Cambio de la Matriz Energética Chilena en relación a...
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Pontificia Universidad Católica de Chile Escuela de Ingeniería Departamento de Ingeniería Eléctrica IEE3372 Mercados Eléctricos
Cambio de la Matriz Energética
Chilena en relación a la Señal de
Precios
Integrantes: Magdalena Bennett
Héctor Pérez
Ingeniero Guía:
Profesor:
Eduardo Recordon
Hugh Rudnick
Fecha de Entrega: Lunes 25 de mayo del 2009
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Índice
1.- Introducción y Revisión de la Regulación 2
2.- Información e Historia de la Matriz Energética en Chile 3
3.- Análisis Histórico de la Evolución de la Matriz Energética
en Chile en relación a la Señal de Precios a Nivel de Generación 7
4.- Análisis a futuro de la matriz energética en Chile: 16
5.- Proyección a Futuro de la Matriz 18
6.- Conclusiones 21
7.- Bibliografía 22
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1.- Introducción y Revisión de la Regulación
La motivación del actual trabajo es comprender cómo se configura la matriz energética
chilena y pretende exponer la manera en que la señal de precios y los costos medios de
distintas tecnologías en diferentes años claves afectan la decisión de inversión.
Para poder estudiar la evolución de la matriz energética en Chile es necesario, en
primera instancia, hacer una introducción al sistema regulatorio y tarifario de la generación,
para saber cómo responde el mercado a exigencias impuestas por regulaciones y entes
externos. En términos del régimen tarifario, este está configurado de tal manera que el precio
de la energía refleje los costos reales de la generación, transmisión y distribución1 de un
sistema eficiente, seguro y óptimo económicamente.
En el caso particular del mercado de la generación en Chile, no existen economías de
escala relevantes (al contrario del caso de la transmisión y distribución, que son monopolios
naturales), por lo que es el único sector del sistema eléctrico donde hay un esquema de libre
competencia. Así, los generadores responden a las señales de precios de mercado, entre otros
factores, para desarrollar su política de inversión; sin embargo, hay ciertas regulaciones
impuestas por instituciones para asegurar la energía segura y a bajo costo. En el caso del
Sistema Eléctrico Chileno, el organismo regulador es la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el
operador es el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC).
Hoy en día, existen 2 tipos de clientes para las centrales generadoras, que consisten en
aquellos con precios regulados y con tarifas libres. Los clientes con precios regulados son las
distribuidoras, las que proveen a los clientes pequeños (potencia de conexión menor a 2MW),
donde su precio es fijado por las autoridades (CNE) y es llamado Precio de Nudo, el que
corresponde al “valor esperado del costo marginal de los siguientes 48 meses en el caso del
SIC”2 ajustado a la banda de mercado, y es fijado cada seis meses (recientemente se ha
agregado el precio de las licitaciones, donde se subastan bloques de energía al mejor postor,
para así fomentar la inversión y disminuir el riesgo de los inversionistas asegurándoles un
precio a largo plazo); de esta manera se busca proteger a los pequeños consumidores de
precios volátiles. Para los clientes mayores (potencia mayor a 2MW), hay tarifa libre, ya que
hay mayores volúmenes y poder de negociación; dicha tarifa se acuerda mediante un contrato
bilateral entre grandes consumidores y generadores. En el caso de que el generador
contratado no sea capaz de cumplir con dicha obligación, debe comprar energía para poder
entregar la energía asignada al cliente a precio spot. Dicha energía se compra o vende en el
mercado spot, donde los precios están dados por el costo marginal horario, determinado por
el CDEC (figura 1) a través de la unidad más cara despachada cada hora.
1 http://www.cne.cl/electricidad/regimen.php
2 Presentación de SYSTEP: Ingeniería y Diseño “Situación energética de Chile: Presente y Futuro”
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Thermal
HydroSpot Price
Figura 1 - Gráfico de precio spot de la energía entre 1995 y 2005 (“Situación Energética de Chile
Presente y Futuro”. SYSTEP Ingeniería y Diseños, 2006)
Como se puede observar en la figura 1, el precio spot es un precio bastante volátil y
cambia según la composición de la matriz, por lo que es altamente afectado por los costos de
combustible, así como diversas contingencias (hidrologías estocásticas, regulaciones
legislativas, etc.). Como podemos notar en el gráfico anterior, el precio spot es más bajo
cuando la generación hidráulica es mayor (en proporción a la termoeléctrica), como sucede en
el intervalo entre el 2001 al 2003; asimismo, podemos observar que el precio se dispara en
años como 1999 (producto de la baja generación hidráulica que ocasionó la sequía, efecto que
será analizado posteriormente) y también el 2005, donde tuvimos una alta generación
termoeléctrica y a un costo muy alto (la punta la daba muchas veces el diesel).
Finalmente, para clientes con un consumo de potencia entre los 0.5 y 2 MW, es
opcional encontrarse en uno u otro sistema de tarifas.
