CHILE

 

 

INTRODUCCIÓN

 

El sistema eléctrico en Chile está formado por dos sistemas : el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC).

 Para coordinar la operación en cada sistema se crearon los CDEC o Centro Económico de Despacho de Carga. Existe un CDEC-SING y un CDEC-SIC.

 La superficie territorial del norte Grande de Chile conformada por las Regiones de Tarapacá y Antofagasta, cubre 183.380 km, que equivalen al 25% de la superficie de Chile continental. Los centros de demanda de energía eléctrica están concentrados en pocos lugares muy distanciados entre sí. Por este motivo, en 1987 entró en operación el "Sistema Interconectado del norte Grande" (S.I.N.G.), que actualmente cuenta con aproximadamente 1.200 km de líneas de transmisión de 220 KV, 920 KM de 110 KV y 260 KM de 66 KV y cubre la totalidad de los requerimientos de energía del norte Grande de Chile.

 El área geográfica cubierta por el SIC abarca desde Taltal por el norte hasta la isla Grande de Chiloé por el sur. En esta área geográfica habita aproximadamente el 93% de la población ; tiene una superficie de 326.412 Km2 y corresponde al 43% del total del país, excluida la superficie del Territorio Antártico Chileno.

 

 

 

CDEC - SIC

 

El Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC) fue constituido el año 1985 en respuesta a los requerimientos de los articulados de la Ley Eléctrica Chilena.

 El CDEC se encuentra conformado por un conjunto de empresas generadoras las cuales pueden participar si tienen una generación instalada mayor al 2% de la capacidad del Sistema al momento de su constitución, lo que corresponde aproximadamente a 62 MW.

 Al 31 de diciembre de 1996 las empresas integrantes del CDEC-SIC son las siguientes:

 ENDESA

PEHUENCHE (filial de ENDESA)

CHILGENER

GUACOLDA (filial de CHILGENER)

COLBUN

 

La creación del CDEC-SIC tiene la misión de compatibilizar, por una parte, la operación del sistema de tarificación a costo marginal establecido en la Ley General de Servicios Eléctricos de 1982, y por otra, el cumplimiento de suministros suscritos por las empresas generadoras integrantes con la operación a mínimo costo del conjunto del parque generador del sistema.

 

Antecedentes Legales

 El Decreto con Fuerza de Ley Nš 1 de 1982 del Ministerio de Minería que corresponde a la Ley General de Servicios Eléctricos, establece en su Artículo Nš 81, entre otras disposiciones, que los concesionarios de cualquier naturaleza que operen sistemas eléctricos interconectados entre si, deberán coordinar dicha operación con el fin de:

 

El Artículo Nš 91 del Decreto mencionado, establece que las transferencias de energía entre empresas eléctricas generadoras que resulten de la aplicación de la coordinación de la operación a la que se refiere el Artículo Nš 81, serán valorizadas de acuerdo a los costos marginales instantáneos del sistema eléctrico, calculados por el Centro de Despacho Económico de Carga.

 Posteriormente, el Decreto Nš 6 de febrero de 1985 del Ministerio de Minería aprueba el Reglamento de Coordinación de la Operación Interconectadas de Centrales Generadoras y Líneas de Transporte, disponiendo las condiciones que deben cumplir las empresas que están obligadas a coordinar su operación, las funciones básicas y la organización del comité de operación que se denomina Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) Dicho reglamento establece además que para cumplir con los propósitos señalados en la Ley el CDEC realizará, entre otras, las siguientes funciones:

 

 

 

Equilibrio Generación Demanda

 

Cada empresa integrante del CDEC-SIC debe estar en condiciones de satisfacer en cada año su demanda de energía bajo condiciones de hidrología seca, en sus centrales hidroeléctricas y considerando su disponibilidad promedio en sus unidades térmicas. Con este objeto, anualmente cada empresa integrante debe presentar en el CDEC-SIC un balance de potencia y energía firme, que demuestre que está en condiciones de asegurar el abastecimiento de las demandas de sus clientes, con los criterios de suministros exigidos en la Ley (Decreto Nš 6/ año 85).

Para dicho efecto además de considerar la capacidad de generación propia, se toman en cuenta los suministros de otras entidades generadoras; sean o no miembros del CDEC-SIC, que operen en sincronismo con el sistema y cuya, producción parcial o total le haya sido asegurada mediante un contrato suscrito a precio libremente convenido.

