Esto, según consta en los documentos de la Dirección General de Aguas, que acusan un creciente avance de la tasa de incobrabilidad de las patentes, rol que recae en la Tesorería General de la República. Así, mientras en 2011 se llegó a un cumplimiento del 83% en las obligaciones, En 2015 bajó a 68% y en 2016, al 50%.

Sólo por el último ejercicio, el total de impagos suma unos US$35 millones, de un total de US$70 millones que fueron considerados en el proceso iniciado por la DGA.

Año a año, la autoridad encargada de velar por la correcta aplicación del Código de Aguas (DGA) elabora un listado con las patentes a cobrar a las empresas que, teniendo en su poder derechos de agua, no utilizan el recurso.

La magnitud de la patente está directamente relacionada con el caudal solicitado -y no aprovechado- y es creciente en el tiempo. En caso de que no se paguen las patentes en cuestión, la autoridad está facultada para iniciar remates, lo que deriva en la pérdida de los otorgamientos hechos por el Estado.

Según la DGA, en promedio hoy se paga el 50% de los recursos solicitados. “El año con mayor rendimiento de pago, es decir, cuando más dinero ingresó a las arcas fiscales por pago de patentes, es 2013 con 741.956 UTM (unos US$51 millones al tipo de cambio actual).

Se acentúa el descalce. Desde 2012 las cifras escalaron y acentuaron el descalce. Según el ex director General de Aguas y actual socio de Puga Ortiz, Rodrigo Weisner, desde 2011 los montos se disparan no sólo por un tema de gestión sino que porque el cobro de patentes salta, lo que a su vez tiene que ver con el carácter progresivo de la multa.

“Los montos tienen que ver con la progresión de la ley. Así, el rescate baja porque es un porcentaje mucho menor del total. No es que haya aumentado la morosidad porque haya menos gente pagando, sino que las patentes son más grandes y los que no pagan son los mismos”, asegura.

“Efectivamente existe una enorme deuda acumulada de miles de dueños de derechos de aprovechamiento de aguas que no ha pagado su patente”, afirma el socio de Carcelén & Cia. y también ex titular de la DGA, Matías Desmadryl.

¿Por qué no se logra recaudar más? Según abogados, una opción es que Tesorería no ha tenido el suficiente personal para poder acelerar los remates, pues el procedimiento es engorroso y requiere bastante tiempo y recursos. “Eso es nefasto como señal para los especuladores”, indica Weisner.

Otro punto es la existencia de un subterfugio que utilizan algunos titulares mediante una maniobra en la que utilizan al Conservador de Bienes Raíces, pues piden el derecho pero nunca lo inscriben. El tercero, la venta de derechos de agua antes del remate, lo que deja atado de manos al Estado.

Respecto al último proceso completo, 2016 -considerando también a quienes sí cumplen con esta obligación-, las empresas que deben pagar las mayores cifras son las generadoras eléctricas, que son las que ostentan los mayores derechos de agua. De hecho, si se considera a las tres eléctricas de mayor tamaño en el Sistema Interconectado Central (Endesa Colbún y AES Gener), éstas deben pagar el 40% del total, equivalente a casi US$30 millones. Lo anterior considerando también a HidroAysén, que fue objeto de un cobro superior a los US$7 millones este año.

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Las proyecciones realizadas por el CDEC-SIC, organismo que coordina la operación de las eléctricas, apuntan a que este será el año que tendrá los costos de energía más bajos de la última década, llegando a niveles promedio por debajo de los US$ 40 por MWh.

En su último informe, donde define el programa de operación del sistema para los próximos doce meses, el organismo estimó que el costo marginal entre Atacama y Chiloé promediaría US$ 37,5 por MWh entre enero y diciembre en caso de que sea un año con una hidrología media, una baja de casi 58% respecto de 2015.

Esto mejorará si el año es lluvioso, llegando hasta los US$ 32 por MWh, y no empeoraría demasiado si fuera seco, elevándose a US$ 52 por MWh, como promedio.

De hecho, según la proyección, el punto máximo de los costos se retrasará unos meses, hacia agosto.

