eléc trico por la lenta maduración de las inversiones que le es propia En el corto plazo (p. ej. 3 años), el sector eléctrico enfrentado a una crisis energética sólo puede recurrir a algunos cambios en la explotación del sistema existente, dentro de las grandes limitaciones que significan un equipamiento eléctrico determinado y las dispo nibilidadeS de combustibles que otros sectores energéticos puedan suministrarle. En el mediano plazo (4 a 8 años) po drían realizarse si fuera necesario, algunos cambios menores en proyectos ya decididos. También en este período el sector eléctrico estará limitado en su capacidad de maniobra por la oferta de combustibles. Es sólo en el largo plazo (más de 8 años) cuando las repercusiones de la crisis energética pueden llevar a cambios apreciables en la estructura del sec tor, cambiando la planificación del desarrollo el6ctrico Por las razones indicadas, se ha di vidido el análisis que sigue en tres partes:

- 7 -

1Q.-

Una exposición de lo acaecido como consecuencia de la crisis energética en el sector eléctrico durante 1973.

2Q.- Una previsión de su influencia en el período 1974 1982. Aparecen aquí en conjunto lo que hemos denominado corto y mediano plazo, porque las circunstancias concretas por las que atravesaré el sector eléctricono hacen necesario una distinción entre aquéllos. 32.- Una discusión de los cambios que cabe esperar en la planificación eléctrica a largo plazo debido a la crisis. En cada una de estas tres partes se analizan por separado las diferentes zonas del país.

2. SITUACION DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS EN LOS ULTIMOS AÑOS 2.1. Los sistemas eléctricos de Servicio Público Los sistemas eléctricos existentes a lo largo del país reflejan las diferencias de orden geográfico, eco nómico y demográfico que caracterizan al territorio nacional. Como se verá ms adelante, no hay si militud entre los sistemas eléctricos aislados del norte y sur y el Sistema Interconectado Central 1 que abarca 19 -

- 8 -

provincias en las que vive el 92% de la población del país. El desarrollo de los sistemas aislados se ha realizado fundamentalmente a travás de unidades termoeléc tricas de poca potencia principalmente máquina diesel opequeños grupos turbogeneradores a vapor. Esto se debeen el norte del país a la escasez de otras fuentes de energía y en el sur, al pequeño tamaño de los sistemas que ha hecho antieconómico el desarrollo de centrales hi dráulicas. La situación es muy distinta en el Sistema In terconectado Central, en el que es posible instalar unid des t&rmicas e hidráulicas de gran capacidad, con las co siguientes economías de escala. Los principales sistemas eléctricos del país son los siguientes: Sistema Tarapacá Comprende los centros de consumo de Anca e Iquique, que se encuentran interconectados por una línea de 66 KV. La capacidad disponible actual de servicio público es de 39,1 MW. Los autoproductores tienen una poten cia instalada de alrededor de 20,0 MW y se encuentran todos interconectados al sistema de servicio público. El -

- 9 -

principal autoproductor es la Oficina Salitrera- Victoria con 11.2 MW. (Compañía de Cobre Chuquicamata)

Sistema COCHUQJ

Este sistema, pertenece a la compañia productora de cobre Chuquicarnata y alimenta al complejo minero Chuquicamata-E xtica y a los centros poblados de Calema y Tocopilla. Cuenta con una potencia disponible de 212 MW. Actualmente se encuentra intercofleCtado con el Sistema de SOQUIMICH por una línea de 33 kV. Hacia 1978 se tiene proyectado interconeCtarlo con el Sistema intofagasta. Sistema Antofaqasta Abastece los consumos de la ciudad de Antofagasta. La capacidad disponible actual para servicio público de 22,0 MW, es suficiente para satisfacer la d manda actual. Para 1978 se tiene proyectado su interCOfle xi6n con el Sistema COCHUQUI.

Los autoprodUCtCres (ex -

cluídoS la Gran Minería del Cobre y Salitre) cuentan con una potencia instalada de 10 MW, de los cuales 2 MW se encueri tren interconectados al servicio público. Se estima que en 1978 al construirse la línea de intercofleXi6fl con el Sistema dOCHUQUI,

se interconectará también la mayor parte del

resto. - 10 -

Sistema SOQUIMICH (Sociedad Química y Minera de Chile) Abastece los consumos de las oficinas salitreras ubicadas en la pampa de la provincia de Antof a gasta y la planta mecánica de almacenamiento y embarque desalitre en Tocopilla. Esta actividad industrial se autoabas tece con una capacidad disponible de 56,OMwen una frecuen cia de 60 Hz. Actualmente se encuentra interconectado conel S istema COCHUQUI a través de un conversor de frecuenciarotatorio. Sistema COBRESAL (Compañía de Cobre El Salvador) Autoabastece los centros mineros de El Salvador, Potrerillos y Llanta y el pueblo de Chañaral,Tiene una capacidad instalada de 47 9 5 MW y genera con una frecuencia de 60 Hz. Debido a la antigUedad de las insta ciones el servicio es inseguro y de elevados costos de operación. Se ha estudiado la interconexión de este sistema con el Sistema Huasco, llegándose a la conclusión que no re sulta conveniente efectuarla en un futuro inmediato, debido a que las inversiones para cambiar frecuencia en los esta biccimientos mineros serían muy elevados.