2.- Información e Historia de la Matriz Energética en Chile
La matriz eléctrica a nivel mundial depende fundamentalmente de los costos relativos
de las distintas tecnologías y los precios de mercado según la señal que observen los
inversionistas, principalmente. En Chile se entrega el negocio de generación a aquellos
privados que además de ser una alternativa económica, sigan los planteamientos de políticas
energéticas del país, dado unos requisitos mínimos de seguridad y ciertas exigencias
ambientales y por lo tanto, la composición de la matriz energética es un resultado del mercado
y no un fin en sí mismo. Existen diversos factores que alteran su composición, comenzando por
las obvias como el precio de los insumos, la disponibilidad del mismo y otros factores como, las
regulaciones ambientales, la variación de la demanda, aparición de nuevas tecnologías, entre
otros.
- 4 -
•
Figura 2a - Evolución de la matriz energética en el SIC entre 1970 y 2008 más una proyección
hacia el año 2020 (“Sector Eléctrico Evolución y Precios”. Francisco Aguirre Leo, 2008)
Figura 2b - Evolución de la matriz energética en el SING entre 1970 y 2008 más una proyección hacia el
año 2020 (“Sector Eléctrico Evolución y Precios”. Francisco Aguirre Leo, 2008)
En las figuras 2a y 2b podemos observar cómo ha evolucionado la matriz energética a
través del tiempo donde podemos varias diferencias que son interesantes mencionar. En
primer lugar, contrastando ambos gráficos, es importante notar la diferencia en la
composición de la matriz para ambos sistemas interconectados. Mientras el SIC cuenta con
una matriz más variada y tiene una fuerte dependencia hidroeléctrica, el SING se basa
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totalmente en centrales termoeléctricas, como las de carbón, diesel y gas natural. Esto nos
muestra la importancia de la disponibilidad de fuentes de generación para la matriz
hidroeléctrica; en el caso del SING, la generación hidroeléctrica no es una opción puesto que
no cuentan con recursos hídricos. Veremos a continuación que la disponibilidad de recursos no
depende exclusivamente de limitaciones naturales, sino que también dependen de
contingencias económicas, legislativas y hasta políticas.
Las tecnologías actualmente utilizadas que componen la matriz energética de hoy son
la generación térmica a través del diesel (33%) y del carbón (26%), y de un importante
porcentaje de fuentes hidráulicas (35%) de las cuales el 18% corresponden a embalses y el 17%
a centrales de pasada, actualmente sólo el 4% proviene del gas y un 2% de otras ERNC en el
SIC, considerados en mega watts, como se puede observar en la figura 3.
Figura 3 - Matriz Eléctrica al año 2008 (“Matriz Eléctrica y el recurso Hídrico: El rol de la Infraestructura”.
Javier Hurtado, 2008)
Es posible apreciar, del gráfico en la figura 2a, momentos claves en el cambio de la
matriz, como la inserción del gas argentino en 1998 y su salida paulatina en el año 2005, así
como el aumento en el uso del diesel al unísono con la retirada del gas de la matriz, hitos
explicados con mayor detalle en el punto 3. Sin embargo, es importante notar cómo afectan
los precios relativos por tecnología a la configuración de la matriz. Por ejemplo, en 1994 ya se
veía la llegada del gas argentino como una alternativa económicamente viable que además
presentaba un precio relativo muy bajo con respecto a otro tipo de tecnologías de generación.
Se puede afirmar que hay muchos factores, como la disponibilidad de insumos y
precios relativos de los combustibles, que determinan cambios en la composición de la matriz,
en particular, el gas, el diesel y el carbón, dependen directamente de los proveedores y de los
precios respectivos, por otro lado, los recursos hidráulicos dependen directamente de la
pluviometría del lugar donde esté instalada la central.
Las tecnologías de energías renovables que se pueden introducir dentro de los
próximos años son: la biomasa, la nuclear, eólica, geotérmica, fotovoltaica y oceánica. Su
entrada depende de cómo sus costos marginales de producción se relacionan con los costos de
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las tecnologías existentes disponibles y los precios futuros de los combustibles y de la energía
que vean los inversionistas, la evolución de la demanda energética del país y de los subsidios o
fomentos que otorgue el estado con tal de disminuir sus costos de implementación y así llamar
la atención de los inversionistas privados.
Una proyección realizada por el ingeniero Rodrigo García en su artículo “Seguridad y
Desarrollo Energético en Chile” en el año 2007 pronostica que para el año 2030 la generación
hidráulica aumentará ocupando un 60% de la matriz energética, el carbón, el gas y el diesel
prácticamente desaparecerán de la misma ocupando tan sólo un 8%, y el 32% restante será
generado a partir de ERNC como la biomasa, generación eólica, geotérmica, solar y oceánica.
La proyección esta detallada en la siguiente tabla.
Figura 4 - Proyección de la matriz energética hasta el año 2030 (“Seguridad y Desarrollo Energético en
Chile” Rodrigo García, 2007)
La estimación se basa en el alto costo que representan los combustibles fósiles debido
a su alta demanda mundial y que Chile carece de fuentes importantes de petróleo y carbón,
además de la necesidad de aumentar la variedad de la matriz, para poder aumentar su
seguridad, pues al ser más diversa la matriz, se puede minimizar el impacto negativo en la
oferta energética en caso de que una fuente deje de ser viable (por ejemplo: debido a un
brusco aumento en los precios del combustible o en la falla de un proveedor externo). Sin
embargo, esta proyección puede ser discutible, ya que es una matriz futura con visión de
energías renovables las que no son generalmente, en términos de señales de precio, las más
atractivas para inversión. No obstante, puede estimarse que a futuro podría haber un aumento
en las ERNC, puesto que la nueva ley de energías renovables estipula que por lo menos 10% de
la energía generada tendrá que ser proveniente de fuentes renovables no convencionales.