En enero, los números ya muestran la tendencia, y el costo de la energía anotó una baja de 57% respecto del mismo mes de 2015, ubicándose en US$ 49 por MW, frente a los US$ 114 del mismo mes de 2015. En los tres años anteriores, el indicador rondaba los US$ 150 por MWh.

Según explica Ramón Galaz, de Valgesta, las proyecciones del organismo que coordina la operación de las eléctricas hacen una estimación en base a parámetros de seguridad de suministro del sistema y operación económica, y actúan como una referencia. Sostiene que la baja en los costos muestra que el sistema estaría volviendo a “adaptarse”, tanto a las condiciones de oferta como de demanda.

“Este sistema está mejor adaptado hoy que lo que estuvo hace uno o dos años, y en esto influyen varios componentes, como una mayor disponibilidad de agua para generación, la entrada de nueva capacidad eficiente, la baja en los costos de los combustibles fósiles -donde el gas natural ha tenido el mayor efecto positivo- y también la entrada creciente de centrales en base a Energía Renovable No Convencional (ERNC)”, dijo.

Según un artículo del blog especializado Breves de Energía -uno de cuyos editores es el economista Alexander Galetovic- el costo variable de las centrales térmicas, esto es, lo que cuesta producir energía por unidad de combustible, ha caído en hasta 50% producto de la baja del petróleo.

A nivel de clientes regulados (hogares, comercios y pymes), el efecto de la baja sería casi nulo, dice Galaz, pues estos consumidores cuentan con contratos de largo plazo con precios fijados que aislan este componente. Las ventajas estarían principalmente en el segmento de los clientes libres, grandes consumidores, que compren energía en el mercado spot o tengan contratos que estén indexados al costo marginal, dice.

Más hidroelectricidad

Las centrales hidroeléctricas, tanto de embalse como de pasada, tomarían un rol más relevante este año, dependiendo de que se cumplan las estimaciones que auguran un año más lluvioso.

Si las precipitaciones son las de un año normal, esta tecnología aportaría el 57% de la producción total. En 2015 el aporte fue cercano al 43%.

Además, durante la actual temporada de deshielos, los principales embalses utilizados para generación también mejoraron los niveles de acumulación de agua.

Según la Dirección General de Aguas (DGA), en el caso del embalse Rapel, su volumen se encuentra en el promedio histórico, mientras que Colbún está 16% por sobre el registro del año pasado; la laguna Maule ha incrementado 35% su nivel de acumulación respecto de enero de 2015 y el lago Laja ha subido 10%.

“A nivel nacional, los embalses mantienen un déficit importante con respecto a sus promedios, aunque, comparados con enero de 2015, se tiene, globalmente, un superávit del 20%”, señaló la DGA.

Asimismo, la energía contenida en los embalses está en su mayor nivel desde 2009, y podría hasta duplicarse este año.

ENEL REPORTA BAJA DE 0,3% EN INGRESOS EN 2015

Ingresos por 75.700 millones de euros (unos US$ 85.400 millones), baja de 0,3% respecto de 2014, reportó ayer la italiana Enel, que controla Enersis. En su reporte preliminar de resultados para 2015, la firma señaló la caída estuvo relacionada al impacto adverso que tuvo el tipo de cambio en sus operaciones, luego de las depreciaciones sufridas por las distintas monedas en que reportan sus filiales, y las bajas en las ventas de electricidad. Asimismo, el Ebitda mostró una caída de 3,2% en el periodo, a 15.300 millones de euros (frente a 15.800 millones de euros de 2014). Respecto de la reorganización de Enersis, Endesa y Chilectra, el CEO de la firma, Francesco Starace, señaló que esperan concluir el proceso en la segunda mitad de 2016. La filial renovable, Enel Green Power (EGP), señaló que en 2015 agregó 1.500 MW de nueva capacidad, aunque tuvo ingresos planos.

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En la zona central del país, donde opera el Sistema Interconectado Central (SIC), la demanda eléctrica estuvo mucho más deprimida que en los años anteriores, marcando el tercer año de baja expansión desde 2007. “Mirando las tasas de crecimiento de demanda de los últimos ocho años se puede ver que hubo dos años con tasas menores al 1% y el 2015 sería el tercer año con tasas bajas, del orden del 2,6% en el mismo período”, indica el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero.

