Trabajo Investigación ¿Es la Conexión Itaipú – Alto Jahuel una locura?

Análisis técnico-económico

Pontificia Universidad Católica de Chile Escuela de Ingeniería Departamento de Ingeniería Eléctrica IEE3372 Laboratorio de Mercados Eléctricos

Integrantes: Sergio Beaumont Nicolás Cottin Profesional: Alejandro Navarro Profesor: Hugh Rudnick Fecha: 27/05/2011

Índice

I. Introducción…..……………………………………………………………………….

II. Antecedentes Generales……………………………………………………………...

II.1. Actualidad y proyección de requerimientos energéticos en Chile………………

II.2. Hidroaysén………………………………………………………………………….

II.3. La central Itaipú…………………………………………………………………...

II.4. Relación de Itaipú con Brasil………………………………………………………

III. El mercado Brasileño………………………………………………………………..

III.1. Viabilidad de exportación de energía hacia Chile………………………………

III.2. Costo de la energía…………………………………………...……………………

III.2.1. Precio de la energía en Brasil…………………………………………………...

III.2.2. Licitaciones energéticas en el mercado brasileño……………………………..

IV. Largas redes eléctricas………………………………………………………………

IV.1. Diseño línea Hidroaysén – SIC……………………………………………………

IV.1.1. Los Ñadis – Puerto Montt……………………………………………………….

IV.1.2. Puerto Montt – Santiago………………………………………………………...

IV.2. Elección de la tecnología a utilizar en la línea…………………………………...

IV.2.1. Forma de transmitir……………………………………………………………..

IV.2.1.1. Energía transmitida…………………………………………………………...

IV.2.1.2. Largas distancias………………………………………………………………

IV.2.1.3. Impacto ambiental…………………………………………………………….

IV.2.2. Descripción de las ventajas y desventajas del uso de HVDC…………………

IV.2.2.1. Ventajas………………………………………………………………………...

IV.2.2.2. Desventajas…………………………………………………………………….

IV.2.3. Tecnología escogida para la transmisión HVDC…………………………...….

IV.3. Diseño línea Itaipú – SIC…………………………………………………………

IV.3.1 Conexión Itaipú-SIC mediante carreteras……………………………………...

IV.3.2 Conexión ITAIPU-SIC de forma directa……………………………………….

IV.4. Costos de las líneas de transmisión……………………………………………….

IV.4.1. Costo de las torres, cables e instalación………………………………………..

IV.4.2. Costo de servidumbres…………………………………………………………..

IV.4.3. Estaciones inversoras y rectificadoras…………………………………………

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V. Costo de desarrollo del proyecto y análisis de sensibilidad………………………..

V.1 Costo de desarrollo proyecto Hidroaysén………………………………………….

V.2 Costo de desarrollo conexión Itaipú – Santiago…………………………………..

V.3 Análisis de sensibilidad……………………………………………………………...

V.3.1 Sensibilidad respecto al precio de la energía en Chile…………………………..

V.3.2 Sensibilidad respecto al valor de la inversión en los megaproyectos…………..

VI. Conclusiones…………………………………………………………………………

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I. Introducción: Durante el último tiempo se ha discutido el desarrollo del proyecto Hidroaysén. Éste busca satisfacer las crecientes necesidades energéticas de Chile, mediante la instalación de 2750MW, provenientes de centrales hidroeléctricas ubicadas en la XI región de Aysén. Dentro de las múltiples críticas que ha recibido, la más comentada es sobre la transmisión de dicha energía, al requerir un trazado de aproximadamente 2000km, atravesando zonas vírgenes entre la planificada central Los Ñadis, ubicada cerca de la confluencia de los ríos Los Ñadis y Baker, y la región metropolitana. Considerando esto como un pilar base del proyecto, el estudio realizado busca analizar las dimensiones de esta conexión revisando la factibilidad técnico-económica de otra alternativa con características similares en este punto: La conexión internacional entre la central Itaipú en Brasil con el sistema interconectado central chileno. II. Antecedentes Generales: II.1. Actualidad y proyección de requerimientos energéticos en Chile En la actualidad se tiene plena certeza de la fuerte relación que existe entre el desarrollo económico y el consumo energético. Estas cosas van casi de la mano, por lo que para alcanzar un desarrollo económico importante debemos tener un desarrollo energético eficiente que nos permita sustentar el aumento en el consumo y en la productividad. La siguiente figura muestra ésta relación para distintas economías del mundo, medidas por su producto interno bruto (PIB)1,2:

1 Ruben Muñoz Bustos, “Eficiencia energética en Chile. Aspectos generales” (Comisión nacional de Energía, Gobierno de Chile, Agosto 2005). 2 Hugh Rudnick, “Foro HidroAysén, El futuro de la matriz energética chilena en la disyuntiva” (Universidad Católica, 2011).

Figura 1. Consumo energético versus PIB mundial.

Según lo anterior, el valor del PIB nos da una buena aproximación del consumo energético que presenta un país.

Para el caso de Chile, el 13,4%3 del consumo total corresponde a energía eléctrica. Este porcentaje es relevante, por lo que podemos decir que también estará sujeta a la relación de dependencia con el PIB. Esta relación, apreciable en el gráfico siguiente, nos entrega una idea de que tan significativa ha sido esta dependencia durante la década pasada y nos permite proyectar cual debiese ser su crecimiento en los años futuros para poder sustentar el desarrollo económico.

Acoplamiento consumo de energía eléctrica - PIB

Chile. 2003-2009

y = 0,6748x + 12000

42000

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50000 55000 60000 65000 70000PIB a precios constantes [MM$ referentes al año 2003]

Fuente: PIB Banco Central, GWh consumidos CNE.

Co

nsu

mo

elé

ctr

ico

[G

Wh

]

Serie1

Lineal

Figura 2. Gráfica acoplamiento PIB – consumo energía en Chile, años 1990 – 2006.

3 CNE. Consumo de energías secundarias total país 2006. Fuente: Balance de energía 2006.

Del gráfico se pueden obtener importantes conclusiones. La línea de tendencia nos muestra que la relación es claramente al alza y que un crecimiento de mil millones en el PIB, conllevaría aproximadamente un incremento en el consumo eléctrico de 0,67 GWh.

Las proyecciones de crecimiento del país para el año 2011 son del orden del 6%4 y, según el gráfico, implicarían un crecimiento de un 4,05% en la energía consumida. Basados en estas cifras, el PIB nacional al año 2020 sería de aproximadamente 127,5 billones de pesos. Según el análisis, para lograr tal crecimiento Chile tendría que ser capaz de alimentar un consumo unos 96500Gwh. Para poder sustentar dicho consumo futuro se debe comenzar a planificar desde ahora. Los números estimados para los próximos diez años son presentados en la siguiente proyección.

Proyección PIB vs Consumo de energía eléctrica

Chile. 2010-2020

56000

61000

66000

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70000 80000 90000 100000

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130000

PIB a precios constantes [MM$ referentes al año 2003]

Pro

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ión

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GW

h]

Serie1

Figura 3. Proyección PIB vs Consumo de energía eléctrica años 2010-2020.

Teniendo claro cual será nuestra situación económica en los próximos años, se procede a analizar el cuan bien preparado se encuentra el país para enfrentar la futura demanda energética. Para ello, se revisa a continuación la realidad energética chilena en la actualidad, mostrada en la siguiente tabla:

4 División del desarrollo económico, Balance preliminar de las economías de América Latina y el Caribe 2010 (CEPAL, diciembre 2010), 72.

Tabla 1. Resumen capacidades instaladas y generación bruta por sistema. Año 2010.

La generación de energía eléctrica a nivel nacional está dividida en cuatro grandes subsistemas. El más importante en términos de volúmenes y regiones que alimenta es el SIC. En total en Chile al año 2010 existe una capacidad instalada de 15,5GW, que ese mismo año produjeron 58,6 TWh. Con la capacidad actualmente instalada requeriríamos que las plantas generadoras trabajaran a un factor de planta anual promedio mayor a 0,7 para que al año 2020 lográramos generar lo mismo que se consumiría, todo esto sin considerar las pérdidas existentes desde la generación hasta el consumo final. Dado que el factor de planta promedio aproximado es actualmente de 0,43 anual, la única solución real es aumentar la capacidad instalada. Manteniendo el factor de planta actual y suponiendo que la tasa de crecimiento de consumo se mantiene correlacionada con el PIB de la manera señalada, se requieren como mínimo, la incorporación de más de 10.000 MW adicionales de capacidad.

Es en este contexto en donde surge el proyecto Hidroaysén, como una forma de aporte significativo en capacidad instalada, de modo de hacer frente a los grandes requerimientos energéticos que se necesitan para seguir rumbo al desarrollo económico, aprovechando la abundancia y ventajas que nos ofrecen los recursos hídricos del sur del país. II.2. Hidroaysén Sin dudas, corresponde al proyecto que más ruido ha causado en el último tiempo en nuestro país. Esta inversión, cercana a los US$3.200 millones5, pretende aportar con aproximadamente 2.750MW al SIC gracias a la explotación, mediante cinco centrales hidroeléctricas, de los recursos hídricos de los ríos Baker y Pascua ubicados en la región de Aysén. Estos ríos se caracterizan por sus caudales abundantes y de baja variación de nivel de agua. Los flujos que los forman provienen principalmente de deshielos, dando así la posibilidad de generar energía eléctrica incluso durante períodos conocidos como secos en otros lugares, ya que no dependen de la lluvia. Estas favorables condiciones se ven reflejadas en el factor de planta de cada central a construir, valor que llega incluso a duplicar el de otras centrales como es el caso de Rapel y Ralco con un 0,15 y 0,4 respectivamente. La tabla resumen siguiente muestra las capacidades y factor de planta, junto a otras descripciones, de las cinco centrales planificadas dentro del proyecto.

5 El Mercurio. “Hidroaysén eleva inversión en centrales y destina US$150 millones para mitigaciones”. Bustamante y Moya, 15/08/2008.