 

La demanda de energía a considerar corresponde a la suma de todos los suministros de energía previstos, ya sea para sus propios clientes o bien para otros integrantes del CDEC-SIC y las pérdidas de transmisión correspondientes.

 

 

 

Potencia Instalada por Empresa

 

El total de la potencia instalada en el SIC a diciembre de 1995 se descompone de la siguiente forma:

 

Potencias en MW

Termoeléctricas

Hidroeléctricas

Total

Chilgener

511,5

244,9

756,4

Colbún

0

490

490

Endesa

229

1602,7

1831,7

Pehuenche

0

585

585

Guacolda

150

0

150

otras

17,4

246,6

264

Total

907,9

3169,2

4077,1

 

 

 

 

 

 

 

El detalle de la generación a diciembre de 1995 se entrega en los siguientes cuadros:

 

Termoeléctricas

Nombre Central

Propietario

Año Puesta

en Servicio

Tipos de

Turbina

Nš de

unidades

Potencia Total

(KW)

Laguna Verde

Chilgener

1939-40

Vapor-carbón

2

54700

Renca

Chilgener

1962

Vapor-carbón

2

100000

Ventanas

Chilgener

1964-77

Vapor-carbón

2

338000

El Indio TG

Chilgener

1990

Gas-Diesel

1

18800

Diego de Almagro

Endesa

1981

Gas-Diesel

1

23750

Huasco

Endesa

1965

Vapor-carbón

2

16000

Huasco

Endesa

1977-79

Gas-IFO 180

3

64230

Bocamina

Endesa

1970

Vapor-carbón

1

125000

Guacolda

Guacolda

1995

Vapor-carbón

1

150000

Laja

E. Verde S.A.

1995

Vapor- Des. For.

1

8700

Constitución

E. Verde S.A.

1995

Vapor- Des. For.

1

8700

Total

907880

 

Hidroeléctricas

Nombre Central

Propietario

Año puesta en Servicio

Tipo de

Central

Tipo de

Turbina

Nš de

unidades

Potencia

(KW)

Alfalfal

Chilgener

1991

pasada

Pelton

2

160000

Maitenes

Chilgener

1923-89

pasada

Francis

5

30800

Queltehues

Chilgener

1928

pasada

Pelton

3

41070

Volcán

Chilgener

1944

pasada

Pelton

1

13000

Colbún

Colbún S.A.

1985

Embalse

Francis

2

400000

Machicura

Colbún S.A.

1985

Embalse

Kaplan

2

90000

Pehuenche

Pehuenche S.A.

1991

Embalse

Francis

2

500000

Curillinque

Pehuenche S.A.

1993

Pasada

Francis

1

85000

Los Molles

Endesa

1952

Pasada

Pelton

2

16000

Rapel

Endesa

1968

Embalse

Francis

5

350000

Sauzal

Endesa

1948

Pasada

Francis

3

76800

Sauzalito

Endesa

1959

Pasada

Kaplan

1

9500

Cipreses

Endesa

1955

Embalse

Pelton

3

101400

Isla

Endesa

1963-64

Pasada

Francis

2

68000

Antuco

Endesa

1981

Embalse

Francis

2

300000

El Toro

Endesa

1973

Embalse

Pelton

4

400000

Abanico

Endesa

1948-59

Pasada

Francis

6

136000

Canutillar

Endesa

1990

Embalse

Francis

2

145000

Pullinque

Pullinque S.A.

1962

Pasada

Francis

3

48600

Pilmaiquén

Pilmaiquén S.A.

1944-59

pasada

Francis

5

35040

Florida

S.C. del Maipo

1909

Pasada

Francis

5

28000

Los Quilos

H. G. Vieja

1943-89

Pasada

Pelton

3

39300

Aconcagua

Aconcagua S.A.

1993-94

Pasada

Pelton

2

72900

Capullo

E.E. Capullo

1995

Pasada

Francis

1

10700

S. Andes

Gen. S. Andes

1909

Pasada

Francis

4

1104

Carbomet

Carbomet S.A.

1944-86

pasada

Francis

4

10896

Total

3169110

 

Potencia Instalada por Empresa

 

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

Endesa

1730,9

1952,1

1928,3

1928,3

1855,4

1831,7

1831,7

58,80%

61,10%

50,30%

50,30%

47,70%

47%

44,90%

Pehuenche

0

0

500

500

585

585

585

0%

0%

13,1%

13,1%

15%

15%

14,30%

Ende + peh.