Si bien para la CNE estos antecedentes reflejan “la tendencia de ir a tasas menores comparado con décadas anteriores, lo cual está dentro de lo esperado para países con este estado de desarrollo”, para las empresas distribuidoras, encargadas de llevar la energía principalmente a los hogares del país, las cifras sorprenden. “Este 2015 ha sido un año atípico, donde ha habido una serie de factores que han influido a tener una rebaja atípica entre las proyecciones que se tenían de la demanda y la realidad”, indica el director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo.

El propio gerente general de Colbún, Thomas Keller, manifestó el jueves su preocupación respecto del comportamiento de la demanda, la que, “sobre todo durante la segunda mitad del año”, tuvo un comportamiento que sorprendió, con tasas de crecimiento en torno al 1,5% y 2%, y “en algunos meses puntuales incluso ha disminuido más”, dijo en entrevista con radio Duna.

Menores expectativas

Para 2015, la CNE estimaba un crecimiento de 3,8% para la demanda eléctrica, pero en el sector ya se habla de una tasa que será cercana al 2%. En la CNE dicen que la cifra final se entregará en el informe preliminar de precios de nudo de abril próximo. Pese a eso, Romero explica que la generación bruta del SIC -datos que muestran la tendencia de la demanda- llegó a 1,3%, mientras que la del Sing fue de 6,3%, dando en promedio para el país un crecimiento de 2,6%.

“La diferencia en las tasas proyectadas versus las reales se deben a diversos factores, dentro de los cuales el principal fue las mayores expectativas de crecimiento de consumo eléctrico, tanto de la industria como de las instituciones relacionadas al sector eléctrico, justificadas por las expectativas económicas esperadas a comienzos de 2015, superiores a las que fueron realmente”, dice.

Sin embargo, hubo dos convidados de piedra: “Un factor que influyó en este resultado es la estacionalidad. Tuvimos un invierno más corto y menos frío que de costumbre, lo cual explica parte del decrecimiento de la demanda”, señala Rodrigo Castillo.

En Enersis, controladora de Chilectra, indican que también influyó el hecho de que en el verano “las altas temperaturas se iniciaron más tarde que en 2014, lo que influyó en un menor consumo eléctrico por uso del aire acondicionado”.

El otro elemento adicional fue el horario, explica Castillo, “porque en contra de lo que probablemente se pudiera haber esperado, que era que el mantener el horario de verano durante todo el año era una decisión neutral, el dato que tenemos permite pensar que sí impactó”.

Los resultados de la medida fueron analizados por el Ministerio de Energía, entidad que ya tiene en sus manos un estudio sobre los ahorros que generó al sistema eléctrico mantener el horario de verano, medida que regirá por lo menos hasta 2017 y que fue fuertemente criticada por la ciudadanía, por los problemas colaterales que significó levantarse en el invierno a oscuras o llegar también a oscuras a los hogares luego de la jornada laboral. Los resultados se darán a conocer en la Cuenta Pública del Ministerio de Energía, que se realizará en los próximos días.

Efecto minería

Pero el menor crecimiento de la demanda también se deprimió por la baja que mostró la minería. “En generación, un factor relevante fue la reducción de la actividad minera y, en particular, la no concreción de grandes proyectos”, explican en Enersis.

Lo mismo indican desde la Asociación de Generadoras. “La desaceleración del sector minero ha influido en la generación de la energía eléctrica y en las necesidades de inversión de nuevos proyectos”, explica el vicepresidente ejecutivo de la entidad, Claudio Seebach.

En 2012, el sector minero proyectaba inversiones que superaban los US$ 100 mil millones hacia fines de la década, cartera que se vio afectada por conflictos con comunidades y también por la justicia, lo que sumado al negativo escenario del cobre, ha hecho que la cifra de inversiones se sitúe hoy en unos US$ 31.345 millones al 2024, según Cochilco.