Sistema Huasco El Sistema Huasco, que pertenece al servicio público, abastece los centros de consumo de Sala do, Copiapó, Vallenar, Huasco y Algarrobo, donde se conce tran los principales minerals de hierro y gran parte de la Mediana y Pequeña Minería del cobre. La capacidad dis ponible para servicio público es de 22.7 MW, que es insuficiente para abastecer las demandas, situación que se man tendrá hasta el segundo semestre de 1974 con la instalación de 5.2 MW en grupos de emergencia y con la interconexión, al Sistema Interconectado Central, mediante una linee de 110 KV. Los autoproductores ubicados en el área de influencia de este Sistema son de escasa importancia individual y tienen una potencia total de aproximada mente 10 MW, de los cuales 4.3 MW se encuentran interconeç tados al sistema. Se estima que terminada la vida útil de las unidades generadoras que es variable entre 5 y 10 años, la mayor parte de estos consumos deberán ser abastecidos por el servicio público. Sistema Interconectado Central Este sistema eléctrico abarca desde La Serena a Chonchi en la Isla de Chi1o, sirviendo la to- 12 -

talidad del territorio comprendido entre la Tercera y Quia ta Regiones Geográficas, y extendiéndose a una parte de las Segunda y Sexta Regiones. Como hemos dicho anteriormente, es en esas zonas donde se encuentra la mayor parte de la población del país, donde se realiza la mayor parte de la actividad económica y donde se cuenta con importantes recursos de agua que se aprovechan en forma integral y complementada entre los diversos usuarios. La producción de energía eléctrica en el Sistema Interconectado es realizada en un 98% por empresas de servicio público y en un 2% por autoproductores que aportan sus excedentes al servicio público. Las empresas de servicio público integradas al Sistema Interconectado, cuyo resumen se entrega en la Tabla 12.2, son la Empresa Nacional de Electricidad S.A. (ENDESA), Compañía Chilena de Electricidad (CHILECTRA), Compañia de Electricidad Industrial (CGEI), Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica (CONAFE), Empresa Eléctrica La Frontera S.A. (FRONTEL) y Sociedad Austral de Electricidad S.A. (SAESA), estas dos últimas filiales de la ENDESA. Los autoproductores de mayor importancia son: Empresas Industriales El Nelon (central Lcs Quilos) y Compañía Manufacturera de Pape-

- 13 -

les y Cartones (centrales Carena y puntilla).

En la Tabla siguiente , se incluyen los valores totales por empresas de las potencias instaladas en el Sistema Interconectado hasta

1972 y

como referencia,

la energía generada durante el mismo año.

Potencias y energías disponibles para el Servicio Público en el Sistema Interconectado Central

Año 1972 Empresa

ENDESA CHILECTRA

CGEI

1 Generación en GWh Potencia en MW ic Total l T rmica Hidrulic TotarmicaHidrUl

841.3 94.9 3e3 1,5

128.6 269.7 5.5

CONAFE

941.0

SUB TOTAL

403.8

Auto prod u tores (1)

---

32.4

403.8

973.4

TOTAL

559.8 598.2 0.0 ---

3753.5 892.6 13.9 4.9

4313.3 1490.8 13.9 4.9

11344.81 1158.O

4664.9

5822.

969.9 364.6 8.8 1.5

32.4

95.0

377.2 1158.0 4759.9

Nota (1): Estimación

- 14 -

95. 5917.9

Sistema Aisón Este sistema abastece los centros de consumo de Puerto Aisón, Coihaique y Balmaceda. La capacidad disponible es de 4e2 MW que es suficiente para abastecer las demandas actuales. No existen autoproductoreS de importancia en la zona de influencia de este Sistema. Sistema Punta Arenas Abastece los consumos de la ciudad de Punta Arenase La capacidad actual de servicio público es de 179 MW suficientes para abastecer las demandas hasEa 1978. Las instalaciones generadoras operan con gas natural. El autoproductor principal es la Empresa Nacional del Petróleo y sus instalaciones ms importantes se ubican al costado sur del Estrecho de Magallanes, razón por la cual no existen posibilidades de interconexión0 22 Situación en el Sistema Interconectado El Sistema Interconectado, obtiene su energía a partir de tres fuentes primarias: - la hidroelectricidad - la combustión de carbón - la combustión de petróleo - 15 -

De estas tres fuentes, la ms importante es la generación hidroeléctrica, como se muestra en la Tabla a continuación, en que se indican las energías generadas en los últimos tres años, tanto hidroeléctrica como térmica (carbón - petr6leo). Año

'1971

1972

1973

5.918

5.906

Generación total (GWh)

5.471

Generación t(rmica (GWh)

1.796 ( 33 %)! 1.452 (25%)

1.308 (22%)

Generación Hi -

3.675 (67%) 4.466 (75%)

4.598 (78%)

driulica (GWh)

Como se aprecia tarnbicn en la Tabla, el porcentaje de generación hidroeléctrica es variable, dependiendo fundamentalmente de la ocurrencia de un año de hidrología seca, normal o lluviosa. El porcentaje de generación tórmica varía entonces de manera inversa a fin de completar la demanda de energía. (Estos porcentajes tambin se ven afectados por la puesta en servicio de nuevas centrales, lo que se analiza en otro punto de este trabajo). Interesa en este punto analizar específicamente lo relacionado con generación térmica en el

- 16 -

Sistema Interconectado

En la Tabla a continuación se in-

dican las energías que se han generado a partir del uso de carbón y de petróleo en los últimos tres años y los porcen tajes que representan con respecto al total de generación trmicyal total de generación del Sistema Interconectado0 1971

1973

1972

Term.

Carb.

Petra Term0 Carb. Petr0 Termc, Carb0

Generación(GWh)10796

1.144

652

1.452

684

768

100

%c/r a Cen. Térm %c /r a Cen. Total S.I. Cons,del comb. (miles de Ton.) dr a Cons. to tal país

507 168 26

286 187

1.308 1.059

249

442

19 4 60

22(e) 3(e)

(e) : estimación De las Tablas anteriores se extraen las siguientes conclusiones principales: - la generación térmica en el Sistema Interconectado corresponde aproximadamente a la cuarta parte de la generación total (sólo en 1971 se generó la tercera parte debido a que la próxima puesta en servicio de la central El Toro hacía conveniente embalsar agua en el lago Laja).

- 17 -

- el carbón que se consume en generación eléctrica para el Sistema Interconectado es un porcentaje importante del consumido en todo el país. - no ocurre lo mismo con el petróleo, cuyos porcentajes son relativamente bajos. Estas cifras históricas están además influidas por problemas producidos en los últimos años en la producción y transporte de carbón, en gran medida superados hoy día. En condiciones normales habrían sido muy inferiores, requiriéndose el petróleo sólo en la etapa de puesta en marcha de las unidades termoeléctricas y posteriormente en mínima cantidad pa ra mantener la estabilidad de funcionamiento de los que madores. 2.3 Situación de los sistemas aislados de la ENDESA en 1973. Los sistemas aislados de la ENDESZ suministran energía eléctrica en las provincias de Tara pacá, intofagasta, Atacama, Aisén y Magallanes. La generación en 1973 alcanzó a 344.5 GWh lo que representa aire dedor de un 4% de la generación total del país. La situa ción de los sistemas aislados en 1973 se puede visualizar en la Tabla siguiente:

- 18 -

Hidráulica Petróleo Carbón Gas Total Generación (GWh) % dr al total de s.