1730,9

1952,1

2428,3

2428,3

2440,4

2416,7

2416,7

58,80%

61,10%

63,40%

63,40%

62,70%

62,00%

59,20%

Chilgener

578,4

596,6

756,4

756,4

756,4

756,4

756,4

19,70%

18,70%

19,70%

19,70%

19,40%

19,40%

18,50%

Guacolda

0

0

0

0

0

0

150

0%

0%

0%

0%

0%

0%

3,70%

Chil + Gua

578,4

596,6

756,4

756,4

756,4

756,4

906,4

19,70%

18,70%

19,70%

19,70%

19,40%

19,40%

22,20%

Colbún

490

490

490

490

490

490

490

16,70%

16,70%

16,70%

16,70%

16,70%

16,70%

16,70%

otros

136,4

149,9

149,9

149,9

196,6

223,8

264

4,60%

4,70%

3,90%

3,90%

5,10%

5,70%

6,50%

Autoproductores

6,5

6,5

6,5

6,5

6,5

6,5

6,5

0,20%

0,20%

0,20%

0,20%

0,20%

0,20%

0,10%

Totales

2942,2

3195,1

3831,1

3831,1

3889,9

3893,4

4083,6

 

 

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

Térmico

721,2

860,9

837,1

837,1

764,2

740,5

907,9

25%

27%

22%

22%

20%

19%

22%

Hidraúlico

2221

2334,2

2994

2994,1

3125,8

3153

3169,2

75%

73%

78%

78%

80%

81%

78%

Total

2942,2

3195,1

3831,1

3831,2

3890

3893,5

4077,1

 

 

Durante el período 1985-1995 las ventas de SIC crecieron a una tasa promedio anual de 6.9%, lo que determinó un crecimiento acumulado de 82,4% para todo el período. Como consecuencia de lo anterior, entre 1985 y 1995 la generación bruta en el SIC experimentó un crecimiento promedio anual de 7,0%.

En el período 1990-1995 las ventas de SIC crecieron a una tasa promedio anual de 8,4% mientras que la generación bruta se incrementó a una tasa promedio anual de 8,5%.

 

 

 

 

 

CDEC - SING

 

El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se extiende entre la ciudad de Arica, por el norte, y la localidad de Coloso, por el sur, cubriendo las Regiones I y II, en el extremo norte del país. Este sistema abastece fundamentalmente consumos de tipo minero e industrial.

 El SING presenta algunas diferencias fundamentales con el Sistema Interconectado Central, por el hecho de ser un sistema principalmente térmico que suministra energía eléctrica sólo al 5,6% de la población nacional, pero se encuentra regido bajo la misma normativa que el CDEC-SIC.

 Las empresas participantes de este sistema son las que a continuación se detallan:

- Compañía Térmica Tocopilla S.A. (CTTSA)

- Edelnor S.A.

- Endesa S.A.

- Norgener S.A.

- Empresa Eléctrica Cavancha S.A. (EECSA)

 

 

Unidades Generadoras

 Nombre

de la Central

Unidad

Generadora

Unidades

Tipo de

Máquina

Potencia

Bruta máxima

(MW)