El impacto de esta paralización no es menor, pues la minería representa cerca del 40% del consumo eléctrico del país, dice el socio de Electroncosultores, Francisco Aguirre Leo. “Por lo tanto, el crecimiento de la demanda depende fuertemente de esa actividad. Mientras los precios del cobre y hierro estén bajos, no tendremos mejores tasas”, recalca.

¿Qué pasará en 2016?

Las expectativas para este año no son muy positivas. “Uno de los desafíos que tenemos que enfrentar es qué pasará con la demanda en 2016. ¿Cuál será el crecimiento económico del país y qué pasará con la actividad económica? Esa es una fuente de preocupación y es hoy la principal pregunta que nos hacemos”, dijo Thomas Keller el jueves.

En ese sentido, Andrés Romero indica que si bien en el informe de previsión de demanda 2015-2030 de la CNE se estimó una expansión del consumo del orden de 4,2% para 2016 y 2017, se espera que “el consumo eléctrico para los siguientes años vaya en línea con las expectativas de la economía chilena, acompañado del aumento de la eficiencia energética por parte de los chilenos”.

En Enersis, en tanto, indican que es muy probable que en el corto plazo “veamos crecimientos de la demanda eléctrica consistentes con una actividad económica y particularmente minera de menor dinamismo”.

Por eso, algunas eléctricas ya están ajustando su planilla de inversiones para enfrentar este escenario. Un ejemplo es la decisión de Colbún de restarle urgencia a su proyecto San Pedro, que fue retirado de Sistema de Evaluación Ambiental debido a problemas técnicos.

Inicialmente, la compañía esperaba reingresarlo a tramitación en marzo de este año, pero ahora, la eléctrica de los Matte extendió el período hasta junio.

En el caso de Enersis, la compañía enfatiza que su mirada es de largo plazo y que, además, están impulsando una cartera de inversiones flexible, pero pese a eso, indican que “frente a un escenario de menor crecimiento y, por tanto de menor premura en la materialización de los proyectos, se abre un importante espacio para desarrollar proyectos en forma colaborativa con la comunidad, lo que se traducirá en un desarrollo sostenible”.

Agregan que, además, hoy el país cuenta con un importante abanico de proyectos a base de energías renovables no convencionales y que también los actuales precios de los combustibles han viabilizado la competitividad de tecnologías ligadas al Gas Natural Licuado (GNL). “Este aumento de oferta también reduce la presión por nueva oferta, pero eso no significa que no se requieran importantes proyectos, que tienen largos tiempos de desarrollo, para abastecer los crecimiento de la demanda de las décadas siguientes”, añaden.

Largo plazo

Para el largo plazo, las expectativas son positivas. Claudio Seebach explica que en la hoja de ruta que diseñó la Política Energética 2050, se espera que el consumo eléctrico se triplique hacia ese año, gracias a la electrificación a través, por ejemplo, del uso masivo de energía eléctrica en el transporte. “O esperamos que al menos se duplique, en un escenario de alto nivel de eficiencia energética”, dice.

La entrada Cambio de horario, entre las razones del menor consumo eléctrico de 2015 se publicó primero en Mch.

Por esos años la industria hablaba de una “tormenta perfecta”: a los cortes de gas -provocados por el explosivo aumento del consumo argentino y a la nula inversión en ese país en explotar nuevos yacimientos- se sumaban otras variables como el precio récord alcanzado por el petróleo en los mercados internacionales, la sequía que azotaba a la zona central y el retraso en inversiones hidroeléctricas o a carbón, pues la industria confiaba en que el suministro de gas argentino era casi infinito y, por ello, los grandes proyectos de los actores dominantes se habían concentrado en el gas. Chile pasó a depender del diésel, combustible caro e ineficiente pero que permitió evitar que se produjera un blackout.

Desde entonces, el costo de la energía se transformó en un dolor de cabeza del que la industria eléctrica recién ahora se está reponiendo. Tanto que hoy vive la cara opuesta de la moneda: los costos actuales son, por lejos, los más baratos de la década.