169.8 49.3

81.4 23.6

32.4 344.5 9.4 100.0

diesel comb. 19.0 23.8

47.8

17.8i

60,9 17.7

Consumo combusti ble (miles de Tan.) al consumo nacional % dr

2.8 0.9

0.2

2.4

z millones de m3 2.4 Situación de los autoproductores Los autoproductores están repartidos a lo largo de todo el país. En ciertas zonas, en especial el Sistema Interconectado, están adem.s conectados con el Servi cia Público e intercambian con éste cantidades importantes de energía, cuyo balance neto representa una compra aprecia ble de autoproductores a las empresas eléctricas. Las cifras de generación de los autoproductores en los últimos años son las siguientes: Año

1971

Generación total(GWh) 2.833 Generación térmica (Gwh) Generación hidráulica

1972

1973

2.790

no disponible

2.092 (74%) 1.995 (72%) 741 (26%) - 19 -

795 (28%)

La alta proporción de qeneración térmica se debe a la importancia de los autoproductores situados en el extremo norte del país, entre los que se destacan las compañías de cobre Chuquicamata y Salvador y las sal¡ treras de SOQUIMICH. Con respecto al combustible utiliza do en generación térmica, las cifras son las siguientes: 1971

1972 Term. Petr. Petr. Carbón Gas Term Petr.. Petr. Carbón Gas Combo Diesel Comb. Diesel Generación (Gwh) % dr a generac. térmica Cons. comb. (miles ton. P:0) % dr al cona del país

Cons.espec. (Kg.P.e/kwh)

2091 1604 100

359

536

0.33

025

-(1) -

29 1995 1596 298 1 100

491

-(1) 0.4

031 0.28

-(1) -

-(1) 0.4

(1) Esta generación se logra en instalaciones combinadas con la producción de vapor para el proceso industrial, no siendo posible desglosar el combustible destinado a producir electricidad. En todo caso, las cantidades son mínimas. - 20 -

6 -

De estas cifras pueden deducirse las siguientes conclusiones: - El petróleo combustible consumido por los autoproductores representa una parte substancial del consumo nacional. En casi su totalidad este consumo corresponde a las instalaciones mineras del norte grandes - Para el petróleo diesel, el porcentaje de participación en el consumo nacional es mo1era1o. - Tanto para el carbón corno para el gas, las generaciones son pequeñas, y no pesan frente a las respectivas pro ducciones - Los consumos específicos me-líos para el petróleo combus tibie son altos en comparación a los de instalaciones generadoras modernas, que normalmente no sobrepasan 0,25 kg Pe/kWh. Ello se debe a que algunas unidades generadoras de los autoproductores son de diseño muy antiguo, suparndo su consumo especifico los 0,4 kg.Pe/kWh0 Este punto es importante, pues la renovación de tales un dacles se pagaría en pocos años con la economía de divisas en petróleo 25 Resumen de la situación en los últimos años De lo indicado para los diversos sis temas se deduce que la situación de dependencia energética

- 21 -

del exterior es muy diferente para los distintos sistemas. - Los sistemas de la zona norte, tanto para el Servicio Público como para los autoproductores, dependen en forma importante del uso de derivados del petróleo, y además este consumo alcanza un porcentaje apreciable del consumo nacional de estos productos energéticos. Por ello, estos sistemas podrían verse afectados en su segu ridad en caso de una crisis de abastacimiento (1). Tam bien desde el punto de vista económico pesarían en forma importante en los requerimientos de diviss. Algu nas instalaciones de la Gran Minería son anticuadas, y su reemplazo por otras modernas permitiré un ahorro importcnte de combustible., - El $istema Interconectado tiene mínima dependencia del exterior, pues su abastecimiento se ha desarrollado mayormente mediante recursos hidroeléctricos y centrales termoeléctricas a carbón. El petróleo sólo se requiere en cantidades mínimas, salvo problemas en la disponilidad de carbón.

(1) Salvo que se les dé prioridad frente a otros consu mos en la disponibilidad de petróleo.

- 22 -

- En la zona sur los sistemas son muy pequeños. Los més importantes, ubicados en Magallanes, son también autónomos por disponer de gas natural. 3. PERSPECTIVAS PARA EL PERIODO 1974-1982 31 Generalidades Como se indicó anteriormente, las posibilidades de modificar los programas de instalaciones eléctricas en el mediano plazo son muy limitadas. El desarrollo de un nuevo proyecto hidroeléctrico requiere 2 a 3 años de proyecto definitivo, alrededor de un año para trémites de financiamiento y coloca ción de las primeras órdenes por equipo y unos 6 años de construcción, en total 9 a 10 años desde iniciación del proyecto definitivo hasta la puesta en marcha. No es posible, por lo tanto, incluir nuevas centrales hidroeléctricas en el mediano plazo. En cuanto a las centrales termoeléc tricas, sólo puede pensarse que cuenten con la posibilidad de quemar varios combustibles para darles myor flexibilidad (1)

En el resto, dependen de proyectos de producción

(1) Esta ha sido, en general, una política seguida por las empresas eléctricas aún antes de la crisis energética.