Tabla 2. Resumen de capacidades y características de las 5 centrales proyectadas en el

proyecto Hidroaysén. El proyecto Hidroaysén ha dividido a la comunidad. Por un lado, las ventajas que tiene son irrefutables. El uso de un recurso energético nacional, sobre el cual tenemos plena soberanía, nos da una independencia en el abastecimiento de energía que es muy importante. Así, se pueden minimizar las variables de riesgo relacionadas con la dependencia de fuentes de abastecimiento externas en donde nuestras proyecciones dependan casi enteramente de los precios internacionales y del suministro de recursos energéticos por parte de otros países. Potenciales problemas, como el comenzado el año 2004 con el gas Argentino donde debido a la creciente demanda interna del vecino país simplemente se nos comenzó a racionar el suministro, creando fuertes repercusiones y haciendo que el valor de la electricidad subiese en más de un 21%6 en Julio del 2007, son minimizados. Además, se puede considerar que el potencial desarrollo del proyecto traerá consigo progreso y oportunidades en la región a través de la industria y la construcción en si del proyecto. Si a eso le sumamos aspectos como el que se busca explotar una fuente de energía renovable y limpia, que la tecnología que se usaría es de las mejores, que la eficiencia de las centrales es altísima y que de esta manera podemos evitarnos la construcción de centrales termoeléctricas altamente contaminantes, hacen que el proyecto sea bastante tentador y adquiera adeptos con facilidad. Sin embargo, a pesar de todas estas características positivas, el proyecto tiene muchos disidentes. El argumento que los une es el que la intervención de la zona afectada por la central rompe con la naturaleza escénica de la región. Junto a eso, se protesta por el impacto que genera la construcción de las líneas de transmisión que traerán la energía hacia el SIC. Respecto a éstas, se puede decir que el largo del tendido es de aproximadamente 2.000 Km., por lo que consistiría en la línea de transmisión en corriente continua más extensa del mundo, algo que no es barato y tampoco tiene un impacto ambiental despreciable. Es, en vista de lo anterior, que el analizar diferentes alternativas es la mejor manera de obtener conclusiones y tomar una decisión meditada sobre el proyecto, maximizando así los beneficios y minimizando los efectos nocivos, asimilando de paso las implicancias que traería el desarrollo del Hidroaysén. Es en este contexto donde surge el análisis de factibilidad de una hipotética conexión entre la central Itaipú y el SIC. Pese a que conectar dos países no fronterizos como lo son Brasil y Chile, mediante 2000 Km. de líneas de transmisión de alta tensión puede sonar a priori una locura, nos dará una idea de las dimensiones reales del polémico proyecto.

6 CNE. “Datos históricos de precios de nudo sistemas eléctricos chilenos”. Precio medio energía fijado en Alto Jahuel, Santiago.

II.3. La central Itaipú

Itaipú es hoy en día la segunda central hidroeléctrica más grande del mundo, después de la de las Tres Gargantas en China, que comenzó su trabajo a plena actividad recientemente. Su nombre, proviene del guaraní y significa “Piedra que suena”, y corresponde a un proyecto energético binacional entre Paraguay y Brasil. Todo comenzó el 22 de junio de 1966 con la firma del “Acta de Iguazú”, en la que se manifestaba la predisposición de ambas naciones para estudiar el como aprovechar conjuntamente los recursos hídricos del río Paraná desde, e inclusive, el Salto de Sete Quedas hasta la desembocadura del río Iguazú. Las obras comenzaron el 1970 a cargo de Electric Company de Estados Unidos y Electrconsult S.p.A. de Italia. Con los estudios ya realizados y conocidos los potenciales energéticos de la región, el 26 de Abril de 1973 se firmó el “Tratado de Itaipú”, definiendo las normas legales para el aprovechamiento de los recursos, sujeto explícitamente al derecho internacional. Con el fin de tener un ente regulador que vele por el cumplimento de dicho tratado, se crea la entidad binacional Itaipú.

El inicio concreto de las obras de construcción comenzó el año 1975, no sin estar sujeto a múltiples protestas ambientalistas e internacionales, como la preocupación Argentina por las implicancias del desarrollo de un proyecto de tal envergadura. Fue solo tres años más tarde que recién se procedió a desviar el caudal del río Paraná de su lecho original y en 1979 que Argentina pone término a sus demandas tras la firma del “Acuerdo Tripartito”, junto a Brasil y Paraguay. Ya en 1984 la empresa entró en operación, y comenzó a establecer un crecimiento de dos a tres turbinas por año. Hoy en día, Itaipú cuenta con una capacidad de 14000MW, equivalente a más del 90% de la capacidad total instalada en el país, gracias a la instalación de las dos últimas turbinas que completan las 20 proyectadas para el proyecto inicial en el año 2007.

Este proyecto no solo trajo beneficios energéticos, sino también políticos. Una de las mayores implicancias fue el ser una solución para los difíciles problemas fronterizos entre los dos países involucrados. Al momento de firmar el “Acta de Iguazú”, las tensiones eran máximas dada la poca claridad de a que país pertenecía el Salto de las Sete Quedas. Este proyecto finalmente se entabló en la zona de conflicto, determinando que las demás zonas en discusión fueran nombradas parques binacionales. Energéticamente, Paraguay pudo al fin satisfacer su demanda de manera casi completa con energía limpia, como lo es la hidroeléctrica. El impacto natural y social del proyecto fue inmenso. Actualmente la represa ocupa 1400 km², en una zona que antiguamente era conocida por su riqueza en flora y fauna silvestre, teniendo así una capacidad instalada de 100 kW por hectárea. Cabe resaltar aquí los números de Hidroaysén, que para la misma área inundada posee unos 465kW, cantidad 4,6 veces mayor. Por otro lado, fuerte impacto se apreció durante las primeras etapas del proyecto debido a una importante inmigración de buscadores de trabajo. Hasta el día de hoy este hecho es recordado en la zona como la llegada de los llamados “Brasiguayos”.

Junto con lo anterior, cabe destacar el impacto del sistema de transmisión. Desde la subestación Foz de Iguazú, centro y origen de la transmisión hacia los destinos finales, parten diferentes líneas de tensión según las diversas necesidades. Para el lado brasileño se transmite en corriente alterna a 60 Hz, como también en corriente continua para alimentar a Sao Paulo mediante dos líneas de 785 Km. y 805 Km. a +-600kV. El

motivo de este último tipo de conexión es la larga distancia que separa los puntos, que la hace económicamente rentable, junto con el hacer posible el interconectar sistemas de diferente frecuencia, como el paraguayo a 50hz y el brasilero a 60hz. II.4. Relación de Itaipú con Brasil

Hoy Itaipú es capaz de generar el 95% de la energía eléctrica consumida en Paraguay y un 24% de la en Brasil. He aquí su importancia. La producción de energía ha alcanzado niveles imprevistos, tal y como fuese el año 2000, cuando produjo 93.499 GWh, equivalente al 167,62% del total de energía eléctrica consumida por todo Chile el año 20087. El proyecto actualmente no tiene intenciones de seguir creciendo.

Existe una cláusula en el tratado “Acta de Iguazú” que puede traer consecuencias a la hora de estudiar una potencial conexión con internacional de Chile con Brasil mediante Itaipú. En ella se establece que el excedente de energía que no es utilizado por uno de los países será vendida en exclusividad al otro país participante del proyecto. Esto quiere decir que para que Brasil nos pudiese entregar energía, tendrían que previamente asegurar la satisfacción de la demanda en Paraguay, junto con el modificar dicho punto o el hacernos parte del proyecto. Es por esto que, para aspirar a una posible interconexión con Itaipú, se deben considerar aquellos factores técnicos y legales que nos permitirían participar en las licitaciones por la energía eléctrica que produce la central, con el fin de llegar a algún tipo de acuerdo de largo plazo que justifique la inversión que significa el interconectar dos países por una línea de transmisión tan extensa. III. El mercado Brasileño:

En la actualidad, Brasil posee una enorme capacidad de producción de energía eléctrica. Esta energía proviene casi en su totalidad de la hidroelectricidad, la cual ocupa un 72 % de su matriz. A su vez Brasil posee altas tasas de crecimiento en su demanda total de energía eléctrica, lo que sumado a la poca reserva en su capacidad de generación, lo vuelve muy vulnerable a las variaciones relacionadas con la hidrología. Esto presenta un riesgo no menor de desabastecimiento energético en caso de una gran sequía.

El año 2005, la producción total de Brasil fue de 400.641 GWh, mientras que su

consumo neto 400.374 GWh. A continuación se detalla la producción y consumo divididos en las distintas zonas.

7 CNE. BNE2008, 2008.

Figura 4. Esquema de producción/consumo por submercado.

En relación a la normativa que rige al mercado brasileño es importante destacar

que en el año 2004 se implementa la nueva ley que rige hasta el día de hoy al sector eléctrico. Dicha ley busca incentivar de manera potente la inclusión de la empresa privada como parte de la competencia en generación, de tal forma de favorecer los mercados competitivos y así mantener las tarifas de la energía en niveles moderados. En modo de resumen, se muestran a continuación las principales acciones y objetivos que se buscaron con la nueva normativa:

� Entregar incentivos a los agentes públicos y privados para mantener y aumentar

la capacidad de generación. � Garantizar el abastecimiento de energía para Brasil a tarifas razonables por

medio de los procesos de subasta o licitaciones públicas de energía eléctrica. � La creación de dos ambientes de regulación distintos para la comercialización de

energía: Los ambientes de contratación regulada y los ambientes de contratación libre.

� Se exige tener la capacidad física de poder entregar la energía, en la

comercialización de los contratos. � Se prohíbe a las distribuidoras el comercializar la energía con los consumidores

libres, sin regulación de tarifas.

Como se mencionó anteriormente, el funcionamiento del mercado brasileño se desempeña en dos ambientes principalmente: los de contratación regulada (ACR) o los de contratación libre (ACL). Los ambientes de contratación regulada son básicamente operaciones de compra y venta de energía eléctrica entre agentes productores y agentes de distribución, por medio de una licitación previa conforme a las reglas y procedimientos legales respectivos. Los contratos pactados mediante este método son fiscalizados por la ANNEL8. En dicho ambiente, las empresas distribuidoras adquieren la energía para sus mercados mediante subastas públicas. En este sentido, las compras de energía se realizan mediante dos tipos de contratos distintos:

� Contratos de cantidades de energía: El generador garantiza la entrega del bloque energético, asumiendo el riesgo de no cumplimiento. En dicho caso, deberá adquirir la energía faltante en el mercado spot.

� Contratos de disponibilidad de energía: El generador no esta obligado a entregar

el bloque de energía comprometido por lo que el riesgo lo asume la distribuidora. Este riesgo se transfiere a los consumidores mediante el alza del costo de dicha energía.