Durante octubre, de acuerdo con datos aportados por el CDECSIC, los costos marginales en el nudo Quillota 220 kV se transaron a un promedio de US$35,9 por MWh, cifra que es 12,2% más baja que la del mes inmediatamente anterior y 52,9% inferior a la de igual mes de 2014, ambas variaciones medidas en dólares de cada año.

¿Razones?

Todo lo que ocurría en 2008, escasez de gas, sequía y paralización de inversiones se revirtió, sumando un actor nuevo que, por entonces, no se tenía en cuenta: las energías renovables no convencionales (ERNC).

“La combinación que resulta del mayor aporte constituido tanto de centrales carboneras repuestas al servicio (como Bocamina) como de las hidroeléctricas que en este año han tenido aportes hídricos importantes, a lo que también se agrega algunos aportes ERNC como biogas, biomasa, eólicas y otras ERNC presentes en zona centro-sur. Todo esto hace una combinación muy eficiente que tiene fuerte efecto en reducir costos marginales del sistema interconectado especialmente desde Santiago hacia el sur”, explica el académico en Economía Energética y socio de Electroconsultores, Francisco Aguirre.

El experto plantea que la situación actual es rentable para los operadores cuya producción ha sido vendida mediante contratos de largo plazo, pues les conviene salir al mercado spot dadas las brechas existentes entre los valores que pagan los clientes -ya sean regulados o libres- y el valor de venta de energía entre generadores.

Aguirre añade que hay tecnologías que se ven perjudicadas como las centrales a gas natural, pues como su costo de generación es mayor a las alternativas, “su producción se reduce fuertemente al ser desplazadas en la operación”.

En octubre, por ejemplo, su lugar lo tomaron las centrales hidro, que subieron su participación en el pasado mes a 56% del SIC mientras las unidades que operan a gas natural, y que suman una capacidad instalada de 1.794,19 MW en el SIC, aportaron sólo el 5,1% de la energía, muy lejos del 28,7% de abril o el 28% de mayo.

El gerente general de Systep, Rodrigo Jiménez, explica que la baja de precios obedece principalmente a las lluvias, a lo que se suman las positivas perspectivas de deshielos.

“Ha habido una notoria mejora en la hidrología, mayores lluvias de la Octava Región al sur, lo que hace que los embalses se hayan ido llenando y algunas centrales de pasada han estado aportando más. Estas centrales desplazan generación térmica y, por ello, el costo marginal baja”, explica.

Rol de las ERNC

Respecto al rol de las centrales ERNC, Jiménez asegura que esta energía aún genera un aporte acotado, entre el 8% y el 10%. “Eso es un buen porcentaje y desplaza centrales más caras sobre todo cuando hay sol o viento, como GNL. Eso también ayuda. Pero en zonas en las que hay congestión de transmisión, como en el norte del SIC, se llega a costos marginales locales cercanos a cero en horas de máxima coincidencia entre generación eólica y solar. Pero ese es un efecto que es localizado en un área y que no tiene necesariamente relación con los costos marginales del resto del sistema”, asegura el gerente general de la consultora Systep.

Pero no todo son cuentas alegres para los desarrolladores renovables. Aquellos operadores que no consiguieron contrato de largo plazo -ya sea con grandes clientes libres o con distribuidores- y que apostaban a vender la energía al mercado spot, contaban con que la electricidad se transaría cerca de US$100 por MWh, no a los actuales US$35,9. Eso podría generar complicaciones incluso para pagar la inversión, lo que podría prolongarse en caso de que estos bajos precios se mantengan.

Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), marca un punto importante: los efectos pueden ser diferentes dependiendo de la posición de contrato o no contrato que pueda tener una empresa. “Son parte de las reglas del mercado eléctrico nacional”, puntualiza.

Aunque Acera no maneja cifras de cuántas empresas de ERNC cuentan con un PPA o contrato de venta de energía, según Finat se trata de una cantidad importante de energía la que se encuentra bajo esta figura.

Este ha sido uno de los principales temas de preocupación para la industria renovable, por cuanto los bancos han exigido sistemáticamente a la industria contar con un PPA para financiar los proyectos. Pese a ello, varios se lanzaron apostando al spot.