- 23 -

de combustibles nacionales, los que no están en manos del sector eléctrico. Algunas medidas pueden tomarse en materia de explotación de las centrales en zonas con recursos hidroeléctricos regulables para lograr un aumento de la seguridad de servicio futuro. Una acumulación de agua en embalses interanuales lograría este objeto. Sin embargo, si este aumento de seguridad se logra por generación termoeléctrica a petróleo, significa anticipar y aumentar el desembolso de divisas del país. Es necesario, entonces, pesar debidamente la conveniencia de tener una seguridad muy alta ante eventualidades futuras del mercado energético frente al costo nacional que ello representa. Teniendo en cuenta estos aspectos, analizamos a continuación la situación previsible en el mediano plazo para los diferentes sistemas eléctricos. 3.2 Sistema Interconectado 3.2.1 Programa de instalaciones El Programa de instalaciones actual mente vigente considera las siguientes fechas de puesta en servicio de centrales generadoras. - 24 -

1973-74 Central hidroeléctrica El Toro, 400 MW (en servicio) 1975

Turbina de gas Guayacán, 24 MW

1976

Central de turbinas de gas en zona central, 130 MW

1977

Central termoeléctica Ventanas II, 200 MW

1979

Central termoeléctrica Bocamina II, 160 MW

1980

Central hidroeléctrica Antuco, 300 MW

1982-83 Central hidroeléctrica Colbún-Machicura, 640 MW Fuera de estas instalaciones, algunas derivaciones de ríos (Teno-Chimbar)ngo y Alto Polcura) aumentarán la energía de centrales existentes, sin modifi car la potencia de las mismas. Este conjunto de centrales está programado para abastecer las demandas eléctricas a que se ha hecho referencia en trabajo aparte. Puede observarse en este programa que a la actual disponibilidad de potencia del Sistema Interconectado (1.745 MW en instalaciones de Servicio Público) se agregarán hasta 1983 un total de 940 MW hidráulicos y de 514 MW térmicos. Ante

una crisis energética, podría

parecer alta la proporción de potencia térmica, y en es pecial la introducción de turbinas de gas que deben fun cionar forzosamente con derivados del petróleo. Ello hasido necesario por el atraso de los programas eléctricos-

- 25 -

producidos en los 3 últimos años. En todo caso, las turbinas de gas se incorporan como elemento de seguridad al sistema eléctrico y sólo operarían en una situación de se quía, que es improbable coincida con una crisis interna cional de abastecimiento energético. 3.22 Previsión de consumos de combustible para generación eléctrica en el Sistema Interconoc O

Para una previsión de demandas de energía eléctrica determinada, el consumo de combustible destinado a generación termoeléctrica es una variable alee tone pues depende de los aportes hidrológicos en las centrales hidráulicas, que son a su vez variables aleatorias. En estas condiciones resulta difícil realizar una previsión precisa de consumos de combustibles, incluso a corto plazo; sin embargo, la capacidad de regula ción interanual del embalse del lago Laja y la posibilidad de actuar con stocks relativamente importantes de carbón le dan sentido a una previsión de consumos efectuada en condi ciones de hidrología "media". Los estudios de operación del Siste ma muestran un importante incremento de la generación ter-

- 26 -

moeléctrica con el consiguiente aumento de las necesidades de combustibles; ello es un reflejo de las sucesivas postergaciones en la puesta en servicio de la central hidroeléctrica Antuco, producidas en ci periodo 1971-1973. Todas las centrales a vapor del Sis tema son aptas para quemar carbón, por lo que se evaluaron las necesidades de este combustible expresadas en toneladas,con un poder calorífico superior de 6.350 Kcal/Kg. Por razones tócnicas, algunas de estas centrales requieren quemar simultáneamente una cierta cantidad de fuel oil, l que se contabilizó en la Tabla siguiente: Consumos de combustibles en el Sistema Interconectado (Hidrología media) Consumo carbón (Kton de PCS de 6.350 Kcal/Kg)

Consumo fuel oil (Kton)

1975

791

9.6

1976 1977

856 1077

9.7 8.0

1978

1106

8.9

1979

1326

8.0

1980

1175

1981

1148

6.8

Año

- 27 -

Los planes de expansión de la industria del carbón prevé la siguiente producción destinada al sector eléctrico (antecedentes entregados en diciembre de 1973).

Miles de toneladas

Año 1975 1976

700 940

1977

1150

1978 1979

1370

1980

1400

1981

1300

1220

Puede apreciarse que esta producción seria suficiente para abastecer los consumos de las centra les termoeléctricas. En estas condiciones el alza de precio del petróleo en el mercado internacional prcticamen te no afectaría el costo de generación en el Sistema, por lo menos en forma directa. (El alza de los combustibles ha tenido como efecto indirecto incrementar fuertemente el precio de los equipos importados, en este caso el costo

las unidades termoelóctricas previstas hasta 1980). Como se dijo m.s arriba, los consumos de carbón previstos para un año determinado pueden variar substancialmente

con

la hidrología; a modo de

ñalari a continuación los

consumos de

en año húmedo para 1980. - 28 -

carbón

ejerplo se se

año seco y

Año

1980

(Cifras expresadas en ton0 de carbón de pcS6350çi Kg

Seco (95%)

Medio (50%)

14899400

1,1747800

Húmedo (50A) 668.500

En algunos años, a pesar de un manejo eficiente de los stocks de carbón y de agua del embalse del lago Laja, podrían producirse déficits de carbón de bindoSe entonces recurrir a la importciófl de petróleo combustible y de petróleo diesel destinado a la generación de las turbinas a gas de emergencia. Una vez que entre en operación el proyecto de transporte de gas natural licuado de ENAP, lo que no ocurriría antes de 1978, podría recurrirse a este combustible en situaciones de emergencia. De las cifras indicadas se deduce que, si se cumplen los programas de producción de carbón nacional, el Sistema Interconectado prácticamente no dependería del exterior, estando su abastecimiento asegurado. En el aspecto económico, la crisis

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de la energía no repercutirá tampoco directamente, aunque si lo hará de modo indirecto por el aumento de precio de los equipos importados. 33 Perspectivas para el período 1974-1983 en los Sistemas Aislados de la ENDESA Las zonas abastecidas por los sistemas aislados presentan características que hacen predomi nar la instalación de unidades térmicas, con la consiguien te dependencia del petróleo. Esta tiende a incrementarse rápidamente como consecuencia del aumento de las demandas de energía eléctrica. Las tasas anuales de crecimiento en estos sistemas varían entre 7 y 12%, lo que implica un desarrollo semejante en el consumo de combustibles. Por otra parte, los únicos recursos hidráulicos en explotación son el río Lauca (Central Chapiquiña, itrica) y el río Arre dondo (central Ais&n)0 Los planes de obras de la ENDESA y algunos proyectos de otros organismos tienden a atenuar dicha dependencia. El vaciado de la laguna Chungará, duplicará la energía entregada por Chapiquiña0 El proye to se encuentra en ejecución bajo la responsabilidad de la