Otro punto que cabe mencionar es que la tabla de la figura 4 muestra una gran caída del
carbón del 2010 al 2015 que es muy cuestionable, ya que actualmente están en construcción
proyectos de termoeléctricas a base de carbón por más de 3000 MW (sólo en el SIC), los que
entrarán al sistema entre el 2010 y 2012, la que ha sido una decisión adoptada por los
inversionistas por la señal de precios que ven a futuro (el carbón es visto como los
inversionistas a un precio relativo menor que otros combustibles como el gas y el diesel). Lo
importante es notar, entonces, que la configuración de la matriz responde a las señales de
precios, por lo que ésta cambiará si los precios esperados de los combustibles también lo
hacen y si los costos de inversión en energías renovables se hacen más económicos a futuro.
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3.- Análisis Histórico de la Evolución de la Matriz Energética en Chile en relación a la Señal de
Precios a Nivel de Generación
Como ya fue visto anteriormente, el cambio en la matriz energética ha sido notorio, ya
que también se maneja frente a las contingencias, como es el corte de suplementos
energéticos, alza de precios de combustibles, introducción de nuevas tecnologías, etc. Para
objeto de este análisis, utilizaremos un marco de referencia de 13 años al pasado para analizar
en ese período como ha ido cambiando la matriz energética chilena del SIC frente a distintos
hitos ocurridos.
Para realizar este análisis se crearon distintas tablas para años que utilizaremos de
referencia. Dichas tablas muestran como la señal de precios futuros en un momento actual
configuran a su vez la inversión futura, y, de esta manera, las distintas matrices energéticas
que analizaremos a continuación.
Figura 5 - Evolución de Precio de Combustibles (Gas Natural, Petróleo y Carbón) (“Matriz energética
de Chile y su vulnerabilidad”. E. Águila, 2005)
Para comenzar el análisis es importante tener como referencia a su vez los precios de
los combustibles que han sido base en nuestra generación termoeléctrica a través del tiempo.
La figura 5 muestra entonces cómo han ido variando los precios del gas natural, carbón y
diesel. La mayoría ha presentado un alza sostenida; sin embargo, podemos notar como el
diesel (crudo) muestra un alza exponencial desde el 2004 en adelante. Serán factores como
estos, entonces, los que determinarán dónde invertir y, finalmente, la configuración eléctrica
que tendrá la generación en Chile.
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Gas natural Carbon Crudo
EVOLUCION INDICE DE PRECIOS CIF,
US$ corrientes BASE ENERO/99 = 100
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Figura 6 - Matriz Energética SIC 1996-2008 (“Matriz Eléctrica y el recurso Hídrico: El rol de la
Infraestructura”. Javier Hurtado, 2008)
La figura 6 muestra la configuración de la matriz energética desde 1996 hasta el 2008,
que será el intervalo de tiempo en que nosotros analizaremos los distintos cambios, por lo que
nos referiremos a este gráfico una vez analizadas las señales de precios de cada período para
observar cómo estas han repercutido en la matriz energética. Para este objetivo, se
construirán tablas para cada año de interés, en las que se tabularán los costos de inversión (en
US$/MW) de las diferentes tecnologías para cada año (la que además se anualizarán a una tasa
de retorno del 10% en 25 años), el factor de planta (para determinar la eficiencia de cada
tecnología) y también sus costos variables, de suma importancia en plantas termoeléctricas ya
que consideran el precio de los diferentes combustibles dependiendo del año de análisis. De
esta manera, obtenemos el costo medio de generación por teconología y, comparándolos
entre ellos y teniendo en cuenta los precios estimados a futuro de cada año, se puede analizar
qué tecnología era más atractiva en términos de inversión. Se incluye además los tiempos de
construcción de cada central, puesto que, en ocasiones, será un factor determinante para la
inversión, como será analizado más adelante.
En el año 1996, los costos medios que se veían en generación para las distintas
tecnologías son los señalados en la tabla 1. Cabe notar que parte importante del análisis que
realizan los inversionistas va ligado a sopesar el costo medio de su inversión (que refleja los
costos variables, costo de inversión y también como afecta el factor de planta) con el precio
futuro que se ve en el momento.