Por su parte, los ambientes de contratación libre son operaciones de compra y

venta que surgen de una negociación bilateral libre, regida por las normas y leyes pertinentes. Estos contratos son comercializados entre las concesionarias de generación, productores independientes de energía, auto-productores, agentes de comercialización, importadores de energía y consumidores libres. Cabe señalar que los consumidores llamados “libres”, son aquellos que pueden ejercer la opción de cambiarse de abastecedor de energía eléctrica, pero que además deben cumplir con los siguientes requisitos:

� Demanda de consumo mayor a 3 MW, para cualquier nivel de tensión. � Consumidores cuyo consumo sea superior a 500 kW que así lo soliciten.

A continuación se presenta un esquema del funcionamiento del mercado

brasileño, resaltando los tipos de contrato que realiza cada sector.

8 Agencia nacional de energía eléctrica (ANNEL): Organismo encargado de regular y supervisar el sector eléctrico.

Figura 5. Esquema de funcionamiento de mercado.

Teniendo claro como se efectúan las negociaciones, podemos analizar ahora la viabilidad de la exportación de energía eléctrica desde Brasil (producida por Itaipú) hacia Chile. III.1. Viabilidad de exportación de energía hacia Chile La exportación de energía eléctrica desde Itaipú hacia Chile no es un imposible. Si consideramos la gran cantidad de recursos hídricos en Brasil y la enorme capacidad instalada para generar, no sería extraño pensar entonces que parte de esa energía la exporten a otro país. Debemos considerar también la capacidad que tiene Brasil de desplazar su propia energía hidráulica de un periodo a otro (por la capacidad de almacenamiento en sus embalses) lo que dependiendo de las políticas que se adopten, les permite realizar probables intercambios internacionales y por sobre todo, uniformes durante periodos relativamente largos (exportación de excedentes en años ricos e importación en años pobres).

Es importante señalar que esta dinámica cambiante que significan los recursos hídricos nos lleva a tener fuertes variaciones en los costos marginales de las empresas generadoras, en nuestro caso, Itaipu. Así, se puede tener que durante un periodo muy largo el costo marginal sea cero (condición de vertimiento), y en otros periodos, también extensos, cuando la reserva de los embalses disminuya (condición de sequía), se tendrán costos marginales aproximados al costo de falla. Ambas condiciones deberían considerarse a la hora de pactar un intercambio energético, ya que se pueden tener periodos muy largos de abundancia o sequía respectivamente.

Para tener claridad respecto de a quién nosotros le compraríamos la energía, debemos segmentar el mercado brasileño. En primer lugar debemos mencionar que la gran mayoría de las empresas generadoras están controladas por el gobierno. De estas empresas, las principales son Eletrobrás9 con un 52% de la capacidad total producida, CESP con un 12%, Cemig con un 10% y Copel con un 8%. A pesar de los múltiples intentos por privatizar el mercado, se estima que sólo un 10% de la participación en el mercado de generación corresponde al sector privado. Esta materia es un asunto pendiente para las autoridades, las cuales deberán seguir incentivando la entrada del sector privado para favorecer a la libre competencia.

Para lo que aquí interesa, se debe separar e identificar cual es la empresa que se encarga de comercializar la energía que produce Itaipú. La empresa responsable de comercializar la energía que se genera en la central es la empresa Eletrobrás. Además, es importante señalar que la energía que produce Itaipú no está sujeta al proceso de subastas para abastecimiento de energía en el ambiente de contratación regulada (ACR). Sin embargo, dichos volúmenes producidos por Itaipú y comercializados por Eletrobrás están regulados por la ANNEL y son comercializados principalmente mediante la contratación libre.

En cuanto a la distribución de la energía eléctrica que genera Itaipú, se lleva a cabo de dos maneras. La primera es hacia Paraguay mediante la “Administración Nacional de Energía (ANDE)”, y la segunda hacia Brasil mediante la empresa “Furnas Centrales Eléctricas S.A.”. III.2. Costo de la energía III.2.1. Precio de la energía en Brasil

En primer lugar debemos entender como se fija el precio de la energía eléctrica en el mercado brasileño. Para conseguir esto tenemos que identificar que tipo de contratos se establecería entre los países. Ya se mencionó que existen de dos tipos, ACR y ACL, y el precio va a depender del tipo de negociación que se realice y del acuerdo a largo plazo que se consiga. También se encuentra el mercado spot de energía, al cual acceden los generadores para comprar sus déficit o vender sus excedentes, mediante transferencias entre generadores.

Lo que se buscará será entonces realizar un contrato de largo plazo con Itaipú, para así hacer factible la exportación de energía brasileña hacia Chile. Aquel contrato debe ser conseguido mediante un proceso de subasta, llevado a cabo bajo la supervisión de la ANNL. Teniendo estas garantías, se justifica entonces la construcción de líneas de transmisión, subestaciones y otros elementos del sistema eléctrico necesarios para la entrega.

En conclusión, el precio de la energía que exportaría Brasil, y más precisamente Itaipú, va a depender única y exclusivamente del ambiente de contratación libre y del

9 Propiedad del gobierno federal.

tipo de contratos, a corto y largo plazo, que se obtengan mediante las licitaciones de bloques de energía que se consigan en el mercado. III.2.2. Licitaciones energéticas en el mercado brasileño

Las licitaciones o subastas de energía tienen por finalidad crear un mecanismo competitivo mediante el cual las empresas comercializadoras y distribuidoras pueden adquirir la energía eléctrica proveniente de los respectivos generadores. Este método permite que la información sea absolutamente pública, sea un contrato transparente y exista una igualdad de acceso a la compra de energía. En la licitación se subastan distintos tipos de contratos asociados a bloques de energía. Estos contratos tienen fecha de inicio, una duración determinada y un precio definido.

Las licitaciones se pueden diferenciar a grandes rasgos por el tipo de energía que se está subastando. La energía subastada puede ser:

� Energía existente: Consiste en todas aquellas fuentes de generación que ya se encuentran en normal funcionamiento.

� Energía nueva: Proveniente de nuevas centrales de generación que se encuentran

en desarrollo. La siguiente figura nos muestra un esquema de las licitaciones a medida que pasa el tiempo.

Figura 6. Evolución de las licitaciones en Brasil. Este mecanismo de licitaciones es bastante moderno en el mercado brasileño. La primera experiencia usando dicho sistema data del año 2004. El 7 de diciembre de ese año, se realizó la subasta correspondiente a la energía existente. Los contratos se caracterizaron por ser de corto plazo, cuyas duraciones eran de ocho años solamente. A

modo de ejemplo, el año 2004 se licitaron tres contratos. Uno de ellos corresponde al “Producto 2005-08”, que nos indica que el contrato comienza a regir el 1 de enero del año 2005 y tiene una duración de 8 años. Dicha subasta tuvo muchísimo éxito, subastándose toda la capacidad disponible para ello. Al año siguiente, la subasta no tuvo el éxito que la primera, y se logro solo licitar la mitad de la capacidad. Producto de esto, se decidió que a futuro las subastas fueran sólo para un tipo de contrato definido. Los años siguientes se comenzaron a subastar las energías nuevas. A continuación se muestra una tabla que muestra el precio promedio al cual se subastaron los contratos, por unidad de energía medida en MWh:

Tabla 3. Precios de licitaciones en Brasil.

Cabe mencionar que las licitaciones fueron realizadas por la MAE10. Los precios de la tabla son por cada unidad de energía. Se aprecia que en la primera licitación el año 2004, los precios fueron bastante bajos. Esto tuvo un efecto negativo en el mercado ya que hubo empresas cuyos contratos fueron realizados antes de la reforma (inclusión del método de subasta) a un precio bastante más elevado. Por dicho motivo se presento una fuerte caída en la bolsa de comercio para las empresas eléctricas, algunas alcanzando caídas de hasta un 10% de su valor.

Para concluir, una vez entendiendo como funciona la dinámica de adquisición de energía en Brasil para contratos de largo plazo, podemos decir que para nuestra propuesta ésta es la manera de adquirir la energía. Es por esto que para analizar debemos considerar que año a año van finalizando dichos contratos, dependiendo de la fecha de término de los productos licitados. Así, se van a ir desocupando lotes de energía (en MW) que podemos adquirir en este mercado y tendremos la garantía que dichos contratos se van a cumplir siempre, independiente de la situación energética que viva el país. Además debemos considerar si nuestros posibles contratos a largo plazo serían sobre energía nueva (más cara en promedio) o en energía existente cuyos contratos vayan venciendo.

10 MAE: Mercado Atacadista de Energía Eléctrica.

Fecha licitaciones Precio promedio/contrato

Diciembre 2004 35,87 $US/MWh

Abril 2005 51,34 $US/MWh

Diciembre 2005 55,01 $US/MWh

Junio 2006 58,35 $US/MWh

Septiembre 2007 46,58 $US/MWh

*Noviembre 2008 58,35 $US/MWh

*Mayo 2009 64,43 $US/MWh

*Febrero 2010 70,88 $US/MWh

* Se consideró un promedio ponderado entre energías nuevas y existentes.

Fuente: ANNEL, CCEE

IV. Largas redes eléctricas

Dadas las grandes distancias que separan las centrales de Hidroaysén e Itaipú con Santiago, debemos analizar las líneas de transmisión que transportarían la energía de uno u otro lugar. Por aún no haber información oficial de cual será el trazado de la línea que unirá las regiones de Aysén y Metropolitana, así como también el que la conexión con Brasil es hipotética, fue necesario diseñar ambas líneas, siguiendo criterios de minimizar su largo e impacto, y en medida de lo posible, cruzar las zonas con la menor cantidad de accidentes geográficos. En los siguientes puntos se ahondará en cada uno de los diseños, enunciando sus características y analizando sus implicancias. IV.1. Diseño línea Hidroaysén - SIC La línea de transmisión que unirá el megaproyecto con el SIC ha sido el principal punto de debate. Es, de hecho, la cara visible de las campañas en contra de su ejecución, y hasta el día de hoy no hay información oficial del trazado. La necesidad de unir Santiago con la futura estación Los Ñadis emplazada en el centro de Aysén, implica intervenir en una de las zonas más vírgenes del mundo, la Patagonia chilena, generando un impacto ambiental importante. Actualmente, en las múltiples movilizaciones en contra del proyecto, se ha visto que no son solo los grupos ecologistas los preocupados por las zonas que pudiese atravesar la línea, sino que corresponde a uno transversal a la sociedad chilena.