Respecto a qué tipo de energía ha tenido mayores dificultades para colocar un PPA, Finat señala que “no vemos que haya una que tenga mayor dificultad para obtener contratos, más si se toma en cuenta la última licitación de las distribuidoras, además que también están las decisiones de las empresas, no todas las empresas pueden tener un PPA en un determinado espacio de tiempo. No vemos una regla general. Ahora, el mercado como mercado debería evolucionar hacia un mercado con contrato, esa es la forma en la cual el mercado se desarrolla de manera más eficiente y con un desarrollo de largo plazo”.

¿Ha existido un cambio en la mentalidad respecto a desarrollar proyectos sin PPA?

«Nosotros no nos referimos a casos particulares de empresas. En general la visión es que en el mediano y largo plazo se debería avanzar hacia un esquema de contratación, y vale también para la energía convencional y es de esa manera en que el mercado funciona más eficiente», agrega el representante gremial.

La entrada Costos marginales en el SIC caen a mínimos y complican a los desarrolladores renovables se publicó primero en Mch.

Esto se ha ido cumpliendo principalmente gracias a la entrada de nueva capacidad en base a ERNC intermitente -solar, fotovoltaica y eólica- que informan costo marginal cero a los CDEC pues tanto el viento como el sol son “gratis”. Eso significa que tienen prioridad en el despacho pues éste se ordena con un criterio estrictamente económico.

Pero a pesar de lo beneficioso que resulta para el país contar con polos de generación a precios bajos, actualmente se están generando algunos problemas sobre todo en el norte del país. ¿La razón? El déficit de transmisión existente en el Sistema Interconectado Central (SIC), lo que a su vez obedece a la demora en la toma de decisiones que arrastra el sector eléctrico y al rezago en la construcción de nuevas líneas.

Esto es precisamente lo que ocurre en la región de Atacama. El principal inconveniente es que hoy en la industria, a pesar de generarse polos de producción eléctrica a bajo costo, no es posible transmitir esos bajos precios al resto del SIC debido a que las líneas existentes no están dando abasto. Así, las eléctricas están obligadas a comercializar su energía en determinadas zonas y no a todo el SIC, lo que crea mercados aislados del resto. Es lo que ya está ocurriendo en la zona norte del Sistema Interconectado Central.

De acuerdo con un informe del CDECSIC, a contar de noviembre de este año y en un escenario de demanda alta, el costo marginal será cero en la barra Diego de Almagro 220 kV, lo que se mantendrá al menos hasta que esté operativa la línea Polpaico Cardones 2×500 kV, la que se espera ocurra y recién hacia 2018-

En otras palabras, a fines de año, una vez que estén completados los proyectos solares en construcción, al no poder comercializarse esa energía fuera de la región de Atacama las eléctricas estarán obligadas a transarla dentro de la región, donde no existe la demanda es acotada. Y esa abundancia arrastrará a cero el costo marginal.

Si bien, esto puede sonar positivo, desde la industria hay voces que advierten que se retrasará en varios años la concreción de centrales solares y, por consiguiente, el aprovechamiento del potencial solar de Atacama. A esto se suma un potencial postergamiento de inversiones en otras fuentes como, por ejemplo, la termoelectricidad. La demanda en Atacama se empina levemente sobre 1.200 MW incluyendo lo que se puede transmitir hacia la zona central, mientras que la capacidad instalada será cercana a 2.500 MW hacia 2017.

Mucho sol, pocos clientes

La zona de Atacama cuenta con una de las mayores radiaciones solares del mundo, lo que ha empujado la inversión en plantas fotovoltaicas, las que ya suman 546 MW a nivel nacional, de los que gran parte están instalados en esa zona e inyectan en la barra Diego de Almagro 220 kV. Esta cifra se disparará sobre los 2.000 MW apenas se complete la instalación de los proyectos que están hoy en construcción, que suman otros 1.647 MW según datos del Centro Nacional para la Innovación y Fomento de las Energías Sustentables (Cifes), organismo dependiente del ministerio de Energía.