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Año: 1996 Tecnología
Tiempo Construcción
(años)
Costo Inversión (US$/KW)
Factor de Planta
Costo Variable
(US$/MWh)
Inversión Anualizada (US$/MW)
Costo Medio
(US$/MWh)
Termoeléctrica Carbón 2-3 1200 0,9 27,2 $ 132.201,69 $ 43,97
Hidroeléctrica Embalse 3-5 1500 0,65 0 $ 165.252,11 $ 29,02
Hidroeléctrica Pasada 3-5 2000 0,55 0 $ 220.336,14 $ 45,73
Termoeléctrica Gas Natural argentino 1-2 630 0,85 7 $ 69.405,89 $ 16,32
Termoeléctrica Diesel 1 300 0,9 92 $ 33.050,42 $ 96,19
Tabla 1 - Costo medio por tecnología en el año 1996
Viendo entonces un precio futuro esperado en torno a 30 US$/MWh se puede apreciar
que claramente la tecnología de menor costo medio, por ende la más rentable a los precios
esperados en 1996 era el gas natural argentino. En 1994 además, se firmó el acuerdo con
Argentina para la llegada del gas, el que daba una disponibilidad de insumo importante y a un
precio muy atractivo (ya que es importante recalcar, si bien ya fue mencionado anteriormente,
que la disponibilidad de recurso es una variable imprescindible en el análisis económico hecho
por los inversionistas al momento de elegir en qué tecnología invertir). En vista de esto, se
explica que los principales actores de generación invirtieron en plantas de ciclo combinado
(Nehuenco, San Isidro y Nueva Renca) y, así, la configuración de matriz evoluciona a la de
1998, tal como se ve en la figura 6, donde ya está presente un porcentaje importante de
generación termoeléctrica a través de gas natural.
De esta manera, en 1998, tenemos una matriz energética en que comienza a aparecer
el gas natural argentino, pero, ¿hacia dónde evolucionará la matriz según la señal de precios?.
Año: 1998 Tecnología
Tiempo Construcción
(años)
Costo Inversión (US$/KW)
Factor de Planta
Costo Variable
(US$/MWh)
Inversión Anualizada (US$/MW)
Costo Medio
(US$/MWh)
Termoeléctrica Carbón 2-3 1200 0,9 18
$ 132.201,69 $ 34,77
Hidroeléctrica Embalse 3-5 1500 0,65 0
$ 165.252,11 $ 29,02
Hidroeléctrica Pasada 3-5 2000 0,55 0
$ 220.336,14 $ 45,73
Termoeléctrica Gas Natural argentino 1-2 630 0,85 7
$ 69.405,89 $ 16,32
Termoeléctrica Diesel 1 300 0,9 84
$ 33.050,42 $ 88,19
Tabla 2 - Costo medio por tecnología en el año 1998
El caso de 1998 es bastante similar en términos de costos medios a 1996, pero es un
caso especial, puesto que nos vimos sometidos a una de las peores sequías que ha tenido
Chile. Factores climáticos generan también entonces cambios en la matriz energética.
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Sequía ’98-’99: El año 1997 fue el año más lluvioso del siglo, y se pronosticaba el ’98 como
un buen año hidrológico, lo que hizo utilizar el agua embalsada con tal de bajar los costos de
generación, esperando que los embalses volvieran a subir dado el pronóstico favorable3. Como
puede ser visto en la figura 7, entre los años 1998 y 1999 sufrimos una gran sequía, lo que
llevó a transformar nuestra matriz energética desde casi un 80% de energía hidráulica en 1997
a un 45% en 1999 (ver figura 6), donde tuvo que operar fuertemente un nuevo suplemento
energético (gas argentino) y hubo una alza en el uso de diesel. Si observamos el precio spot
para dicho año (1999) en la figura 1, podemos observar que el precio de la energía también
aumentó bastante, debido a que el gas natural y el diesel son claramente combustibles más
caros que el agua; además, debido al alza del precio del diesel, nos vimos enfrentados a esta
subida de precios para poder contar con un suplemento energético seguro. En el trabajo “La
Crisis Eléctrica de 1998-1999: Causas, Consecuencias y Lecciones“ de Carlos Díaz, Alexander
Galetovic y Raimundo Soto, puede apreciarse que “la variabilidad hidrológica de Chile hace
inevitable reducir el consumo en años muy secos”4, por lo que la transformación de la matriz
energética desde 1999 hacia adelante, se vio enfocada también en poder abastecer los
consumos necesarios para el desarrollo de Chile, y no tener que depender ciegamente en
recursos hidrológicos inciertos, ya que, el recurso hídrico es tan variable, que aunque existiese
una capacidad instalada suficiente para satisfacer las necesidades completas del país, no
siempre es posible explotarlo completamente, basta con mirar un año seco como 1999 para
notar esto.
Figura 7 – Capacidad Real de Generación de Parque Hidráulico en el SIC (“Matriz energética de Chile
y su vulnerabilidad”. E. Aguila, 2005)
3 http://www.economiaynegocios.cl/especiales/especial_energia/Crisis_2a.html
4 Carlos Díaz, Alexander Galetovic y Raimundo Soto; “La Crisis Eléctrica de 1998-1999: Causas,
Consecuencias y Lecciones” (2000); Pág. 3
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Como se puede observar en la figura 7, la potencia media hidráulica es bastante variable,
por lo que no se puede depender de manera absoluta en los recursos hídricos en el
abastecimiento de energía. De esta manera, en base a lo sucedido el año 1999, se tuvo que
modificar drásticamente la matriz en base a contingencias y un desafortunado manejo de los
recursos en tiempos de bonanza.