Dada la escasa información confiable disponible, se procedió a hacer un diseño aproximado de la línea procurando incluir, mediante la definición de criterios, los aspectos más importantes para determinar su paso. Los criterios utilizados son enunciados y explicados a continuación. Cabe destacar el que se separó la línea en dos grandes tramos, Los Ñadis – Puerto Montt y Puerto Montt – Santiago, debido a las diferencias geográficas, la conectividad entre ciudades y la construcción previa de líneas de alto voltaje en las zonas. IV.1.1. Los Ñadis – Puerto Montt La estación los Ñadis, según el diseño original del proyecto, corresponde al punto de confluencia de la energía proveniente de las cinco centrales hidroeléctricas. Es por lo anterior, que es el punto de inicio de nuestra línea de transmisión. Para el diseño de este segmento de la línea se utilizaron los siguientes criterios.

� La línea sigue los caminos existentes: Para reducir el impacto ambiental en la zona nuestra línea sigue los caminos de la ruta 7 que conforman la carretera austral, aprovechando así la intervención previamente realizada para su construcción. Además, esto nos asegura que no estamos forzando la construcción de la línea de transmisión en zonas donde las condiciones geográficas sean muy adversas.

� En los tramos donde no existe conexión por tierra, se creó un camino que uniera los dos pueblos más cercanos, atravesando los terrenos cuya altura fuera menor. Así no se requiere de tramos bajo mar ni el cruce de montañas.

� Minimizar el largo de la línea: El costo depende del largo de la misma, por lo

que se buscó minimizar su extensión siempre que fuese posible.

Basados en los criterios anteriores y apoyados en información geográfica11, se procedió a fragmentar este tramo para tener una mayor precisión en medición de distancias. Todos los subsegmentos, los kilómetros entre ellos, la dirección que sigue la línea para unir ambas localidades y el largo total son presentados en la siguiente tabla.

Trayecto Dirección Largo (km) Observaciones

Los Ñadis Cochrane NE 57 Cochrane Pto. Guadal N 58,5

Pto. Guadal El León N 12 El León Pto. Río Tranquilo N 22,5

Pto. Río Tranquilo Unión río Murta con

Río Cajón N 51 Unión río Murta con

Río Cajón Villa Cerro Castillo E 51 Villa Cerro Castillo Villa Hermosa NE 40,5

Villa Hermosa El Blanco NO 13,5 El Blanco Alto Bahuales N 40,5 Cruzando Coihaique

Alto Bahuales Bifurcación Viviana N 45 Bifurcación Viviana Viña Mañiguales NE 15 Viña Mañiguales Villa Amengual N 49,5 Villa Amengual Piedra del Gato NO 19,5 Piedra del Gato Puerto Río Oscuro NO 40,5

Puerto Río Oscuro Chaitén N 180 Chaitén Caleta Gonzalo NE 52,5

Caleta Gonzalo Huinay N 37,5 Huinay Quintupeo N 27 Tramo sin carretera

Quintupeo Río Negro N 25,5 Río Negro Galalhué O 22,5 Galalhué Lenca N 45 Tramo sin carretera

Lenca Puerto Montt NO 30 TOTAL: 936

Tabla 4. Línea Los Ñadis – Puerto Montt.

Pese a que gracias a los criterios previamente establecidos logramos rodear

muchas reservas y parques nacionales, solo con esta mitad del trazado ya se atraviesan tres y dos respectivamente, siendo la región más afectada la de Aysén. Esto, aunque no será motivo de análisis en este informe, da cuenta del enorme impacto ambiental del proyecto en su totalidad, al verlo como la construcción de las centrales más la línea de transmisión que requiere.

11 Atlas geográfico para la educación. IGM 2007. Mapa físico de Chile. 241-242.

Tabla 5. Zonas evitadas y cruzadas por el trazado de la línea.

IV.1.2. Puerto Montt - Santiago Para el diseño aproximado de este tramo de la línea se siguió la ruta de la carretera panamericana, mejor conocida como ruta 5 sur, que une ambos puntos. Esta elección está basada en que, dada la actualidad de ella en que rodea las ciudades más grandes, corresponde a una forma de minimizar el largo de la línea sin comprometernos con el atravesar zonas con topografía que pudiese dificultar su construcción. Además, dado el sistema de concesiones para la construcción de la carretera, se estará utilizando terrenos colindantes a aquellos previamente expropiados, por lo que intuimos que los acuerdos para las servidumbres se conseguirían más fácilmente. Se priorizó esta opción frente a la de seguir paralelamente al trazado actual del SIC, debido a que necesitamos llegar a Santiago recorriendo la menor distancia posible y el SIC se desvía muchas veces hacia las ciudades importantes en el camino para proveerlas de energía. Por lo anterior, el largo de este tramo corresponde a la distancia de la carretera panamericana entre Puerto Montt y Santiago, 1016 km. Con ambos tramos ya diseñados, se obtiene una aproximación al largo de la línea que uniría la subestación Los Ñadis en Aysén con Santiago en la región Metropolitana. El largo total corresponde a aproximadamente 1952 km. A modo de aterrizar tal longitud, podemos decir que es cercana a la distancia que separa Paris en Francia con Atenas, en Grecia. IV.2. Elección de la tecnología a utilizar en la línea IV.2.1. Forma de transmitir Según lo desarrollado en los puntos anteriores, el proyecto Hidroaysén requerirá de una tecnología de transmisión capaz de transportar la energía generada por sus centrales en Aysén, de una capacidad instalada de 2750MW, por una distancia cercana a los 2000 km. con el menor impacto ambiental posible. En la actualidad existen dos formas consolidadas de transmisión: HVAC, o transmisión de alto voltaje en corriente alterna y HVDC o transmisión de alto voltaje en corriente continua. Se hace importante entonces un análisis para determinar cual será la mejor opción en este caso. El debate sobre la transmisión en corriente alterna o continua tiene sus inicios en los primeros sistemas eléctricos en Nueva York, entre los años 1880 y 1890. Thomas

Zonas evitadas por la línea Zonas cruzadas por la línea

Parques Nacionales Hornopirén Queulat Alerce Andino Pumalín

Reservas Nacionales Cohiaique Cerro Castillo Trapanada Lago Las Torres Lago Palena Lago Rosselot

Alva Edison defendía la corriente continua, argumentando que era más segura para los seres humanos y por el otro lado, George Westinghouse y Nikola Tesla apoyaban la alterna motivados por las ventajas otorgadas por el uso de, principalmente, transformadores y motores de inducción12. Esta discusión fue subiendo de tono con el tiempo e incluyó famosos episodios como el de Edison electrocutando un elefante con corriente alterna para demostrar su peligrosidad13. Con el pasar de los años, y principalmente debido al mayor costo de las estaciones inversoras y rectificadoras necesarias para la transmisión en corriente continua, la transmisión en corriente alterna fue ganando espacio llegando a ser la principal manera de transmitir. Pese a lo anterior, es en múltiples proyectos en los que hoy en día se escoge la alternativa de la corriente continua dadas las múltiples ventajas otorgadas en ciertas situaciones. Una comparación contextualizada, centrada en nuestro caso, entre ambas tecnologías resulta entonces fundamental. Para cada uno de los requerimientos de la línea de transmisión de Hidroaysén se realizará un análisis comparativo entre ambas formas, para así poder determinar la mejor opción global. Luego se darán las características y ventajas principales, aplicables al trazado propuesto, de la opción elegida. IV.2.1.1. Energía transmitida

Ambas formas han demostrado poder transmitir la energía proporcionada por una capacidad instalada de más de 2750 MW. Un ejemplo para cada forma está dentro del sistema de transmisión que conecta Itaipú con Sao Paulo. En él, existen dos líneas bipolares que transmiten en corriente continua la energía proveniente de 6300 MW, es decir, están diseñadas para la energía de 3150 MW cada una. Por su parte, líneas para transmisión en corriente alterna transportan otros 6300 MW.

Figura 7. Sistema de transmisión que conecta Itaipú con Sao Paulo. 12 Long y Nilson, HVDC Transmission: Yesterday and Today, IEEE 2007, 23. 13 Elefante Ejecutado con Electricidad [video]. (2010). Revisado el 24 de Mayo de 2011, de http://www.youtube.com/watch?v=Hlj3ySSsnXg&NR=1

IV.2.1.2. Largas distancias

La distancia que cubre la línea es un punto determinante, en términos de costos, para la elección de una forma u otra. Los costos fijos son mucho más altos para las líneas de transmisión en corriente continua, dada la necesidad de estaciones inversoras y rectificadoras en los extremos de la misma. Estos costos varían según la tensión de la línea, pero fluctúan entre los 420 y los 510 millones de dólares para +-500kV y +-800kV, respectivamente14. Por su parte, las líneas transmisoras en corriente alterna requieren de una compensación de reactivos consecuente con la extensión de la misma y sus pérdidas por efecto skin son significativas en grandes distancias. Lo anterior implica que los costos variables, que dependen del largo de la línea, sean mayores que los de transmisión en corriente continua. Lo antes descrito se puede observar en el siguiente gráfico.

Figura 8. Comparación de costos entre HVDC y HVAC, diseñada para 2000MW15.

Tal y como podemos ver en el gráfico, los costos de estación son mucho más altos para HVDC. Sin embargo, al ser los costos variables de HVAC mayores, existe un punto en que la transmisión en corriente continua pasa a ser más conveniente en términos de costos. Dicho punto difiere según las especificaciones de la línea, tal como la tensión y la cantidad de energía a transportar. Sin embargo, podemos decir que para las tecnologías actuales siempre corresponde a distancias menores a 800 km.

14 Bahrman y Johnson, The ABCs of HVDC transmission technologies. IEEE 2007, 39. 15 Rudervall, Charpentier y Sharma, High voltage direct current (HVDC) transmission systems. Technology review paper, 6

IV.2.1.3. Impacto ambiental

La transmisión en corriente continua requiere de torres más bajas que para la en corriente alterna para mismas capacidades y voltajes comparables16. Esto es una consecuencia directa del número de conductores necesarios para transmitir de una forma u otra. Por ejemplo, para una transmisión HVDC mediante líneas bipolares se requiere de solo dos conductores, número menor a los necesarios para HVAC de modo trifásico. Un tamaño menor de torres implicaría un impacto visual menor en el entorno, dando así la posibilidad de ser un proyecto menos invasivo. Además, las torres para HVDC requieren menos área de servidumbre que las para HVAC17. Considerando el alto número de zonas protegidas que el trazado propuesto de línea atraviesa, especialmente en la región de Aysén, la disminución del impacto ambiental de todo tipo es una variable a considerar.

