Antecedentes generales del SING

El Sistema Interconectado del Norte Grande abastece de energía eléctrica a la primera y segunda región de Chile, sector de 185.142 Km2, que corresponde a un 24,6% de la superficie del territorio continental del país[Esta00].

Este sector se caracteriza por presentar un clima de sequedad extrema, lo que motivó que las ciudades se levantaran en sectores costeros. La actividad principal de esta región es la minería, la cual es también la principal fuente de centros de consumo de energía eléctrica.

Debido a que las minas están más cercanas a la cordillera y las ciudades se mantienen en la costa, los centros de consumo en el SING están alejados por grandes distancias, lo que dificultó, en cierta manera, la interconexión de las centrales eléctricas del sistema. Sólo en 1987 se comienza a realizar interconexiones importantes entre las centrales que habían surgido como consecuencia de los proyectos mineros y al surgimiento de las ciudades, dando inicio a lo que se denomina Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Luego en 1993, comienza a operar el CDEC (Centro de Despacho Económico de Carga) como

Como se explicó en la sección anterior, la generación en el SING es principalmente térmica, con sólo un 0,4% de generación hidráulica. En los gráficos siguientes observamos como está conformado el parque de generación del SING, tanto por empresa, como por tipo de combustible o tecnología.

CAPACIDAD INSTALADA POR EMPRESA

CELTA 6,0% EDELNOR 23,8% GENER 21,1% NOPEL 19,3% NORGENER 9,1% ELECTROANDINA 20,7%

CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE

HIDRO 0,4% GAS NATURAL 49,9% DIESEL 4,3% FUEL OIL N°6 5,7% CARBON 39,7%

Figura 7.1: SING – Capacidad instalada

La capacidad instalada del SING posee 6 empresas participantes a la fecha, donde son 4 los más importantes, cada uno con más de 19% de la potencia instalada total del sistema. Este punto es especialmente importante a la hora de estudiar posibles colusiones entre participantes, debido que mientras menos sean estos, es más sencillo que los generadores se pongan de acuerdo de manera de obtener mayores ingresos de los que, por medio de una participación individual, obtendrían.

Toda la capacidad instalada del SING llega a 3.040 MW, muy superior a los 1.213 MW requeridos para satisfacer la demanda máxima que existió el año 2000. Esto deja de manifiesto la gran sobrecapacidad existente en el sector la cual alcanza un 250% de la demanda máxima. Esta sobrecapacidad fue producto, en parte, del ingreso de grandes centrales de ciclo combinado de cerca de 500 MW cada

una, como son las centrales Salta de Gener con 582 MW o Atacama de Nopel con 554 MW.

En los siguientes gráficos se muestra como se divide la generación en el SING, establecida según los despachos económicos que realiza el CDEC.

GENERACIÓN BRUTA POR EMPRESA

EDELNOR 26,0% NOPEL 19,1% CELTA 11,6% NORGENER 5,5% GENER 13,1% ELECTROANDINA24,8%

GENERACIÓN BRUTA POR TIPO DE COMBUSTIBLE

HIDRO 0,6% CARBON 55,6% FUEL OIL N°6 0,8% DIESEL 1,0% GAS NATURAL 42,0%

Figura 7.2: SING – Distribución generación

Notamos que la generación de energía en el SING se realiza básicamente mediante el uso de dos tecnologías, ciclo combinado y centrales a carbón. Las centrales de ciclo combinado comenzaron a ingresar al sistema a partir del año 1999 y debido a su alta eficiencia y bajos costos participan en gran parte del despacho. Las centrales de carbón, en tanto, comenzaron a incorporarse en los años 80. Estas centrales todavía siguen vigentes, aún después del ingreso de las unidades de ciclo combinado, debido a los costos del combustible y el nivel de eficiencia aceptable que presentan.

El ingreso de la nueva tecnología, las centrales de ciclo combinado a gas natural, puede explicar en parte la sobrecapacidad del sistema.

motivan su inclusión en el despacho realizado por el operador del sistema. Además se dieron en el SING una serie de señales, provistas por la autoridad, que indicaban que las centrales a gas iban a poder captar altos niveles de remuneraciones por energía y por capacidad. Por esto, se motivó fuertemente la inversión en centrales de este tipo. Esto, junto a la existencia de unidades más antiguas, básicamente a carbón, las cuales todavía pueden producir energía, provoca un escenario como el actual, donde la sobrecapacidad es evidente.

En relación con el pago por capacidad, este ha sido muy conflictivo en los últimos años, como se explicó en el capítulo V. Debido al carácter general de la ley que rige en la actualidad, no queda claro el método con que se debería calcular dicho pago por potencia firme, ni tampoco queda claro cuales son los datos que se deben utilizar, lo que ha ocasionado que existan controversias acerca de la manera óptima para realizar el pago. Además, considerando que para realizar el cálculo del pago por capacidad actual, los generadores deben proveer al CDEC de datos que son utilizados para obtener el monto a pagar, surgen discrepancia acerca de la validez de éstos. Esta problemática se incrementa debido a que cada participante posee características y tecnologías diferentes, lo cual lleva a diferentes posturas que benefician a unos u otros.

De todos modos, si se toma en cuenta que el objetivo principal del pago por capacidad es proveer confiabilidad al sistema, es importante observar que la suficiencia del SING a corto plazo está lograda. El escenario que se presenta en la actualidad muestra cerca de tres veces mas capacidad que la estrictamente necesaria para abastecer la demanda.

La seguridad del sistema, en cambio, requiere motivar a los generadores a estar presente en el despacho para cuando se les necesite, objetivo que cobra mayor relevancia en la actualidad.

Como se explicó en el capítulo III, dentro de las dificultades que se presentan a la hora de implementar un pago por capacidad está la manera con que se reparte esta remuneración. Por esto, dentro del análisis se incluye un estudio de la forma como se distribuye el pago, de forma de examinar las señales que se están dando por medio del pago por capacidad propuesto.

La manera con que los objetivos son cumplidos por la propuesta es analizada en las siguientes secciones, donde la simulación del pago por capacidad basado en el sistema PJM, es llevada a cabo.