Volviendo, sin embargo, al análisis de la señal de precios que observamos en la tabla 2, y
considerando que en 1998, el precio esperado a futuro era alrededor de 20 US$/MWh, es claro
ver que lo más rentable sería seguir produciendo energía con gas natural, especialmente
porque se produce su entrada este mismo año desde Argentina, a un precio muy atractivo
para los inversionistas. Sin embargo, otro factor importante que afectará la inversión desde
1999 hasta el 2005, que incidirá también en la señal de precios durante esta época, es el
cambio en la ley donde se incluye el costo de racionamiento o costo de falla, el que estipula
que los generadores que no sean capaces de cumplir sus contratos por cualquier razón (como
fue el caso de 1998-1999 por la sequía y su consecuente racionamiento), deben indemnizar a
sus clientes. Esto claramente hace subir el riesgo de tomar nuevos contratos de largo plazo y
por ende de la inversión, y, en términos económicos, aumentar el costo que en ese entonces
veían los inversionistas para contratar su energía. Así, durante esta época, hubo un gran
estancamiento de la inversión, donde no se produjo la entrada de ninguna gran central
generadora, a excepción de Ralco, cuya entrada estaba organizada desde antes de dicho
periodo.
De esta manera, la opción tomada por las empresas generadoras fue de mantener una
inversión muy baja (y no seguir contratando su energía, sino venderla en el mercado spot para
evitar los riesgos), e invertir en algunas centrales gasíferas, pero sin mayores entradas de
grandes centrales durante este tiempo, a pesar de tener “precios atractivos” para hacerlo (el
riesgo hacía poco viable las grandes inversiones). Así, podemos observar que para el 2001, la
configuración de la matriz energética es similar a la de 1998 si es que no hubiéramos tenido
sequía (aumenta la hidroelectricidad y disminuye el diesel el 2001 en relación a 1998, como se
puede observar en la figura 6), disminuyendo eso sí el carbón en pos del gas natural argentino,
el que, como se ve en la tabla 2, cuenta con precios atractivos para la inversión. Además, es
importante notar como se ve en la figura 8 que, como fue explicado anteriormente, la
capacidad instalada de generación eléctrica no sufrió grandes cambios durante el período
1999-2005.
- 12 -
Figura 8 - Evolución de la potencia instalada desde 1995-2004 (“La Re-reforma del sector eléctrico
chileno: logros e incertidumbres”, P. Maldonado, 2006)
Así, en el año 2001 podemos observar la siguiente tabla de costos medios:
Año: 2001 Tecnología
Tiempo Construcción
(años)
Costo Inversión (US$/KW)
Factor de
Planta
Costo Variable
(US$/MWh)
Inversión Anualizada (US$/MW)
Costo Medio
(US$/MWh)
Termoeléctrica Carbón 2-3 1200 0,9 21
$ 132.201,69 $ 37,77
Hidroeléctrica Embalse 3-5 1500 0,65 0
$ 165.252,11 $ 29,02
Hidroeléctrica Pasada 3-5 2000 0,55 0
$ 220.336,14 $ 45,73
Termoeléctrica Gas Natural argentino 1-2 630 0,85 8
$ 69.405,89 $ 17,32
Termoeléctrica Diesel 1 300 0,9 104
$ 33.050,42 $ 108,19
Tabla 3 - Costo medio por tecnología en el año 2001
Como se puede observar en la tabla anterior, en el año 2001, las centrales térmicas a
gas natural estaban en pleno funcionamiento y la opción hidráulica no era atractiva, debido a
un costo medio que no podía competir con el gas natural argentino, es por eso que en este
periodo no hubo grandes inversiones hidroeléctricas (a excepción de Ralco), además de las
razones legislativas que fueron explicadas anteriormente. Este estancamiento en la inversión
produjo un grave problema pues, si es que el recurso de gas se restringía, no se contaba con
infraestructura suficiente para satisfacer la demanda creciente a un bajo costo, como el que
otorgan las hidroeléctricas.
Esto fue exactamente lo que comenzó a pasar en el año 2001. Como también fue analizado
anteriormente, no solo es relevante el precio relativo de los combustibles, sino también la
disponibilidad del insumo. En el caso del gas argentino, las restricciones comenzaron el 2001
- 13 -
hasta su paulatina salida desde el 2005. Así, las restricciones de dicho combustible, también
incidieron fuertemente en la modificación de nuestra matriz energética.
Introducción y Corte de Gas Argentino: Tras el tratado hecho con el país trasandino,
donde nos aseguraban una cantidad de gas suficiente para contar con energía segura, en 1998
ya se ve una fuerte composición de la matriz energética en base al gas natural, debido a su
bajo precio en relación al diesel y el carbón. Como se puede observar en la figura 5, se puede
notar que la composición de la matriz energética pasó de un 3% de gas en 1997 a casi un 40%
el 2004. De esta manera, se buscaba combatir la inseguridad energética en tiempos de sequía
a un bajo costo (en relación a las otras alternativas térmicas: el carbón y el diesel). Sin
embargo, respaldar la matriz energética casi enteramente en recursos importados nos hace
depender de la disponibilidad de los combustibles y los precios externos, los que han ido a la
alza en el último tiempo (ver figura 5). Además, la dependencia de un recurso energético de un
solo país, hace que este monopolio vuelva el suplemento sumamente inestable (ver figura 9),
especialmente por las configuraciones políticas de Sudamérica.