Habiendo revisado los tres puntos requeridos, vemos que la forma de transmisión que mejor se adapta a Hidroaysén es la en corriente continua, debido a la extensión de la línea y a que genera un menor impacto ambiental. IV.2.2. Descripción de las ventajas y desventajas del uso de HVDC La elección de HVDC como forma de transmisión implica ciertas ventajas y desventajas. Las más relevantes, según las necesidades de Hidroaysén serán descritas a continuación. IV.2.2.1. Ventajas La transmisión en HVDC requiere de una menor área de servidumbre y torres más bajas debido a que es capaz de transmitir una mayor cantidad de energía por conductor que otros sistemas. Esto, como fue explicado anteriormente, tiene relación directa con la disminución del impacto visual en la Patagonia chilena que atravesaría, entregando así una muestra de consideración sobre la principal inquietud, por parte de la sociedad, del proyecto. Además, esta ventaja repercute directamente en un aumento en la facilidad para lograr acuerdos según las concesiones requeridas para establecer la línea. La inexistencia de pérdidas por efecto skin y corrientes de carga, junto con la disminución de pérdidas corona y radio interferencia en condiciones de mal tiempo, hacen que la alternativa escogida sea vista como eficiente y perfectamente contextualizada al clima del sur del país. Además, esta forma de transmisión permite hacerlo bajo agua sin limitantes de distancia, por lo que entrega esa posibilidad para zonas donde el impacto visual y ambiental sea demasiado grande o no haya un sendero propicio para la continuación de la línea. 16 Koshcheev, Environmental characteristics of HVDC overhead transmisión lines, 2003, 8-9. 17 Meah y Ula, Comparative evaluation of HVDC and HVAC transmisión Systems. IEEE 2007, 5.

Finalmente, una ventaja clave para el desarrollo de nuestra investigación es que permite interconectar sistemas asíncronos. Esta característica nos brinda la posibilidad de transportar la energía producida en Itaipú para Brasil a 60 Hz a nuestro SIC que funciona a 50 Hz mediante la utilización de la misma tecnología que para Hidroaysén. IV.2.2.2. Desventajas Las principales desventajas de la transmisión en corriente continua tienen relación con los costos y requerimientos de los conversores. Para que estos costos se justifiquen la línea debe tener un largo mínimo. Es por lo anterior que la línea no servirá para suministrar energía a las localidades que se encuentren en tramos intermedios, provocando el que de toda la energía producida en Aysén nada sea utilizada por sus habitantes y que para su repartición en el SIC deba obligatoriamente llegar primero a Santiago. IV.2.3. Tecnología escogida para la transmisión HVDC Para la elección final de la tensión y el tipo de líneas a utilizar para conectar el proyecto Hidroaysén con Santiago nos basamos en uno existente diseñado para transmitir la energía proveniente de 3150 MW instalados. Esta corresponde a la utilizada, y antes mencionada, para transportar la energía generada por Itaipú hacia Sao Paulo. En ella, se utiliza una línea bipolar para corriente continua de +-600kV y estaciones inversoras y rectificadores basadas en la tecnología de conversores conmutados naturales18. Debido a que es desde Hidroaysén que comenzamos a estudiar la alternativa de conexión con Brasil, será utilizada la misma tecnología aquí presentada para las líneas de transmisión que componen el diseño que conectaría Itaipú con el SIC. IV.3. Diseño línea Itaipú - SIC Debido a que la hipotética línea de transmisión que unirá Los Ñadis con el SIC es bastante extensa, es que nos surge como motivación el ver si existen otras posibilidades de interconexión que sean más convenientes. Es ahí donde toma importancia una posible importación de la energía que produce la central hidroeléctrica de ITAIPU, a través de una línea de transmisión de un largo similar a la que se usaría para Hidroaysén. Debido a que el proyecto de Hidroaysén es de una tremenda envergadura, debemos analizar exhaustivamente todas las posibles alternativas. Para comenzar a diseñar una línea tentativa de interconexión con ITAIPU, debemos primero hacer algunos supuestos. Dichos supuestos son principalmente:

18 John Graham, Tutorial of JWG-B2/B4/C1.17 on HVDC transmission systems – design and economics, ABB Brasil, 7.

� La línea de transmisión debe ser lo menos invasiva posible: El minimizar el impacto en el medio ambiente debe ser un objetivo primordial. Además se debe considerar que el costo de servidumbre que existiría, pasando por un país extranjero en donde el gobierno no tiene soberanía, es no menor. Por lo mismo se debe tratar colocar la línea en donde no se incurra mucho en servidumbres.

� Se debe tratar de minimizar su largo: Debemos buscar opciones para hacer que

dicha línea sea lo menos extensa posible de tal manera de minimizar los costos de inversión.

� Cruzar la menor cantidad de países posibles: Mientras se cruce menos países con

la línea, menos compleja será la negociación. De ese modo, se minimizan los costos de servidumbres y el riesgo político existente en dicho proyecto.

Bajo estos supuestos se pueden plantear diferentes alternativas para una posible línea. En el presente trabajo se analizarán dos casos distintos: Una interconexión ITAIPU-SIC a través de Argentina, tratando de seguir el recorrido de las carreteras más importantes, y la otra será un trazado mucho más directo, pasando por lugares en donde no existen carreteras, donde el costo de servidumbres podría ser mayor, pero la distancia se ve claramente reducida. IV.3.1 Conexión Itaipú-SIC mediante carreteras El trazado propuesto en este caso corresponde al que recorrería la distancia mediante el seguimiento de las carreteras más importantes. Es necesario señalar que se consideró como supuesto básico el sólo transitar a través de Argentina, por lo que las carreteras usadas para definir el trazado corresponden a las que atraviesan dicho país. Luego, con la ayuda de un mapa detallado de rutas se procede a proponer trazado posible, que al igual que para el caso de Hidroaysén fue separado por tramos para facilitar el cálculo y exposición. Los tramos y sus respectivas distancias se pueden apreciar en las siguientes tablas.

Se subdivide el trazado en dos partes. La primera corresponde al recorrido de la línea desde Itaipú hasta la frontera de Argentina con Chile por el llamado “Paso del Agua Negra”, ubicado a la altura de la cuarta región de nuestro país. En dicho trazado se colocan los puntos más relevantes por los que pasaría la supuesta línea de transmisión. Se detalla además las carreteras que se siguen con el trazado de modo de tener claridad y exactitud de por donde iría el tendido eléctrico. El segundo trazado corresponde a la conexión entre el paso fronterizo y la ciudad de Santiago. El detalle se muestra a continuación.

Segmento Itaipú - Paso del Agua Negra Carreteras

que se sigue Trayecto Dirección Largo (km)

Itaipú Foz de Iguazú S 16.2 Ruta 12 Foz de Iguazú Eldorado S 126 Ruta 12 Eldorado Posadas SO 171 Ruta 12 Posadas Resistencia O 310.5 Ruta 89 Resistencia General Pinedo O 225 Ruta 89 General Pinedo Taboada O 229.5 Ruta 34 Taboada Santiago del Estero NO 67.5 Ruta 9 Santiago del Estero San Miguel de Tucumán NO 171 Ruta 38 San Miguel de Tucumán Concepción S 67.5

Ruta 38 Concepción San Fernando del Valle

de Catamarca S 135

Ruta 38 San Fernando del Valle

de Catamarca Chumbicha SO 49.5 Ruta 38 Chumbicha La Rioja SO 90 Ruta 38 La Rioja Patquia S 72 Ruta 74 Patquia Nonogasta NO 103.5 Ruta 150 Nonogasta Guandacol O 139.5 Ruta 150 Guandacol San José de Jachal S 99 Ruta 150 San José de Jachal Paso del Agua Negra O 139.5

TOTAL: 2212.2

Tabla 6. Línea Itaipú – Paso del Agua Negra.

Segmento Paso del Agua Negra -

Santiago Carreteras que se sigue Trayecto Dirección Largo (km)

Ruta 41 Paso del Agua Negra Coquimbo O 193.5 Ruta 5 Norte Coquimbo Santiago S 460

TOTAL: 653.5

Tabla 7. Línea Paso del Agua Negra – Santiago.

En el trayecto seguido por nuestro país se tuvo que discriminar entre dos

opciones. La primera opción consistía en colocar una línea de transmisión de forma paralela a la troncal del SIC. Tal alternativa fue descartada debido a que el objetivo es minimizar la distancia, y la troncal del SIC se desvía de su camino vertical producto de que tiene que llegar a las ciudades importantes para proveer abastecimiento. Por lo anterior, se escogió la segunda opción: Seguir el trazado que recorren las carreteras, de la misma manera que se hizo en Argentina. De esta forma, se tiene un recorrido mucho más directo hacia Santiago por el cual hacer el trazado.

A modo de resumen, se propuso un trazado hipotético desde la central de Itaipú hasta Santiago, cruzando solo por terreno Argentino. Dicho trazado se realizó haciendo un seguimiento a las carreteras más importantes, con el propósito de minimizar el impacto de la línea de transmisión sobre el terreno necesitado. Así se puede suponer que el costo de servidumbre será lo mínimo posible para poder llevar a cabo el proyecto. La distancia total que posee el trazado propuesto es de 2865,7 km.

IV.3.2 Conexión ITAIPU-SIC de forma directa La segunda alternativa que se presenta para el diseño del trazado que uniría el Itaipú con el SIC es a través de una conexión lo más directa posible. Dicha conexión busca, como objetivo principal, el minimizar la distancia a cualquier costo. En este sentido, se diseña el trazado de la línea sin considerar un seguimiento de carreteras. Se cruzan extensos terrenos en donde no existen carreteras importantes. Esto puede significar un aumento importante de las servidumbres que se deberán considerar en el análisis. Aun así, el diseño planteado como alternativa de conexión de manera más directa se muestra en la siguiente tabla.