A las altas cantidades de radiación solar en la región de Atacama se suman dos factores: la baja mundial del costo de los paneles solares, que ha hecho muy competitiva esta energía y la rapidez con que se desarrollan estas centrales, tanto en materia de obtención de permisos como montaje y construcción.

A grandes rasgos, Atacama albergará 1.500 MW del total, lo que se suma a la producción térmica que existe en la región (Guacolda), que alcanza los 608 MW y que llegará a 760 MW una vez que esté operativa su unidad V, lo que ocurrirá a fines de año.

Un ejecutivo eléctrico plantea que en el llamado SIC Norte se esperaba que se materializara una serie de proyectos mineros como Pascua Lama, El Morro, Relincho y otros industriales como la planta Freirina de Agrosuper. Por diversos motivos -principalmente ambientales y económicos- esto no han podido materializarse.

La fuente plantea que es un tema paradójico, porque la razón esgrimida por algunos mineros para ralentizar el desarrollo de sus proyectos era, precisamente, el alto costo de la energía. Hoy es al revés: energía hay y abundante, pero lo que no hay es demanda.

“Esto pone de manifiesto de la necesidad de Cardones-Polpaico. Si no tenemos esa línea no vamos a transmitir buenos precios, no vamos a facilitar la competencia y nuestra interconexión no va a poder evacuar la energía que requerimos desde el norte hacia el sur. Cardones-Polpaico es un proyecto muy clave para los objetivos que estamos teniendo en términos de precios”, plantea el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero.

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De la energía producida, un 63,27% fue termoeléctrica; un 32,63% hidráulica; un 2,62% eólica, y un 1,48% solar

La entidad destacó además que en marzo de 2015 el costo marginal promedio se ubicó en los US$139,7/MWh.

La entrada Producción eléctrica del SIC aumenta 2,28% en marzo se publicó primero en Mch.

Es así como se destaca que en febrero se produjeron 4.136 GWh, lo que presenta un crecimiento de 3% respecto al mismo período 2014.

Del total de la energía producida en febrero en el SIC, un 60,97% fue térmica; un 34,77% hídrica; un 2,3% eólica y un 1,95% solar.

Además, se destaca que entre el 1 y el 28 de febrero el promedio del Costo Marginal en el SIC fue de 140,4 US$/MWh.

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[Pronóstico de deshielo empeora y peak de costo de la energía se adelantaría a mayo]

Entre 2010 y 2013, Chile vivió una seguidilla de años secos, y si bien en 2014 el asunto se normalizó, el efecto se dio solo desde Concepción hacia el sur, ya que entre Coquimbo y el Maule la sequía se mantuvo.

Incluso, enero pasado fue el más seco en 50 años en la zona sur del país, según la Dirección Meteorológica. Claudia Villarroel, climatóloga de esta institución, explica que en medio siglo las lluvias han descendido 50 milímetros por año en dicha zona.

Los pronósticos de la Dirección Meteorológica de hoy solo se proyectan hasta abril y estiman una condición normal para todo el país, excepto para las regiones de Atacama y Coquimbo, donde se vivirá una estación seca. La experta agrega que, además, estaría en desarrollo el fenómeno de El Niño, que aún no toma fuerza.

Según Garreaud, en la zona central hay una cierta relación de las lluvias con el fenómeno de El Niño (más húmedo) y La Niña (más seca), pero ese patrón se ha ido deteriorando con el tiempo. “Aún cuando estamos en la categoría de El Niño, están todas las posibilidades abiertas. (…) El futuro, en general, se ve más seco, así que si hay que apostar hacia el futuro, cada vez se colocarán más fichas a esta condición”, advierte el especialista.

El hecho de que estos fenómenos sean cada vez menos decisivos tiene que ver con el cambio climático. Prueba de ello es que entre 2010 y 2014 han existido ambos fenómenos. “El cambio climático es una tendencia a la sequía y, a medida que pasan los años, este va teniendo más relevancia”, dice Garreaud.

Efecto en electricidad

Un año más seco afecta a varias actividades económicas, como la ganadería, la agricultura, la minería y la energía.