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Figura 9 – Restricción de Gas Natural en el SIC (“Situación Energética de Chile
Presente y Futuro”. SYSTEP Ingeniería y Diseños, 2006)
Este es el escenario tanto de precios como de disponibilidad de insumos del
año 2001, donde contamos con una matriz energética que tiene un porcentaje importante en
gas argentino, y que pasa a quitarle algo de espacio al carbón (ver figura 6). Sin embargo,
comienzan a aparecer durante este año las restricciones de gas natural (ver figura 9), lo que
pone en jaque la disponibilidad del insumo, como ya había sido tratado anteriormente. ¿Qué
dice entonces la señal de precios? Con un precio futuro de alrededor de 50 US$/MWh (debido
a que la señal futura de precios no incorpora gas argentino), lo más rentable en términos de
inversión sigue siendo el gas natural argentino, mas, sin embargo, al no tener seguridad del
insumo, el riesgo de tener que funcionar con diesel como reemplazo del gas, por ejemplo, es
demasiado alto, porque el precio observado no pagaría la inversión; además, cabe recordar
que debido al cambio de ley, los generadores están obligados a proveer a sus contratos. Este
hecho desestimula aún más la inversión, ya que, con las restricciones de gas natural, no había
señales muy favorables para invertir en ninguna tecnología. Se puede ver entonces en la figura
6 como comienza una progresiva retirada del gas natural desde el 2005 en adelante, ya que las
restricciones del gas se fueron agravando (a excepción del 2004, donde la restricción fue nula y
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por eso la matriz aumentó ese año su porcentaje de gas, como se ve en la figura 6 de la matriz
energética). Dichas restricciones obligaron, en el corto plazo, a utilizar las plantas gasíferas con
diesel, combustible mucho más caro que hizo subir el precio de la energía, como se puede
observar en la figura 1 para el año 2005.
En el año 2005, los costos medios por tecnologías observados eran los siguientes:
Año: 2005 Tecnología
Tiempo Construcción
(años)
Costo Inversión (US$/KW)
Factor de Planta
Costo Variable
(US$/MWh)
Inversión Anualizada (US$/MW)
Costo Medio
(US$/MWh)
Termoeléctrica Carbón 2-3 1200 0,9 33,1
$ 132.201,69 $ 49,87
Hidroeléctrica Embalse 3-5 2000 0,65 0
$ 220.336,14 $ 38,70
Hidroeléctrica Pasada 3-5 2500 0,55 0
$ 275.420,18 $ 57,16
Termoeléctrica Diesel 1 300 0,9 164,2
$ 33.050,42 $ 168,39
Eólica 1-2 2200 0,3 40 $
242.369,76 $ 132,23
Gas Natural Licuado 1-2 630 0,9 70
$ 69.405,89 $ 78,80
Tabla 4 - Costo medio por tecnología en el año 2005
Así, considerando el cambio de ley de 1999 que desincentivaba la inversión y la señal
de precios que se veía el 2001 como fue mostrado en la tabla 3, comenzamos en el 2005 a
cambiar el combustible de las centrales de gas a diesel (ver figura 6), como fue explicado
anteriormente. El precio esperado a futuro este año, sin gas natural argentino, era de en torno
a 50 US$/MWh, por lo que este sube de precio, haciendo más convenientes otras tecnologías a
futuro. Por ejemplo, al precio futuro esperado, ya pasan a ser convenientes las centrales
hidroeléctricas y hasta las centrales de carbón (el gas natural tiene muchas restricciones de
insumo para ser una inversión viable). Sin embargo, es importante notar que el 2007, por
ejemplo, se predecía un precio futuro tan alto (aunque fuera por poco tiempo), de alrededor
de 300 US$/MWh, que la señal de precios incluso hacía rentable centrales diesel (se podía
aprovechar el peak de precio debido a que el tiempo de construcción de una central diesel es
muy corto, de 0.5 a 1 año), por lo que podemos notar cómo esto hace que, por ejemplo, ese
mismo año 2007, tengamos un fuerte porcentaje de centrales generadoras diesel, a pesar de
ser más caras, y que no haya entrado, por ejemplo, más centrales a carbón, a pesar de ser
menos costosas.
De esta manera, la opción tomada el 2005 para el período futuro fue dejar de lado el
gas natural como una opción viable de generación (por tener poca confiabilidad en el
suministro), y comenzó una nueva inversión en centrales hidroeléctricas, de carbón y hasta
algunas centrales eólicas (el período de inversión en diesel fue una etapa corta), como se
puede observar en la figura 3. Se analiza también la opción de traer Gas Natural Licuado (GNL)
a Chile, por medio de un terminal costero, para poder reemplazar el suministro anterior de gas
argentino, ya que si bien el GNL es un poco más caro, es un suministro mucho más seguro y
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aún rentable por la señal de precios observada; comienza entonces la construcción del
terminal de GNL en Quintero. Es importante recalcar también que durante este año se cambia
nuevamente la ley para incentivar la inversión, para dar paso a las licitaciones de bloques de
energía, donde cada generador oferta precios, de manera que se reduce la volatilidad de éstos
y asegura así a los inversionistas el poder pagar su inversión, por lo que el mercado da señales
positivas para poder volver a enfocar recursos en el mercado eléctrico de la generación.