- 30 -

Dirección de Riego, estimndose su puesta en servicio para el año 1976. Este nuevo aporte permitirá al país un ahorro de 10.000 toneladas de petróleo diesel por año. El proyecto de Licuefacción y Dis -

tribución del gas natural de Magallanes, de la Empresa N cional del Petróleo tiende a la sustitución del consumo de Fuel Oil en la zona norte del país. Como centro geográfico de consumo se ha considerado la zona de Tocopilla. Una interconexión de los sistemas Tarapaci y Antofagasta de la ENDESA con el sistema Tocopilla de COBRECHUQUI en conjunto con el proyecto de gas natural licuado haría disminuir el porcentaje de energía eléctrica proveniente de combustibles líquidos en una pro porción significativa. El Sistema Huasco se interconectará

en un futuro cercano (1976) al Sistema Interconectado Cen tral lo que le permitirá reducir el efecto de eventuales crisis de suministro de combustibles. La situación al final del periodo estudiado (1983) es la siguiente:

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Hidráulica Generación GWh % dr al total S.A.

91.0 89

Consumo del combustible miles de ton.

Petróleo 838.4 82.4

Gas 88.3 8.7

Diesel Comb. 99.6 128.2 48.61k

ti millones de El Sistema Huasco que se integrará al Sistema Interconectado Central en 1976 ha sido incluido por razones de orden en los Sistemas Aislados. Los cálculos suponen a la central a vapor de Huasco funcionando con petróleo combustible. Auncue los resultados indican un aumento en la proporción de la energía eléctrica generada a partir de petróleo hay que tener presen te que el consumo de combustible requerido por los Siste mas Aislados tiene escasa significación en el consumo t2 tal del país, 3.4 Auto productores Los programas de instalación de cen trales de los autoproductores no están tan definidos como para el Servicio Público. El único proyecto conocido es el de COCHUQIJI, que además de dos turbinas a gas que entrarán

- 32 -

en servicio a fines de 1974, contempla instalar cuando m. nos 2 unidades de vapor -petróleo de 50MW cada una (1). Esta instalación es necesaria para abastecer los aumentos de consumo derivados de la expansión de producción de cobre y para reemplazar sus unidades antiguas, de operación insegura y baja eficiencia. La compensación entre aumentos de consumo eléctrico y una generación més eficiente llevaría probablemente a un consumo de combustible no muy diferente del actual, de modo que este proyecto de COBRECHUQUI no aumenta la dependencia energética del país. En el momento en que entre en operación el proyecto de gas natural licuado de ENAP, con su terminal en Tocopilla, la generación eléctrica se realizaría en su totalidad con gas natu ral y la actual dependencia energética desaparecería total mente. Otro proyecto de autoproductores que podría realizarse en este período es el reemplazo de la

(1) A la fecha de realización de este trabajo, COBRECHUQUI esté estudiando sus demandas futuras para una eventual modificación de este programa, que podría contemplar una mayor instalación de potencia.

- 33 -

actual central Barquito de Cobre Salvador por unidades modernas. Este proyecto significaría un sustancial aumento de la eficiencia térmica de la generación, que unida a me joras en los sistemas de transmisión significará en defini tiva una disminución importante do los consumos de petró leo. De momento no existe posibilidad de transformar este consumo a gas natural, pues el terminal de descarga no se justifica para un consumo como el existente. En cuanto al sistema eléctrico de las salitreras Pedro de Valdivia y María Elena, también esté previsto abastecerlo con gas natural desde Tocopilla eliminándose los requerimientos de petróleo actuales. 3.5 Resumen de perspectivas pari el período 1974-1982 Los antecedentes anteriormente indica dos permiten visualizar que durante los primeros años del periodo analizado, se mantendría la situación actual de d pendencia del sector eléctrico en valores absolutos, lo que representa una importante reducción en porcentaje. En particular, el Sistema Interconectado seguiría autoabasteciéndose de energía, los sisternas aislados aumentarían su consumo de petróleo (su incidencia sería sin embargo modesta) y los autoproductores conservarían aproximadamente su consumo actual de este corn - 34 -

bus tibie Un cambio sustanciül se produciría en el momento de entrar en servicio el proyecto de LNG, que reemplazaría gran parte del consumo de petróleo de au toproductores por combustible nacional, y aseguraría el suministro del Sistema Interconectado en condiciones axce cionales. Si en la misma época se realiza la interconaxión con el sistema COBRECHUQUI de los sistemas Tarapacá y Antofagasta de la ENDESA, los más importantes entre los sistemas aislados, se lograría para los sistemas eléctricos del país una situación de practicamente in dependencia total del exterior. El petróleo seguiría empleándose en generación eléctrica sólo en algunos puntos aislados ( el sistema COBRESAL y el sistema Huasco serian los más impor t r flteS) pero lis cantidades requeridas serian modestas.

