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  • Juan Manuel Contreras

Chile: Nuestro pasado y futuro energético


El desarrollo de nuestro país, con toda la eficiencia energética que debemos incorporar se traducirá en un crecimiento del consumo eléctrico, relacionado con el mayor uso de equipamiento eléctricos y con una creciente actividad  industrial.


El consumo anual per cápita actual es de unos 3.800 kWh/habitante. En países desarrollados este parámetro es de sobre 12.000 kWh/habitante.


Los cálculos sobre crecimiento de la demanda nos indican que el consumo eléctrico nacional debería duplicarse en los próximos 15 a 20 años.


Pero ¿qué significa duplicar el consumo?

Significa que como país debemos generar del orden de 70.000 GWh/año adicionales.

  • Si sólo consideramos centrales a base de gas natural, con rendimiento al 50%, se traduce en unos 12,8 Bill m3/año (0,45 Tcf/año),  con 9.700 MW nuevos instalados (factor de planta 80%), que exigirá un adicional de 50 MMm3/diario de capacidad de regasificación. 

  • Si sólo consideramos hidroelectricidad, se requieren 14.120 MW nuevos instalados (a factor de planta 55%). 

  • Si se usa sólo carbón, se requieren 9.700 MW nuevos instalados (a factor de planta 80%)

  • Este crecimiento, medido en ERNC solar, se traduce en 26.000 MW nuevos instalados (a factor de planta 30%).


Revisemos qué ha pasado los últimos 20 años en materia energética

Revisando la historia energética del país en los últimos 20 años, podemos encontrar varios hitos que marcaron su desarrollo y evolución:


Etapa I: La llegada del gas Argentino

Año 1995: Suscripción de Acuerdo de Cooperación Económica N° 16 entre Argentina y Chile, que regula las exportaciones e interconexiones de gas.


Consecuencias inmediatas:

Como reacción se construyeron 4 Gasoductos entre Chile -Argentina

  • Gasoducto Atacama (SING - 940 km - 8,5 millones m3/día)

  • Gasoducto Norandino (SING - 780 km - 7,1 millones m3/día)

  • Gasoducto Gas Andes (SIC/ RM - 463 km - 9,0 millones m3/día)

  • Gasoducto del Pacífico (SIC/VIII Región - 540 km - 9,5 millones m3/día)

Y se instalaron centrales a gas CC y CA


SING: Se instalaron 5 ciclos combinados, dos de Gasatacama de 396MW y 385MW (1999), CTM3 de Edelnor 251MW (2000) y una de una filial de Gener en Salta, Argentina de 643MW (2000) y la Unidad 16 de Electroandina de 400MW (2001)

SIC: se instalaron 5 ciclos combinados; Nueva Renca de 379MW (1997); Nehuenco1 de 370MW (1998), San Isidro I de 370MW (1998), Nehuenco2 de 398MW (2003), San Isidro II  353MW (2007-2008). Y 7 ciclos abiertos, dos en Taltal de 123,5MW cada uno (2000), Nehuenco9B de 109MW (2002), Candelaria I y II 254 MW (2005), Quintero I y II de 128MW cada uno Centrales de base distintas a las de gas puestas en servicio durante este período corresponden a aquellas que iniciaron construcción antes de la firma del convenio:

  • SING: 5 unidades a carbón por 776MW.(entre el año 1995 y 1999).

  • SIC: Puesta en servicio central de embalse Ralco 640 MW (2004).


Etapa II: La restricción del gas Argentino

Período 2004 al 2007 se produce restricción del suministro de gas argentino que se inicia parcialmente a mediados del 2004 a un corte casi total al 2007.


Consecuencias principales:

  • Instalación de turbinas diésel: SIC:  Antilhue 108MW (2005) y Los Vientos 132MW (2007). 3 turbinas diésel por 408MW (2009).

  • Cambio a Ley Eléctrica: («Ley Corta II»); (Licitaciones suministros L/P.) Inicio de licitación de suministro de clientes regulados (comenzó el año 2006), gatilla el inicio de construcción de centrales a carbón para abastecimiento de demanda futura.

  • SIC: 4 centrales a carbón, Nueva Ventanas de 272MW (2010), Santa María1 de 347,3MW, Bocamina 2 de 350MW (2012) y Campiche de 244MW (2013).

  • SING : 4 centrales a carbón por un total de 884MW (año 2011) (CTA de 169MW, CTH de 170MW, ANGAMOS1 de 272MW y ANGAMOS2 de 273MW).

  • Incentivos a proyectos de ERNC.

  • Instalación de terminales de GNL en las  Regiones II y V.

  • Terminal Quintero para 10 – 20 millones m3/día, el año 2009.

  • Terminal Mejillones para 5,5 millones m3/día, el año 2010.


¿Cómo cambió nuestra matriz eléctrica los últimos 20 años?

  • La matriz eléctrica del SIC se hizo más térmica – Capacidad instalada.

  • Y la generación efectiva siguió la misma tendencia.

  • La evolución de la matriz eléctrica y la generación del SING que es térmica por disponibilidad de recursos, se adaptó a la restricción aumentando la participación del carbón.

SING: Capacidad Instalada

SING: Generación anual


Otras consecuencias de la llegada y posterior restricción del gas desde Argentina


Hay dos paradigmas que fueron superados:

  • Debe haber neutralidad tecnológica de la autoridad. Es decir, no debe definirse ni dar señales o beneficios para alguna tecnología en especial, sólo el mercado decide.

  • La señal de localización, como señal económica que inhibía el desarrollo de soluciones robustas de transmisión.

Se postergó el desarrollo de la transmisión troncal, la conectividad se entendió dada por la red de gasoductos longitudinales de Argentina, se construyeron gasoductos binacionales hacia Chile en distintos puntos geográficos. El Plan óptimo del segmento de transmisión fue definido con retraso en sus obras principales: la línea de interconexión y las líneas de 500kV de la zona norte y la zona sur.


Se postergó el desarrollo de todas las tecnologías distintas al Gas Natural, por efecto de menor precio del Gas Argentino (2,4 US$ MMBTU, incluido gasoductos).


El corte de gas imprevisto provocó incertidumbre por varios años sobre la factibilidad de su retorno. Esto derivó en un desarrollo importante a base de turbinas y motores diésel.


La ley Corta II viabilizó el desarrollo de centrales a carbón. Como consecuencia de esto, la matriz fue más térmica y más cara.


Aparecen como elemento de la solución las ERNC:


Nuestro Futuro

Una tarea relevante es profundizar la regulación y el desarrollo de la transmisión, tanto en el nivel troncal como en la subtransmisión, para tener una conectividad plena en todo el país y con ello un mercado que funcione sin restricciones, donde no existan zonas aisladas por congestión y se aproveche plenamente la complementariedad de las distintas tecnologías.


Esto es la base para asegurar un adecuado nivel de competencia y disminuir los riesgos que se asumen en los contratos de suministro por parte de los generadores.


En el segmento generación se requiere una mirada de largo plazo para integrar las distintas alternativas que dispone el país para su desarrollo energético, para obtener una matriz eléctrica eficiente, sustentable y económica.


En esto el rol del Estado es relevante, porque debe tener la capacidad de anticipación y de facilitador del desarrollo y competencia en este sector. En generación los tiempos tienen otra dimensión, diez años ya es mañana. Todas las tecnologías deben desarrollarse de manera armoniosa y sustentable. El país requiere nuevos terminales de gas y centrales de ciclo combinado asociadas, requiere nuevas centrales térmicas convencionales, nuevas centrales hidroeléctricas y muchas centrales ERNC.

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