El pronóstico de deshielo para lo que queda de este año hidrológico -y que dura hasta este marzo-, es más seco de lo normal. El Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC) considera una probabilidad de excedencia (que el año hidrológico sea seco) de 81%, muy superior a lo estimado.

Las escasas lluvias también se reflejan en la matriz eléctrica, puesto que las centrales hidroeléctricas comenzarían a aportar menos al sistema.

Francisco Aguirre Leo, director ejecutivo de Electroconsultores, señala que en enero el SIC se abasteció en 43% de este tipo de fuente, mientras en 2014 el suministro anual de hidroelectricidad fue de 44,9%, una cifra relativamente mejor que la de 2013, cuando alcanzó el 38%, el peor aporte de esta fuente en el siglo. En 2006, por ejemplo, el aporte era del 70%.

El CDEC-SIC, en su programa de generación de 12 meses -febrero de 2015 a enero de 2016-, prevé los tres escenarios: seco, medio y húmedo. De cumplirse el primer caso, anticipa que los costos marginales -entendiendo por ello el precio promedio de la energía generada por la central más cara que entra al sistema, y que marca las transacciones en el mercado spot-, llegarían a US$ 200 MWh en mayo en la barra Charrúa 220, alcanzando su peak en ese mes.

María Isabel González asegura que algo que afectará negativamente los costos marginales será que la central El Toro -de 450 MW y ubicada en la cuenca del Laja-, dejará de operar entre mayo y noviembre para permitir la recuperación del embalse y asegurar la temporada de riego por dos años, por un acuerdo entre Endesa y los regantes.

Fuentes de la industria aseguran que la baja del petróleo ayudaría a limitar este aumento en exceso de los costos marginales, puesto que el diésel muestra una fuerte baja frente a 2013.

Efectos en la gran minería del cobre

La sequía está afectando la producción del cobre del país, podría reducir un superávit esperado para este año.

“La única advertencia o riesgo que creo que debemos destacar (…) es que Chile está aún en sequía”, dijo el presidente ejecutivo de Anglo American, Mark Cutifani, hace pocos días.

El grupo minero advirtió que su producción global de cobre en 2015 podría caer hasta un 4% este año por ese motivo.

BHP Billiton informó que la producción en Escondida, la mayor mina de cobre del mundo, cayó un 2% en el segundo semestre de 2014 también en parte por la falta de agua.

Cochilco estima que el consumo de agua de la minería en el país crecerá un 66% para el 2025, y más de un tercio será cubierto con procesos de desalinización marina.

La entrada Chile podría completar cinco años secos en 2015 y presionaría costos de la energía se publicó primero en Mch.

Del total de la energía producida en el SIC en 2014, un 52,15% correspondió a termoelectricidad; un 44,82% a hidroelectricidad; un 2,31% a eólico, y un 0,72% solar.

El siguiente cuadro muestra la Capacidad Instalada en el SIC al 31 de diciembre de 2014 por empresa.

La entrada Producción de energía en el SIC creció un 2,6% en 2014   se publicó primero en Mch.

Claudio Iglesis, presidente del Directorio de la entidad, explicó que “transcurridos 15 años de vida como organismo autónomo, el CDEC SIC es hoy sinónimo de modernidad, capacidad técnica y eficiencia en la correcta coordinación del SIC. Es por ello, que hemos considerado oportuno y necesario realizar esta transformación, la cual refleja de mejor manera el importante lugar que ocupamos en el sector energético”.

El proceso de cambio comenzó a gestarse hace un año, y en él participaron diversos directivos y profesionales de esta entidad, responsable de coordinar el conjunto de las instalaciones eléctricas ubicadas entre Tal-Tal, por el norte, y la Isla Grande de Chiloé, por el sur de Chile.

Diseño

El nuevo logotipo e isotipo posee una estructura geométrica, más moderna.

Su forma triangular permitirá generar una mejor posición a nivel visual.

Los colores utilizados, además de una perspectiva geográfica (de norte a sur), representan la matriz energética que está presente en el Sistema Interconectado Central: el color naranjo dice relación con la energía generada a partir de la termoelectricidad, el color verde se vincula con las ERNC y el azul con la energía hidroeléctrica.

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