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4. INFLUENCIA DE LA CRISIS ACTUL SOBRE EL PROGRAMA DE INSTALACIONES A LIRGO PLÍ20 EN EZ SISTEMA INTtRCONECTADO (POS TERIOR A 1983). 4.1 Consideraciones generales Como se indicó anteriormente, en el corto plazo las empresas eléctricas sólo pueden reaccionar ante la crisis energética con ciertas modificaciones en la explotación de los sistemas existentes. En el mediano pla zo su posibilidad de maniobra se extiende también a algu nos eventuales cambios menores en el diseño. Es sólo en el largo plazo cuando se abre toda la gama de posibilidades de enfrentar tanto los problemas de seguridad de abastecimiento como los económicos que la crisis implica, • a través de una total modificación de la pl-rnificación prevista. En el presente capítulo se pretende discutir la influencia que la reciente crisis energética tendrá en los programas a largo plazo. Ello se hará en té minos principalmente cualitativos, pues como se expresó al principio de este trabajo, los efectos económicos indirectos de la crisis energética (sobre el costo de equipos y otros suministros importados) sólo recién empiezan a mani festarse, siendo prematuro todo esfuerzo de cuantificación,

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Lo único que de momento puede asegurarse es que los efectos directos (precio del petróleo) se rn en todo caso, ms importantes que los indirectos. 4.2 Factores primarios en ci costo de la energía elctrica. Para abastecer el consumo elctrico existe una cierta variedad de fuentes de energía: - centrales hidroeléctricas, con o sin regulación, y con diferentes valores de potencia instalada y energía generable. - centrales termocictrjcas convencionales que emplean carbón, petróleo o gas natural. - centrales nucleares - plantas de punta, como son las centrales do bombeo y turbinas a gas Las decisiones de futuras obras o inversiones depende de los costos relativos de los tipos de equipamiento (inversión y explotación) de sus características de operación y de la forma como está abastecida la demanda inicialmento. Podemos distinguir el costo de inversión y el costo fijo de operación y el costo de generación (principalmente combustible), Las distintas alter

- 37 -

nativas difieren tanto en la magnitud relativa de los costos, (costos de inversión versus costos de operación) como en la composición de estos costos en términos de mano de obra, insumos nacionales y divisas. Las características de costo de cada ti po de central se resumen en la Tabla siguiente:

Tipo de central

Costo de inversión

Costo fijo de operación

Costo de generación

Turbinas de gas

muy bajo

bajo

muy alto

mediano

bajo

mediano

casi nulo

Termoeléctrica, de mediano combustible conven citrial alto Nucleares mediano a Hidráulicas alto

Debido a estas características, las tur binas de gas se usan para abastecer las puntas de la demanda, que ocurren durante pocas horas; las centrales térmicas convencionales se utilizan con un factor de planta más elevado; las centrales nucleares funcionan en la base de la curva de carga del sistema y las centrales hidroeléctricas según sus características propias son capaces de abastecer la base o entregar su potencia durante corto tiempo.

- 38 -

----

La descomposición porcentual de la inversión directa para los diferentes tipos de centrales ( sin derechos de internación, gastos financieros ni gastos generales ) es aproximadamente la siguiente: Moneda extranjera Moneda nacional Tipo de central Turbinas de gas

25%

75%

Térmica convencional

32%

68%

Nuclear

20%

80%

Hidráulica

75%

25%

Dada la magnitud de las inversiones del Sector Eléctrico, la ENDESA realiza sus estudios económicos considerando precios de los recursos requeridos que reflejen bien la escasez de ellos en el país (precios socia les o de cuenta), y toma en consideración los efectos indirectos de los insumos requeridos sobre el resto de la eco nomia nacional

Ello lleva a descomponer los costos de in-

versión en sus factores primarios: divisas directas e indirectas, remuneraciones también directas e indirectas, asignación para gastos de capital fijo y transferencias (impues tos y subvenciones). Si se dejan de lado estas últimas,que para la comunidad tienen valor nulo, se llega a la siguiente descomposición de las inversiones directas en centrales

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en factores primarios: (Valores en Factores primarios Tipo de central

Divisas

Remuneraciones

Turbinas de gas

Capital 1

Térmica convencional Nuclear Hidráulica

100

90 30

100

Total 100

100

La c'Tmparación económica de las distintas alternativas generadoras q ue podrían abastecer los incrementos futuros de la demanda no se pueden realizar en forma directa entre proyectos aislados considerando éstos como posibilidades excluyentes, ya que si bien se pretende dar un servicio total semejante mediante un programa de instalaciones, cada una de las obras proporciona un servicio diferente según sean sus características El análisis exacto, se podría combinando todos los proyectos alternativos en programas de abastecimiento en el tiempo, fijando fechas do puesta en servicio y necesidades de sistemas de transmisi6n. Pa ra estos programas, que deben cumplir con las condiciones de seguridad exigidas, se calcularía el costo total actua lizado (de inversión y explotación) durante el período en

- 40 -

estudio. Por el gran número de alternativas este método es impracticable. La ENDESA ha utilizado una metodología que incluye análisis globales y estudios detallados. Se realiza una primera pro-selección entre todas las posibilidades hidroeléctricas, efectuando luego un estudio de anteproyecto de una decena de las soluciones ms interesantes. Por ser el método bastante bur do esta primera selección es bastante amplia. Estos anteproyectos hidroelctricos, ms otros de centrales €ermoel trices, nucleares, de bombeo, etc0 se consideran como el conjunto de alternativas que pueden instalarse para satis facer los incrementos de consumo a largo plazo. Se incluyen estas alternativas como variables en un modelo de selección de inversiones, que es tá basado en el uso de la programación lineal. Este modelo representa esquemáticamente los incrementos de consumo del Sistema Interconectado, concentrados en los cuatro nudos ms importantes y correspondientes a cuatro períodos consecutivos de cinco años cada uno. Estos consumos, que están representados por demandas de punta, de enerqia garantizada y energía de invierno y verano (subdivididos en

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necesidades de día y noche) deben ser abastecidos mediante instalaciones generadoras e- las cercanías de los nu dos y a travós de ampliaciones del sistema de transmisión de modo que el costo total actualizado de inversiones y operación sea mínimo. Cada alternativa está repr--sentada por un juego de variables de instalación y otro de operación, las centrales existentes y especialmente los embalses conforman otro conjunto de variables de operación de modo de dar al conjunto flexibilidad suficiente como para que se ubique en el óptimo económico. Este modelo tiene un total de 615 restricciones más la función objetivo y 716 variables estructurales. La densidad de la matriz es de 1 7 1% y se ha resuelto en un computador IBM 360. A travs de este modelo se analiza no sólo la solución óptima, sino toda la zona cercana mediante parametrizaciones y estudios de sensibilidad y entrega, entre otros resultados, las obras que deben cons truirse en cada quinquenio durante los próximos 20 años de estudio y el dimensionarniento y operaciones óptimas de los proyectos que integran la solución.