Segmento Itaipú - Santiago

Trayecto Dirección Largo (km)

Itaipú Foz de Iguazú S 16.2

Foz de Iguazú El dorado S 126

El dorado Posadas SO 171

Posadas Mendoza SO 1395

Mendoza Santiago O 341

TOTAL: 2049.2

Tabla 8. Línea directa conexión Itaipú - Santiago

De la tabla se puede notar a primera vista que la diferencia en las extensiones

para los distintos casos es bastante. El caso de conexión directa nos permite un ahorro de línea de aproximadamente 800 km y podría ser una alternativa debido a la inexistencia de accidentes geográficos en el trazado y por existir solo pampa hasta la montaña. Sin embargo, debemos tener presente que este ahorro requiere de la instalación de la línea por zonas en donde existen muchos terrenos que con alta probabilidad pertenecen a privados, con lo que los gastos en servidumbres pueden ser altísimos. Es importante destacar también que, de los casi 2050 km. de línea tan solo 132 km. de trazado pasan por suelo chileno. Para poder tomar entonces una decisión informada debemos proceder a calcular los costos asociados a los distintos casos, para así poder elegir la opción más conveniente. Dicho estudio se realizará en el análisis de sensibilidad y costos de desarrollo de los proyectos. IV.4. Costos de las líneas de transmisión Definidas ya las tecnologías a utilizar y teniendo una noción aproximada del largo de las líneas de transmisión requeridas procedemos a realizar un análisis de costos para cada alternativa. Los costos de las líneas de transmisión dependerán casi exclusivamente de tres puntos: El costo de las torres, cables e instalación, el pago por servidumbres y las estaciones inversoras y rectificadoras. Cada uno de ellos será analizado por separado a continuación.

IV.4.1. Costo de las torres, cables e instalación El costo de las torres, cables e instalación depende directamente del largo de la línea. Por lo anterior, simplemente conociendo el costo por kilómetro promedio de la tecnología escogida19 podemos obtener un costo aproximado de este primer punto para cada alternativa. Éstos son resumidos en la tabla siguiente.

Tabla 9. Costos de las torres y cables para cada alternativa diseño.

De la tabla podemos ver que los costos son muy similares entre la conexión

Hidroaysén – Santiago e Itaipú – Santiago directo, teniendo la segunda alternativa menos de un 5% más de costos. Por su parte la conexión Itaipú – Santiago por carreteras es por lejos la alternativa más cara, siendo consecuente con su mayor largo, llegando a superar incluso la inversión necesaria estimada para la construcción de las centrales de Hidroaysén. IV.4.2. Costo de servidumbres Dado el que en la zona a emplazarse Hidroaysén no existen otras líneas de transmisión de tan alto voltaje, no es posible conocer directamente el costo de servidumbres. Sin embargo, esta información puede ser aproximada mediante el uso de los datos de pago por servidumbre de la línea más al sur del SIC que transmite en alto voltaje. La línea escogida como referencia es la que une Valdivia con Puerto Montt, de 220kV, diseñada para una potencia de 145 MVA y con un largo de 215 km. Los dueños de esta línea pagaron USD 6.662.000 solo por el derecho a servidumbre20, entregándonos así un costo del orden de USD 30986 por kilómetro de línea. Asumiendo que la franja negociada tiene un ancho de 60m21, se estarían afectando unas 6 hectáreas por kilómetro de línea, definiendo así un valor razonable de acuerdo promedio de $2432000 por hectárea afectada. Gracias al dato del costo de servidumbres por kilómetro, obtenemos el costo total aproximado por pago de servidumbres para Hidroaysén como 60,5 MUSD.

19 Bahrman y Johnson, The ABCs of HVDC transmission technologies. IEEE 2007, 39. 20 CNE, Estudio de transmisión troncal, Informe final parte II. 21 El ancho corresponde a 100m. según estudios de Patagonia Sin Represas: 9 razones más… para proteger la Patagonia sin represas. Impactos de la línea de trasmisión y a 20m. según Declaración de impacto ambiental línea de transmisión eléctrica 2x220 kV Osorno – Barro Blanco, Luis Ortiz, 2009. Sin embargo, 60m. es la medida más aceptada.

Costo por kilómetro de línea (MUSD/km)

Largo de la línea (km)

Costo línea de transmisión (MUSD)

Veces línea Hidroaysén (%)

Hidroaysén - Santiago 1,125 1952 2196 100

Itaipú - Santiago por carreteras 1,125 2865 3223,125 146,772541

Itaipú - Santiago directo 1,125 2049 2305,125 104,9692623

Dadas las magnitudes involucradas, vemos que el costo de las torres, cables e instalación son mucho más grandes que los que provienen del pago de servidumbres. Aquí cabe destacar que no estamos incluyendo ninguna penalización por el que nuestra línea cruce parques y reservas naturales. Por otro lado, sabiendo que Argentina también nos cobraría un derecho de servidumbre para el caso de la conexión Itaipú – Santiago de valor mínimo igual al costo en Chile, es que utilizaremos como costo de servidumbre para las conexiones internacionales el mismo valor calculado para Aysén pero sujeto a un multiplicador, encargado de simular un potencial cobro por royalty u otro. IV.4.3. Estaciones inversoras y rectificadoras Para la transmisión en corriente continua se hace necesario contar con estaciones conversoras en cada extremo de la línea. En primer lugar, se requiere de una estación rectificadora capaz de transformar la corriente alterna generada en las centrales a continua para su transmisión. Luego, al otro extremo se requiere de una central inversora que convierta la corriente continua en alterna para el suministro domiciliario e industrial. El valor de dichas centrales rodea los 465 MUSD para la tecnología escogida y corresponde al principal costo fijo de las líneas HVDC22. Sin embargo, las estaciones conversoras necesarias no serán objeto de estudio en este informe dado que ambas conexiones, Hidroaysén – Santiago e Itaipú – Santiago, utilizarían la misma tecnología para transmitir y por ende requerirían las mismas centrales rectificadoras e inversoras, haciendo que su valor no sea relevante en un análisis comparativo. V. Costo de desarrollo del proyecto y análisis de sensibilidad:

La idea es realizar una comparación entre el proyecto Hidroaysén y la alternativa de compra de energía a Itaipu. Para poder comparar ambos proyectos, debemos obtener alguna expresión que sea equivalente para los dos. De esta manera podremos ver que opción es más o menos conveniente para cada caso.

Es en este contexto en donde debemos introducir el concepto de “costo de desarrollo del proyecto”. El costo de desarrollo corresponde al costo equivalente del proyecto por unidad de energía, medida en MWh. Dicho en otras palabras, es el costo que debería pagarse por cada MWh producidos durante la vida útil del proyecto para recuperar la inversión y costear la operación de dicha central. Aquí, para analizar el proyecto global, se considerará que el costo de inversión del proyecto incluye el costo de construir la central más el costo de la línea de transmisión asociada. A continuación se presenta la expresión matemática de la cual se obtiene el costo de desarrollo de un proyecto:

22 Bahrman y Johnson, The ABCs of HVDC transmission technologies. IEEE 2007, 39.

Ecuación 1: Costo de desarrollo de un proyecto.

En la expresión anterior se clarifica que:

� Inv: Inversión en dólares correspondiente al proyecto. Incluye la construcción de la central y la línea de transmisión asociada.

� CV: Costo variable total en dólares del proyecto. Lo componen los costos

variables combustibles y los no combustibles. � E: Energía anual producida en MWh. � T: Vida útil del proyecto en años.

� r: Tasa de descuento del proyecto. Se considera como un 10%.

Ahora que tenemos claro cómo calcular el costo de desarrollo de los proyectos,

procederemos a calcular dicho valor para los casos de Hidroaysén y para la compra de energía a la central de Itaipú. V.1 Costo de desarrollo proyecto Hidroaysén

Para el caso de una central hidroeléctrica de embalse, como lo es Hidroaysén, el costo variable de combustible es aproximadamente cero. Esto se debe a que la empresa generadora no paga por el agua utilizada para producir la energía (basta con tener los derechos de agua), por lo que podemos despreciar dicho costo. Sin embargo, el costo variable no combustible no es necesariamente cero. Para este valor se considera el costo variable no combustible de una central hidroeléctrica de embalse promedio en Chile, que es aproximadamente 5 $US/MWh24. Por su parte, la vida útil esperada para el proyecto es de 55 años25.

Como se vio anteriormente, los costos asociados a la inversión de la central, sin

contar la línea de transmisión, ascienden a USD 3.200 millones. A este valor se debe agregar el costo de la línea, al que se le incluye el costo incurrido en servidumbres. Conjugando el costo de de inversión en las centrales con los antes obtenidos para el

24 Delucchi, Jacobson. Providing all global energy with wind, water, and solar power, part II: reliability, system and transmission costs, and policies. Disponible en: http://www.stanford.edu/group/efmh/jacobson/Articles/I/DJEnPolicyPt2.pdf 25 Daniel Fernández, entrevista a diario El Patagón. Julio 2010.

costo aproximado de la línea y el valor de las servidumbres se tiene que la inversión total del proyecto asciende a los USD 5.456,5 millones.

Finalmente, presentando todos los datos en la ecuación 1, se puede calcular el costo de desarrollo del proyecto:

Es muy importante tener claro que dicho valor es solamente el costo de cada

MWh producido por la central. Eso no significa que ese sea el valor que tendría que pagar un consumidor por cada MWh de consumo. Este valor no considera los márgenes de la empresa generadora ni los cobros por parte de las empresas de distribución. V.2 Costo de desarrollo conexión Itaipú - Santiago Para este caso se debe calcular el costo de desarrollo del proyecto, para ambas alternativas de trazado que se plantearon anteriormente en los diseños hipotéticos de las líneas. Para comenzar, es necesario aclarar que la forma en la que se calculará el costo de desarrollo del proyecto es un poco diferente a la que se usó para el caso Hidroaysén. El motivo es simple: Para el caso de traernos la energía desde Itaipú, el costo de inversión es solamente el costo de la línea y potenciales servidumbres. Dicho esto, la ecuación 1 se modifica, obteniendo la siguiente expresión:

Ecuación 2: Costo de desarrollo del proyecto Itaipú – Santiago. Es necesario decir que los valores de la ecuación 2 ya no son los mismos que antes. Para este caso, consideraremos como la vida útil del proyecto la duración del contrato licitado. Esta duración depende exclusivamente del tipo de energía que se está licitando. Si la energía cae dentro de la categoría “existente” (contratos pasados que se van venciendo), la duración del contrato próximo es de 8 años. Si por el contrario, la energía licitada cae dentro de la categoría “nueva”, los contratos tienen una duración más extensa, de 20 años. Luego, la vida útil puede ser 8 o 20 años. Pese a esto, se supuso que dichos contratos licitados en Brasil son renovables en el tiempo. Así, sea cual sea el tipo de energía a licitar, se puede considerar como real vida útil la misma que para el caso de Hidroaysén, es decir, 55 años. Con respecto a la energía anual, se requiere obtener la misma cantidad de energía que nos proporcionaría Hidroaysén, es decir, los mismos 18.430 GWh. El monto de la inversión, como fue explicado, sólo

CD = 34,76 [$USD/MWh]

( )

Energiaecio

r

E

InvCD

T

ii

i

Pr

11

+

+

=

∑=

incluye los costos de la línea y los de servidumbre. Los costos de servidumbre se estiman como un múltiplo de los costos de servidumbre pagados en Chile, es decir:

Ecuación 3: Costos de servidumbre en Argentina.