Año

Puesta en

Servicio

Propietario

Chapiquiña

Charmilles

2

Hidro Pasada

5,1

1967

Edelnor

Diesel Arica

Mireless Ks

3

Motor Diesel

1

1953

Edelnor

Diesel Arica

Mireless Kss

2

Motor Diesel

1,46

1964-65

Edelnor

Diesel Arica

G. Motors

4

Motor Diesel

2,1

1973

Edelnor

Diesel Iquique

Sulzer

3

Motor Diesel

1,4

1957

Edelnor

Diesel Iquique

Mireless Kss

2

Motor Diesel

1,46

1963-64

Edelnor

Diesel Iquique

Man

1

Motor FO 6

5,94

1972

Edelnor

Diesel Iquique

Hitachi

1

Turbogas Diesel

23,75

1978

Edelnor

Diesel Iquique

Mitsubishi

1

Motor FO 6

6,2

1985

Edelnor

Diesel Antofagasta

Man

2

Motor FO 6

5,94

1970

Edelnor

Diesel Antofagasta

G. Motors

8

Motor Diesel

2,1

1971-74-76

Edelnor

Turbogas Mejillones

Alsthom

2

Turbogas Diesel

37

1993

Edelnor

Térmica Tocopilla

Mitsubishi

2

Vopor-Carbón

125

1987-90

Endesa

Térmica Tocopilla

Mitsubishi

2

Vopor-Carbón

82

1983-85

Codelco

Térmica Tocopilla

General Electric

2

Motor FO 6

37,5

1970

Codelco

Térmica Tocopilla

AEG

1

Motor FO 6

45

1960

Codelco

Térmica Tocopilla

Hitachi

2

Turbogas Diesel

21

1975

Codelco

Térmica Tocopilla

General Electric

1

Turbogas Diesel

37,5

1993

Codelco

Total Sistema 1994

783,7

Térmica Mejillones

Siemens-Skoda

1

Vapor-Carbón

160

1995

Edelnor

Nueva Tocopilla

Mitsubishi

1

Vapor-Carbón

132,4

1995

Norgener

Mantos Blancos

Mirrlees K8

10

Motor Diesel

2,86

1995

M.Blancos

TG Mejillones

Hitachi

1

Turbogas Diesel

23,75

1995

Endesa

Cavancha

Indar

1

Hidro Pasada

3,19

1995

EECSA

Total Sistema 1995

1131,68

 

 

 

 

 

En el período 1993-1995 las ventas del SING crecieron a una tasa promedio anual del 14,6%, lo que determinó un crecimiento acumulado de 31,3% para todo el período. Para responder a esta creciente demanda, entre 1993 y 1995, la generación se incrementó a una tasa promedio anual de 15,2%.

 

 

 

 

 

 

OPERACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

 

La Ley Eléctrica en Chile está constituida sobre la hipótesis de que existen condiciones potencialmente competitivas en generación-transmisión y condiciones de monopolio natural en distribución.

Para lograr un mercado competitivo en la generación, es fundamental la existencia de muchos generadores y muchos consumidores, y que exista un acceso libre y expedito a las redes de transmisión y distribución. La ley actual garantiza a los generadores el derecho de paso por las instalaciones de transmisión y distribución existentes.

Los usuarios se dividen en dos categorías de acuerdo a su demanda de potencia:

La ley dispone de precios libres para todos los usuarios cuya demanda sea superior a 2 MW. Se supone que estos clientes siempre tienen acceso a la posibilidad de ser autoproductores. Los clientes libres deben negociar su suministro de energía eléctrica con las empresas generadoras.

En el SIC, alrededor del 60% de la energía es consumida bajo un sistema de precios regulados y un 40% bajo un régimen de precios libre.

 

 

TARIFA DE ENERGÍA A NIVEL DE GENERACIÓN

 

Los precios aplicables al suministro de energía de empresas generadoras a empresas distribuidoras (precios de nudo), son regulados. Los precios cobrados a los grandes usuarios (con capacidad instalada superior a 2 MW de potencia) son libres.

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

 La tarificación de la energía en el SIC está basada en la capacidad de generación hidroeléctrica con capacidad de regulación interanual. En años hidrológicos normales, alrededor del 80% de la energía generada es hidroeléctrica, destacando la del Lago Laja. El resto de la energía es generada utilizando centrales a carbón y turbinas a gas. El costo marginal de la energía depende de la gestión del agua del lago Laja.

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

 El SING y los Sistemas Aislados de Aysén y Magallanes poseen una mecánica de tarificación mucho más simple, ya que son sistemas basados en generación térmica, sin incertidumbre hidrológica. El modelo de optimización puede hacerse sobre bases determinísticas. Tampoco se requiere de un modelo de programación dinámica para determinar la gestión óptima del sistema, ya que en este caso el óptimo intertemporal es simplemente la suma de los óptimos de cada período.

 El precio cobrado a grandes usuarios (demanda superior a 2 MW) es libre y la ley dispone que los precios de nudo no pueden diferir en más de 10% de los precios libres.

 

 

TARIFA DE POTENCIA A NIVEL DE GENERACIÓN

 

La tarifa de potencia a nivel de generación se determina utilizando el criterio de costo marginal de largo plazo. Con una gestión óptima del sistema, la demanda de 1 KW de potencia adicional en un momento fuera de peak no tiene costo. Por el contrario, la demanda de 1 KW de potencia adicional en el peak, obliga a instalar una capacidad adicional de 1 KW en el sistema con el fin de abastecer el requerimiento de potencia. La potencia marginal durante el peak es provista usualmente mediante una turbina de gas de petróleo.

En consecuencia, la tarifa de potencia a nivel de generación se calcula como la suma de los costos de operación y capital requeridos para instalar 1 KW de potencia adicional con una turbina de gas de petróleo.