- 42 -

La etapa siguiente es confeccionar algunos programas detallados de instalaciones generadoras y de transmisión, para períodos de 10 años de acuerdo a las soluciones dadas por el modelo anteriormente menciona do. Los análisis de seguridad y operación de estos pro grfl.as se efectúan mediante un modelo de operación simu lada del sistema. Posteriormente se analizan los costos totales actualizados valorizados los proyectos a precios de mercado y a precios sociales. Se ha utilizado el modelo de selección de inversiones ya descrito para encontrar el programa de inversiones que satisfaga los incrementos de consumo durante un periodo de 20 años (desde 1976 a 1995) a costo mínimo o con precios existentes a 1967. En los ciculos a costo social, al realizar estudios de sensibilidad de la solución para distintos valores de cada uno de los factores primarios de producción separadamente (mano de obra, capital y divisas) se observa una apreciable modificación en la estructura de la solución óptima. Sin embargo, dado que los efectos de subvaluación de la mano de obra y sobrevaluación de la tasa de cambio tienden a compensar el efecto de una sobre

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valuación de la tase de intcr&s, la estructura de la solución óptima social cuando se toman en cuenta todos los parámetros sociales no es fundamentalmente distinta a la solución de mercado, 4.3 Resultados del modelo global con precios de 1967 Las principales características de la solución óptima obtenida con precios de 1967 fueron: - en °l periodo de 20 años entre 1975 y 1995 debía instalarse un total de 5.475 MW. - en los primeras 10 años (1975-1985) se debían instalar fundamentalmente las centrales hidroelóctrices que indica el modelo, complementando el abastecimiento con una pequeña instalación de potencia tórmica (1). - a mayor plazo las centrales termoeléctricas y especialmente las plantas nucleares desplazaban económicamente a las centrales hidroelóctricas. Al incluir nuevos

1) En la realidad practica, fue necesario

incrementar la

instalación de centrales trrnicas que,

por su mejor

plazo de construcción, permitían hacer

frente a los

atrasos producidos en los últimos tres

años. Esto sig

pero evita el enorme impacto nacional que representa ría un racionanifica un encarecimiento del programa, miento de electricidad.

- 44 -

proyectos hidroeléctricos esta situación puede variare todas las instalaciones trmicas (convencionales y nu cleares) se ubicaban en la zona norte (Santiago-Valp raíso) mientras que los principales desarrollos hidroeléctricos estarían en la zona sur la competencia de las centrales nucleares comienza en 1985 y con unidades del orden de 400 a 500 NW (debido principalmente a las fuertes economías de escala que caracteriza a este tipo de centrales). En cifras, 106 resultados obtenidos con el modelo global con precios de 1967 para la descomposición de la potencia a instalar entre 1975 y 1995 fue ron las siguientes: A precios de mercado

Costo social (1)

Centrales hidróulicas

476%

48. 7%

Centrales térmicas conven

142%

17.0%

382%

34.3%

cionales Centrales nucleares

(1) Tase de actualización de 12%, sobrevaluación de la divisa de 30% y coeficiente salarial 0.6.

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Se observe que ambas estructuras son muy similares. Considerando lo ya programado hasta 1983, entre este año y 1995 habría que instalar aproxima damente: En centrales hidroeléctricas En centrales termoelctricas convencio

1.730 MW (41%) 630 MW (15%)

nales (2) 1.880 MW (45%)

En centrales nucleares

4.4 Influencia de los aumentos de precios del petróleo en los programas futuros de electrificación! En el aspecto económico, cabe esperar en primer lugar un aumento importante de costos de la electricidad, tanto por efecto directo de los precios del petróleo como por el arrastre que óste genere en los demás productos. En segundo lugar, debería producirse un cambio en la estructura prevista para les sistemas eléctricos, debido a que los diferentes factores de costo

(2) Mientras no se desarrollan nuevos proyectos de producción de carbón por encima del ya estudiado por ENACAR, estas cantidades deberían preverse funcionando a petróleo.

- 46 -

no variarán de igual manera. Ya se indicó que el aumento de precios del petróleo ha inducido un alza de los precios de los equipos que todavía no se manifiesta en toda su magnitud. Lo único que en definitiva puede afirmarse es que el efecto indirecto de alzas tiene que estabilizarse en valores porcentuales muy inferiores al aumento porcentual directo. Posiblemente, puede esperarse también que los efectos indirectos de las alzas sobre los recursos nacionales empleados en la construcción y operación de centrales (mano de obra y materiales especialmente) sean inferi res a los que experimenten los equipos importados. Si estas premisas se cumplen, resultaré en definitiva que: - las centrales termoeléctricas convencionales experimentarán el mayor impacto de las alzas. Al ser relativa mente menos económicas sobre todo por efecto directo de los costos del petróleo (2), su participación en el (2) Un ejemplo de los efectos directos de las alzas del petróleo se da en el Anexo 1, que corresponde a los resul tados de un estudio realizado por ENDESA a mediados de 1973 en que se comparó la central Antuco con una térmica convencinal.

- 47 -

total deberia decrecer apreciablemente. Sin embargo, no puede preverse su total desaparición del sistema, pues deberán existir en todo caso como reguladoras de la fluctuación hidrológica que los embalses no pueden absorber. - Las centrales nucleares experimentarán alzas de costo en sus equipos importados, y no es imposible que éstas sean mayores que las debidas .nicamente al mayor costo internacional de los materiales. En efecto, el brusco cambio del mercado mundial de centrales termoeléctricas, del tipo convencional al nuclear, podría producir una escasez de oferta de las últimas que lleve a precios superiores. También en el combustible nuclear podrían generarse alzas extraordinarias al aumentar brus camente su demanda. - Las centrales hidroeléctricas, con mayor proporción de costos en moneda nacional, podrían ser las menos afectadas por las alzas internacionales del petróleo, y jun to con aumentar su interés económico, se incrementaría su participación en el abastecimiento de la demanda. Na turalmente este cambio implica que centrales posibles de instalar que anteriormente resultaban antieconómicas,