Finalmente, para el 2009, los costos medios observados de generación de las distintas
tecnologías eran los siguientes:
Año: 2009 Tecnología
Tiempo Construcción
(años)
Costo Inversión (US$/KW)
Factor de
Planta
Costo Variable
(US$/MWh)
Inversión Anualizada (US$/MW)
Costo Medio (US$/MWh)
Termoeléctrica Carbón 2-3 2000 0,9 32 $ 220.336,14 $ 59,95
Hidroeléctrica Embalse 2-3 2500 0,65 0 $ 275.420,18 $ 48,37
Hidroeléctrica Pasada 2-3 3000 0,55 0 $ 330.504,22 $ 68,60
Termoeléctrica Gas Natural Licuado 1-2 2100 0,85 60 $ 231.352,95 $ 91,07
Termoeléctrica Diesel 1 300 0,9 210 $ 33.050,42 $ 214,19
Eólica 1-2 2200 0,3 40 $ 242.369,76 $ 132,23
Geotérmica 2-3 3500 0,9 35 $ 385.588,25 $ 83,91
Nuclear 7-15 4000 0,85 8,34 $ 440.672,29 $ 67,52
Mareomotriz 4200 0,4 62 $ 462.705,90 $ 194,05
Solar 5000 0,25 2 $ 550.840,36 $ 253,53
Biomasa 1-2 1300 0,85 45 $ 143.218,49 $ 64,23 Tabla 5 - Costo medio por tecnología en el año 2009
Es importante notar que por el aumento de los precios de los commodities, el costo de
inversión (en US$/MW) aumenta en la construcción de centrales hidráulicas y termoeléctricas,
lo que hace también aumentar los costos medios de la inversión.
Hoy en día, el precio observado a futuro es de alrededor de 70 US$/MWh, lo que,
como puede observarse en la tabla 5, hace que muchas tecnologías que antes no eran
rentables, ahora lo sean. El gas natural argentino ya no es una opción viable (poca
confiabilidad en el suministro), por lo que es sacado de la ecuación actual. Viene a
reemplazarlo, sin embargo, una nueva opción que es el Gas Natural Licuado, que se estrena
con la inauguración del terminal de GNL en Quintero durante Junio del 2009, como fue
mencionado anteriormente. Es claro ver como también la señal de precios hace rentable
proyectos hidroeléctricos, como, por ejemplo, Hydroaysén, grupo de centrales construidas por
una asociación entre Endesa y Colbún que aportarán casi 3000 MW al SIC (es importante notar
que los costos medios de Hydroaysén serán “menores” a las hidroeléctricas de embalse, ya
que cuentan con un factor de planta mayor, debido a la hidrología del río Baker que es mucho
más caudaloso y constante que los ríos de una zona más al norte del país).
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Otro cambio importante en la matriz lo realizará el carbón, donde ya están aprobados
proyectos que introducirán 3400 MW entre el 2010 y el 2012, por lo que gran parte de nuestra
energía será provista por dichas centrales termoeléctricas, debido a que el carbón, además de
tener precios atractivos para la inversión, puede ser importado de diferentes lugares, lo que
hace que el suministro sea más seguro, además de que, con el precio futuro esperado, ya es
rentable dicha tecnología. No obstante, un factor en contra que tendrán centrales futuras de
carbón, es que las restricciones ambientales aumentarán para dichas generadoras, lo que
seguramente hará que los costos medios de dicha tecnología también aumenten.
Sin embargo, como ha sido analizado anteriormente, no solo la señal de precios es la
que afecta a la matriz energética, sino también cambios legislativos en temas energéticos. Este
es el caso de la Ley de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), la que explicita que
para el 2015 debemos generar 10% de nuestra energía en base a fuentes renovables no
convencionales. Esta política entonces hace que el precio de las ERNC también bajen (pues se
les entregan subsidios), por lo que es de esperarse que en un futuro cercano se aumente la
producción de energía eólica y de biomasa.
4.- Análisis a futuro de la matriz energética en Chile
El análisis a futuro de la matriz energética en Chile se hará en base tanto a los costos
medios de la generación (que son analizados en la tabla 5), como por las nuevas condiciones
tanto nacionales como mundiales de distintos escenarios futuros.
El escenario ambiental mundial que enfrentará Chile, por ejemplo, afectará también la
composición de su matriz energética, por lo que la adscripción de Chile en tratados
internacionales al respecto será una señal importante que definirá en parte hacia donde
evolucionará nuestra matriz. Por ejemplo, el protocolo de Kioto establece medidas para la
reducción en la emisión de los principales gases de invernadero, cuyo objetivo del tratado es
reducir el nivel de emisiones en un 5% a nivel global para el año 2012; y 183 países del mundo
han apoyado la medida entre ellos Chile, que firmó el acuerdo en 1998 y fue aceptado en el
año 2002.