Se asume que dicho valor de α resume todos los cargos adicionales incluidos en la posible interconexión a través de Argentina. Estos cargos pueden ser de origen político (por ejemplo: impuestos) o de origen privado (por ejemplo: acuerdos por

derechos de servidumbre). Claramente α debe ser mayor a 1. Finalmente para estimar el precio de la energía, existen también dos casos. Si el contrato licitado en la subasta es por energía existente, se considera como precio el promedio de contratos transados de ese tipo de energía, en los últimos años. De otro modo, se considera como precio el valor promedio de contratos transados por energía nueva. La siguiente tabla resume los precios promedios para los distintos tipos de energía, que serán utilizados para los cálculos:

Precio promedio contratos licitados:

Energía Existente 49,43 $USD/MWh

Energía Nueva 64,55 $USD/MWh

Tabla 10: Precio promedio de licitaciones.

Con todos estos datos disponibles, se procede a calcular el costo de desarrollo

para el proyecto Itaipú – Santiago, para ambos diseños de líneas y para las distintas

opciones de energía. Los resultados obtenidos dependen del valor de α y se presentan en la siguiente tabla:

Tabla 11: Costos de desarrollo de las alternativas de conexión, para cada contrato.

V.3 Análisis de sensibilidad Contando con los costos de desarrollo de ambos proyectos se procede a hacer un análisis de sensibilidad sobre las variables de las cuales dependen dichos valores. De esta manera, se obtienen ciertas conclusiones respecto a la conveniencia de un proyecto u otro.

COSTOS DE DESARROLLO

Tipo de contrato: Diseño del Trazado: [unidades] [unidades]

Energía Existente Energía Nueva

Conexión Directa 62 + 0,35α [$USD/MWh] 77,12 + 0,35α [$USD/MWh]

Conexión por Carreteras 67,01 + 0,48α [$USD/MWh] 82,13 + 0,48α [$USD/MWh]

CSARG /km = α * CSCHI /km

Según los valores obtenidos para los costos de desarrollo de Hidroaysén y la posible interconexión Itaipú – Santiago, podemos concluir inmediatamente que la alternativa que propusimos no es conveniente. La razón a esto se fundamenta básicamente en que al comprar la energía en Brasil, la estamos adquiriendo a un precio mucho mayor a los costos de la misma, es decir, estamos pagando un sobreprecio que corresponde a los márgenes de la empresa generadora (Itaipú). Es por esto que, para ambos contratos de energía, el costo de desarrollo es mucho mayor al obtenido en Hidroaysén. Luego, no existe un valor para la variable α asociada a los costos de servidumbre a pagar e Argentina, que nos vuelva conveniente realizar dicho proyecto.

Ahora bien, debemos tener claro que la comparación que estamos realizando entre los dos proyectos no es sobre exactamente las mismas bases. Para el caso de Hidroaysén estamos asumiendo que la servidumbre a pagar es un valor dado. Dicho valor fue estimado en base a un promedio de servidumbres pagadas por la transmisión troncal del SIC, en la zona sur del país. Sin embargo, el costo de servidumbre que hipotéticamente se debería pagar para colocar la línea de transmisión en las regiones más australes del país, puede ser mucho mayor. Esto se debería a que se está pasando por lugares muy valiosos en temas medio ambientales, como por ejemplo, parques nacionales o bosques nativos. En esos casos, podemos asumir que la servidumbre a pagar para poder colocar la línea de transmisión, será mucho más que los $USD 30.000 por kilómetro que se estimó aproximadamente. V.3.1 Sensibilidad respecto al precio de la energía en Chile

Por otra parte, tenemos el tema del precio de la energía. Para el caso de la conexión Itaipú – Santiago estamos considerando dentro de los costos del proyecto, los márgenes y utilidades de la empresa generadora. En ese sentido es claro que el precio a pagar por la energía es mayor que el costo de generación de la misma. Esta diferencia está siendo asumida por los usuarios, por lo que resulta menos conveniente. En cambio para Hidroaysén, el precio de la energía es simplemente el costo de generación de la misma. Por esto resulta interesante analizar el caso en que, el precio de la energía para el caso Hidroaysén (costo de inversión de la central) fuera ahora el precio de la energía en el mercado de licitaciones en Chile. Así, estaríamos comparando el precio de la energía en Brasil más la inversión en la línea Itaipú – Santiago, con el precio de la energía en Chile más la inversión en la línea Hidroaysén – Santiago. Para poder hacer esta comparación se muestran a continuación los precios promedios de las licitaciones de energía en Chile, los últimos años:

Tabla 12: Precio promedio de contratos de energía licitados en Chile.

Precio promedio de contratos licitados en Chile: Año Unidades

2006 52,8 USD/MWh 2007 61,2 USD/MWh 2008 65,5 USD/MWh 2009 104,3 USD/MWh

* Fuente: CNE

Es necesario señalar que los principales oferentes de dichos contratos licitados

son Endesa y Colbún. Al comparar dichos valores con los valores de los contratos licitados en el mercado brasileño, podemos obtener las siguientes conclusiones: Cuadro comparativo precios promedio de licitaciones:

Año CHILE BRASIL Unidades

2006 52,8 58,35 USD/MWh 2007 61,2 46,58 USD/MWh 2008 65,5 58,35 USD/MWh 2009 104,3 64,43 USD/MWh

Tabla 13: Comparación entre precios de licitaciones.

Se puede ver claramente que en promedio, la energía licitada es más barata en Brasil. Si a esto le agregamos que la línea de transmisión es más o menos la misma (en cuanto a distancia), será más conveniente comprar la energía en Brasil y traerla hacia Santiago. El tema es entonces el comparar correctamente ambos costos de desarrollo. Si bien, para el caso de Hidroaysén este costo es de 34,76 $USD/MWh, no tenemos razones para pensar que dicho valor sea al cual podrían los usuarios pactar un contrato de largo plazo. Las razones son simples. Si hoy en día, la tecnología presente en una central a carbón es la que marca la pauta del precio de mercado de la energía, entonces si quisiéramos comprar la energía en Chile mediante una licitación, deberíamos suponer que el precio de la misma estaría en la proximidad del costo de desarrollo de una central carbonera. Luego, para lograr un análisis más profundo, se calcula un nuevo costo de desarrollo para hidroaysén, como un costo tal que considere el precio de la energía de la manera mencionada más la inversión de la línea de transmisión respectiva. A este nuevo costo lo llamaremos “costo de desarrollo competitivo de Hidroaysén”.

Para sentar las bases se calculará a continuación el costo de desarrollo de una central a carbón promedio. Para esto, volvemos a la ecuación 1 del costo de desarrollo:

( )

( )∑

∑

=

=

+

+

⋅+

=T

ii

i

T

i

ii

i

i

r

E

r

ECVInv

CD

1

1

1

1

Para el caso de una central a carbón, los datos son los siguientes:

� Inversión : 1726 US/kW. � Costos de operación (combustibles más no combustibles) : 39.5 US/MWh. � Factor de planta : 0.6 � Vida útil : 30 años

Los datos de inversión y vida útil fueron obtenidos desde el Sistema de Evaluación Ambiental26 y por tanto representan los costos reales de construir dicha tecnología en nuestro país. En el caso de los costos de inversión se utiliza el promedio de ellos y para la vida útil la moda. El factor de planta corresponde al factor de planta esperado para una central carbonera de acuerdo a información del CDEC-SIC. El costo de operación fue obtenido del Informe de Precio de Nudo de Octubre 2010, calculado como el promedio de las centrales carboneras. De esta manera, usando el tamaño típico de una central carbonera, esto es 350 MW, el costo de desarrollo es de 74 $USD/MWh.

Con este valor calculado (precio de la energía en Chile), se calcula el costo de desarrollo competitivo para Hidroaysén. Dicho valor se obtiene de manera análoga a la utilizada para la conexión Itaipú – Santiago. Sin embargo, se puede suponer que el precio de la energía cobrado es un poco menor al costo de desarrollo de una central a carbón (para mantener ventajas competitivas). En este análisis de asume que dicho valor será entonces γ veces el costo de la carbonera, es decir 74 * γ USD/MWh. Entonces, recordando la ecuación 2 y reemplazando los valores mencionados anteriormente, tenemos que:

Ahora es posible comparar dicho costo de desarrollo competitivo de Hidroaysén

con los costos de desarrollo de la conexión Itaipú – Santiago, mostrados en la tabla 11. Para ello se utilizaran distintos valores arbitrarios para γ y para cada uno de ellos se determinará el valor máximo que puede tomar α. Los resultados son los siguientes:

SENSIBILIDAD DE COSTOS DE DESARROLLO ( γ = 0,5 ):

Tipo de contrato: Diseño del Trazado:

Energía Existente Es mejor Energía Nueva Es mejor

Conexión Directa α ‹ = 13,6 Itaipú - Santiago α ‹ = - 29,6 Hidroaysén

Conexión por Carreteras α ‹ = - 0,52 Hidroaysén α ‹ = - 32 Hidroaysén

Tabla 14: Análisis de sensibilidad para la servidumbre con γ = 0,5.

26 Los proyectos estudiados corresponden a los proyectos presentados al Sistema de Evaluación Ambiental durante el período 2007-2010.