- 48 -

dejarían de serlo. Igualmente, proyectos hidroelóctricos que no entraron en los estudios anteriores por estar sus antecedentes incompletos a ea fecha, pueden ser atractivos. Estas consideraciones llevan a ponsar que la estructura óptima económica do instalación do nuevas centrales generadoras en el Sistema Interconectado entre 1983 y 1995 se modificaría en el sentido de tener una proporción reducida de centrales termoeléctricas con voncionales (p.ej. a 10% o menos), salvo que se desarrollen estas centrales con nuevas fuentes de carbón relati vamente barato. La participación de las centrales hidróu licas aumentaría, y para les centrales nucleares habría una estabilización o pequeña disminución. Si contemplamos esta nueva estructura óptima económica desde el punto de vista de la seguridad de abastecimiento eléctrico ante nueves crisis ( o en términos ms generales de la independencia energética del país), veremos que ella resulta ampliamente favorable. En efecto, las centrales hidroeléctricas no dependen del exterior para su operación, salvo algunos repuestos, y el aumento de su participación impli ca mayor seguridad.

- 49 -

Las centrales nucleares, que cuando te primera etapa serían probablemente de combus1uecido, dependerían exteriormente de manera ara la renovación do la carga do combustible ie se produce a plazos relativamente dilatados. Las centrales convencionales son las mas vulnerables, y su disminución relativa daría mayor seguridad al sistema ante crisis cspordicas. En todo caso, el papel de estas centrales como reguladoras de la fluc tuación hidrológica haría que normalmente su consumo de combustible fuera limitado y en casos muy extremos incluso prescindible con medidas de restricción del consumo eléctrico. Sólo en situación de sequía los requerimientos de combustible aumentarían y no hay razones para suponer una superposición de esta situación extrema con una crisis energética internacional.

INFLUENCIA-- i' LARGO PLAZO DE LA CRISIS ACTUAL EN LOS SISTE MAS AISLADOS. Tanto en los sistemas aislados de Servicio Público como en los de autoproductoreS cabe esperar un aumento importante do los costos de generación

- 50 -

elóctrica por efecto directo e indirecto de las alzas de precio del petróleo. En cuanto al futuro desarrollo de centrales generadoras, los aumentos de costo en instalaciones a petróleo sin duda suscitarán un interés renovado por estudiar recursos alternativos. En la zona norte algunos pequeños recursos hidroel6ctricos (al interior del valle de Azapa, p.ej.), pueden llegar a ser economicamente interesantes, aunque su aporte será siempre muy limitado en relación al consumo. El desarrollo d los recursos geotérmicos ya explorados, o el estudio de zonas nuevas, es una tarea interesante de emprender una vez superados los problemas tecnológicos que plantea la eliminación de substancias que normalmente acompañan al vapor endógeno. Pero con los antecedentes actualmente disponibles, parece ser el gas natural transportado en forma líquida y usado en centrales tórmicas convencionales unido a una interconexión eléctrica adecuada de sistemas vecinos, la solución más inmediata tanto desde el punto de vista económico como del de la seguridad de abastecimiento

(Por el tamaño de

los sistemas aislados, una alternativa nuclear parece di-

- 51 -

ficil de implantar. En un sistema conjunto TarapacáCOCHUQUI -ntofagasta, la demanda hacia 1985 no sobre pasaría 300 a 400 MW. Para un sistema de este tamaño la unidad de mayor magnitud no debería sobrepasar 50 a 60 MW, lo que es manifiestamente antieconómico para centrales nucleares aún con precios de

petróleo muy

superiores

a los actuales.) En la medida que aparezcan centros de consumo intermedios importantes entre Copiapó y Chañaral y sobre todo entre este puerto y Antofagasta, podrá extenderse la interconexión eléctrica hasta abarcar todo el país, en cuyo caso muchas de las limitaciones actuales para los sistemas aislados desaparecerían. Estas consideraciones llevan a pen sar que, aunque la

crisis

energética redundara en aumen-

tos de costos de la electricidad, llevaría en definitiva a una situación de muy

escasa dependencia

exterior, lo

cual puede resultar extremadamente atractivo

para

inver-

sionistas extranjeros de países en que tal condición no existe.

- 52

ANEXO 1 COMPARC ION ANTUCO-TERNICA

A mediados de 1973 el Banco In tcrcmericano de Desarrollo, a quien la ENDESA había sol¡ citado un crédito para el financiamiento de la central hidroeléctrica intuco, solicitó un estudio complementario consistente en la comparación directa del proyecto con una alternativa termoeléctrica a petróleo que diera un servi-

cio equivalente. La comparación se hizo a nivel de precios de 1972 y se llegó a las siguientes conclusiones: 1)

El proyecto Antuco resultaba favorable para una tasa de actualización de 12% anual y para un precio del fuel oil superior a US24,5/ton.

Con una tasa de actualización de 15% anual la alternativa termoeléctrica era ms favorable para precios del petróleo inferiores a US$ 35/ton. En la época en que se hizo el infor-

me, el precio del fuel oil era de unos US$20/ton y se esperaba un valor de por lo menos US$ 25/tan. para la fecha de puesta en servicio de l central; como la tesa de nc -

- 53 -

tualización se estimaba del orden de 12%, se concluía que el programa Antuco tenía un menor costo frente a la solución termoeléctrica de 1,5 millones de US$, cifra que no era significativa frente a los 160 millones de US$ correspondiente al costo total del programa. En la figura adjunta puede verse que, para un precio del petróleo do US$ 30/ton, el menor costo de Antuco llega a US$ 19 millones. Para un precio a futuro de US$ 70/tori de fuel oil, el programa térmico (costo total actualizado a la fecha de puesta en servicio de la ce tral) tiene un mayor costo de US$ 151 millones.

- 54 -

COLABORC IONES

En este trabajo colaboraron las siguientes personas:

Ing Sebastián Bernstein, Oficina de Planificación, ENDE SA Ing de Ejec., Raúl G.rate, Oficina de Planifica ción, ENDESA Inge Guillermo Espinosa, Sección Planificación de la Operación, ENDESA Ing. Esteban Skokniá, Oficina de planificación, END E SA

55 -

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