( )

Energiaecio

r

E

InvCD

T

i

ii

Pr

11

+

+

=

∑=

CDc = 29,76 + 74* γ $USD/MWh

Tabla 15: Análisis de sensibilidad para la servidumbre con γ = 0,65.

SENSIBILIDAD DE COSTOS DE DESARROLLO ( γ = 0,8 ):

Tipo de contrato: Diseño del Trazado:

Energía Existente Es mejor Energía Nueva Es mejor

Conexión Directa α ‹ = 77 Itaipú - Santiago α ‹ = 33,83 Itaipu – Santiago

Conexión por Carreteras α ‹ = 45,73 Itaipú - Santiago α ‹ = 14,23 Itaipu – Santiago

Tabla 16: Análisis de sensibilidad para la servidumbre con γ = 0,8.

Se puede apreciar que para el caso de servidumbres en Argentina, mientras más

cercano sea el precio de la licitación de energía en Chile al costo de desarrollo de una central a carbón, menos conveniente se vuelve la central de Hidroaysén, y la alternativa de interconexión con Itaipú se vuelve económicamente factible. Sin embargo, si hacemos disminuir el parámetro γ, el proyecto de Hidroaysén toma mucha mayor fuerza. Es importante señalar que el signo menos obtenido para algunos valores de α no tiene ningún sentido más que el que en dichos casos, nos conviene sólo el proyecto de Hidroaysén, debido a que para hacer factible la conexión Itaipú – Santiago se requeriría una subvención del gobierno argentino en vez de un costo por servidumbres. V.3.2 Sensibilidad respecto al valor de la inversión en los megaproyectos Es necesario mencionar que, en la realización de un megaproyecto como lo es Hidroaysén, siempre existen variables que escapan de nuestro análisis al momento de hacer estimaciones de costos. Es en este sentido que se debe considerar que, como el proyecto de Hidroaysén es sin dudas uno de los más grandes realizados nunca antes en nuestro país, es altamente probable que las estimaciones de sus costos están subvaluadas. Ejemplos de este fenómeno hay muchos, por mencionar algunos se destaca el puente Oresund que une Suecia con Dinamarca, el puente Vasco da Gama en Portugal, el aeropuerto Chek Lap Kok en Hong Kong o el túnel Quinling en China. Todos estos ejemplos de megaproyectos comparten un denominador común: La sub-valoración de sus costos de inversión.

Ian Copeland, presidente de Bechtel Renewable Power señala que generalmente los proyectos de gran envergadura han resultado con un costo de inversión de un 80%

SENSIBILIDAD DE COSTOS DE DESARROLLO ( γ = 0,65 ):

Tipo de contrato: Diseño del Trazado:

Energía Existente Es mejor Energía Nueva Es mejor

Conexión Directa α ‹ = 45,31 Itaipú - Santiago α ‹ = 2,11 Itaipu – Santiago

Conexión por Carreteras α ‹ = 22,6 Itaipú - Santiago α ‹ = - 8,9 Hidroaysén

mayor al esperado por la compañía27. Dicho error de estimación se fundamenta en que, para este tipo de proyectos, existe una gran cantidad de eventos imprevistos que son imposibles de considerar en la estimación inicial. Además existen muchas complicaciones por parte de los gobiernos de los países en donde se realizan estas obras. A estas complicaciones se les denominan “policy issues”.

Es por todo lo mencionado anteriormente que se debe suponer que la estimación de costos de inversión en la central de Hidroaysén estén subvaluados. Para incorporar dicho efecto en el análisis de sensibilidad se considera que el costo de inversión en la central, de USD 3.200 millones, está multiplicado por un factor de error de estimación llamado β. Este valor está entonces acotado por un mínimo (β = 1). No hay cota superior para el valor de β, aunque se supone que debe ser cercano a (β = 2), como se menciona en la referencia señalada. Una vez hecha esta variación al modelo, se calcula nuevamente el costo de desarrollo para el proyecto de Hidroaysén, fijando el parámetro γ en un valor arbitrario de 0,65. Así, el nuevo costo de desarrollo para Hidroaysén es: Teniendo esta ecuación, es posible comparar dicho costo con los asociados al proyecto Itaipú – Santiago, para distintos valores de α. Los resultados de la sensibilidad del parámetro β se muestran en las siguientes tablas:

SENSIBILIDAD DE COSTOS DE

DESARROLLO ( α = 130 ): Tipo de contrato:

Diseño del Trazado: Energía Existente Es mejor Energía Nueva Es mejor

Conexión Directa β ‹ = 1 Hidroaysén β ‹ = 1,86 Hidroaysén

Conexión por Carreteras β ‹ = 2,25 Hidroaysén β ‹ = 3,1 Hidroaysén

Tabla 17: Análisis de sensibilidad para el error en los costos con α = 130.

SENSIBILIDAD DE COSTOS DE DESARROLLO ( α = 150 ): Tipo de contrato: Diseño del Trazado: Energía Existente Es mejor Energía Nueva Es mejor

Conexión Directa β ‹ = 1,4 Hidroaysén β ‹ = 2,26 Hidroaysén

Conexión por Carreteras β ‹ = 2,8 Hidroaysén β ‹ = 3,6 Hidroaysén

Tabla 18: Análisis de sensibilidad para el error en los costos con α = 150.

27

Flyvbjerg. Megaproyects and risk: An anatomy of ambition.

CD = 90,17 + 17,45* β $USD/MWh

SENSIBILIDAD DE COSTOS DE

DESARROLLO ( α =180 ): Tipo de contrato:

Diseño del Trazado: Energía Existente Es mejor Energía Nueva Es mejor

Conexión Directa β ‹ = 2 Hidroaysén β ‹ = 2,86 Hidroaysén

Conexión por Carreteras β ‹ = 3,62 Hidroaysén β ‹ = 4,5 Hidroaysén

Tabla 19: Análisis de sensibilidad para el error en los costos con α = 180.

Para el caso de la sensibilidad ante errores de estimación en la inversión, se puede apreciar con facilidad que, para valores de servidumbre α pequeños, la opción de conexión Itaipú – Santiago siempre será más conveniente que Hidroaysén. Es por ello que el valor de β sólo tiene relevancia cuando el valor de α es gigantesco. Luego, para valores muy grandes de α (sobre 100), comienza a ser más favorable la opción de Hidroaysén. Valores tan altos de α quizás no tienen mucho sentido, con lo que se puede concluir que el valor de β sólo hará peor la opción de Hidroaysén en relación a la conexión Itaipú – Santiago. VI. Conclusiones

El acople entre el consumo energético y el crecimiento del PIB de un país es una realidad mundial. Según esto, para el ámbito chileno, una proyección de nuestro crecimiento de un 6% implicaría la necesidad de aumentar la capacidad instalada actual es aproximadamente 10000MW en los próximos 10 años. Dada nuestra dependencia energética actual, el estudiar nuevas formas de abastecernos resulta primordial. Estas nuevas formas deben ser competitivas económicamente y a su vez tomar consideración sobre la creciente importancia al aspecto ambiental. Es en este contexto que el proyecto Hidroaysén ha generado en el último tiempo gran revuelo y se hace importante un análisis objetivo sobre las ventajas y desventajas de este proyecto, especialmente en la faceta que lo hace parecer como la única opción.

En el transcurso de la investigación se pudo notar que el proyecto de Hidroaysén, sin contar la línea de transmisión, es en sí bastante eficiente. Estimaciones sobre la inversión a realizar por cada kilo watt instalado, aproximadamente USD 1.163, son consecuentes con dicho pensamiento al ser comparado con el de otros proyectos y centrales, haciéndola una alternativa competitiva. Este pensamiento cambia al incluir en el proyecto la necesidad de las líneas de transmisión para llevar la energía generada por las centrales al SIC. Solo la alternativa de transmisión en HVDC resulta conveniente, considerando el largo del trazado y el menor impacto ambiental que implica. Sin embargo, con una línea tan extensa, otras posibilidades aparecen, como conexiones internacionales. Pese a que a priori resultan imposibles, a través del desarrollo del informe se demostró que si hay alternativas factibles, como la conexión con Itaipú al darse ciertas condiciones.

Respecto al diseño de las líneas de transmisión, resulta muy llamativo que el costo de una línea para grandes distancias, aunque sea en corriente continua, es altísimo. A tal punto que para el caso de Hidroaysén, es mayor que el costo de inversión de la central misma. Este dato nos plantea una gran interrogante respecto a si es o no conveniente generar energía en zonas tan aisladas y distantes del lugar en donde se encuentra su potencial consumo. Pese a que no es motivo de análisis en el presente trabajo cabe considerar el en que medida un país está dispuesto a transar su riqueza medioambiental por el desarrollo. Durante este trabajo se dejó abierta esta interrogante al solo utilizar como costo de servidumbre una estimación basada en los valores para zonas que en ningún caso comprometen parques y reservas nacionales. En este sentido además, se incluyó el potencial cobro en grandes magnitudes por servidumbres en los países vecinos que pudiesen entregar el mismo servicio sin intervenir zonas nacionales protegidas, aprovechando las diferencias geográficas en el continente.

Un punto importante en el análisis resultó de la comparación de ambos proyectos bajo las mismas bases. En el caso de Hidroaysén, se calculó el costo de desarrollo del proyecto sin considerar que dicho valor no representa el precio al cual se puede adquirir un contrato por dicha energía. Fue por ello que se trató de estimar el valor de mercado, mediante el uso del costo de una central a carbón, que sabemos que para el contexto nacional marca la pauta sobre el precio de los contratos de largo plazo. Con esto se pudo comparar esa alternativa con la que propuesta, que consistía básicamente en comprar la energía en el mercado brasileño y traerla a Chile. Por otra parte, se puede concluir a partir de los análisis de sensibilidad que las variables que afectan los costos de desarrollo de ambos proyectos tienen directa relación con el resultado de conveniencia. Pequeñas variaciones en los parámetros generan grandes cambios en el resultado final. Si asimilamos lo que está ocurriendo podremos entender que la toma de decisiones ante un proyecto de las magnitudes de Hidroaysén o de una conexión Itaipú – Santiago es tremendamente difícil por la cantidad de variables involucradas. En el estudio, pese a que no se consideraron factores políticos, estabilidad en los contratos o impactos medioambientales de manera directa si se pudo aterrizar la magnitud del proyecto en cuestión y, especialmente, las repercusiones del diseño de línea más largo del mundo.