Dado que la generación de electricidad en base a combustibles fósiles constituye una
de las principales fuentes de estos gases, claramente se buscarán alternativas menos
contaminantes para lograr cumplir con el tratado, dando incentivos a energías renovables, en
primer lugar, para que la señal de precios haga atractiva la inversión. Uno de los subsidios
aplicados a energías renovables no convencionales, por ejemplo, es liberarlas de los peajes de
transmisión, para que así los costos a los que se enfrentan puedan ser competitivos en el
mercado.
Al igual que los tratados internacionales, la ley chilena ha hecho esfuerzos por
incentivar las energías renovables. Así, la ley N° 20.257 reforma la Ley General de Servicios
Eléctricos, creando el artículo 150 bis que menciona que toda central con capacidad instalada
superior a 200 MW deberá acreditar ante el CDEC que el 10% de la energía generada durante
un año sea inyectada al sistema por medios renovables no convencionales (geotérmica, eólica,
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solar, biomasa, mareomotriz, pequeñas centrales hidroeléctricas y otras similares definidas en
el mismo artículo de la ley) a través de la misma empresa u otra sub-contratada. De lo
contrario se deberá cancelar una multa de 0,4 UTM por cada MW/hora por debajo de su
obligación, subiendo a 0,6 UTM al cabo de no cumplir la norma en un plazo de 3 años.
Dicha ley tiene implicancias directas por sobre la estructura futura de la matriz
energética pues si por cada 10 MW generados es necesario que al menos 1 MW venga de una
fuente renovable no convencional, entonces es de esperarse que las centrales eólicas,
biomasa, fotovoltaicas, geotérmicas y mareomotrices constituyan al menos un 10% de la
matriz energética futura. El pago de una multa por incumplimiento de dicha ley, hace que se
incorpore un nuevo ingreso para las ERNC que las hace más competitivas, nuevamente,
cambiando la señal de precios haciendo de las ERNC atractivas y competitivas en el mercado.
Esta ley puede causar que se deje se preferir una opción más “económica” por otra
que sea más cara, pero renovable no convencional con tal de evitar la multa lo que puede
producir un alza en el costo marginal que afectaría el precio spot.
Otro actor importante es el Gas Natural Licuado (GNL) importado de diversos países
que llegarían al país a través de la planta de GNL ubicada bahía de Quintero, la cual se espera
que produzca del orden de 10 millones de metros cúbicos al día5 satisfaciendo la necesidad de
gas residencial, industrial y termoeléctrica del país. Debido a ciertos retrasos en las obras de
construcción se espera que la planta entre en funcionamiento a mediados de este año y que se
comience a generar electricidad a partir del GNL a comienzos del año 2010, reemplazando así
al gas proveniente desde Argentina, es de esperarse que las plantas generadoras de Gas-Diesel
y Gas Natural aumenten su participación en la matriz eléctrica. Como fue explicado
anteriormente, si bien el GNL tiene un costo un poco mayor al GN argentino, es importante
notar que la diversidad de puntos de abastecimiento de dicho suministro, hacen que sea uno
seguro, lo que disminuye el riesgo y, por ende, incentiva la inversión.
El proyecto de HidroAysén consiste en la inyección de 2700 MW para el año 2020 a
través de 5 centrales hidráulicas de embalse ubicadas en los ríos Baker y Pascua en la región de
Aysén; este proyecto beneficiaría al 90% de la población, y representa más del 20% de la
capacidad instalada en todo Chile hoy en día6, aunque claramente es sumamente complejo
para el sistema que tal proporción provenga de una central, debido a medidas de seguridad
extras que se deben implementar en la línea de transmisión y la gran caída que sufriría el
sistema debido a una falla (o mantención) de dicha central .
Un proyecto de tal envergadura dejaría una marca obvia en la matriz energética, como
se pude apreciar en las proyecciones de crecimiento del punto 2, ambas concluyen que la
generación hidráulica representará una parte importante del futuro energético del país
5 Red interactiva de minería. http://www.redmin.cl/?a=11364
6 El Mercurio, Economía y Negocios, Especial de Energía en Chile: Generación, crisis y soluciones.
http://www.economiaynegocios.cl/especiales/especial_energia/Crisis_5b.html
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Una proyección de la matriz energética chilena bajo distintos escenarios realizada por
Javier Hurtado, gerente de estudios de la cámara chilena de la construcción, presenta los
siguientes resultados.
Figura 10 - Proyección de la matriz energética hacia el año 2014 bajo distintos escenarios. (“Matriz
Eléctrica y el recurso Hídrico: El rol de la Infraestructura”. Javier Hurtado, 2008)
Es posible ver que bajo diversos escenarios posibles, se ve una holgura significativa con
respecto a la demanda máxima estimada en el año 2014.
5.- Proyección a Futuro de la Matriz
En el punto anterior, analizamos los cambios esperados en el corto plazo para los
proyectos que está planificados. Sin embargo, ¿cómo podemos proyectar a futuro la matriz
energética de Chile para solucionar las múltiples problemáticas que presenta? Está claro que
hay una necesidad latente de diversificar la matriz, para evitar la dependencia absoluta de un
solo proveedor, ya que son “las decisiones del pasado las que han mantenido al país en un
estado de vulnerabilidad durante la última década”7. Para esto, primero es importante poder
aumentar la capacidad de generación del país, duplicándola para el año 2020 a 25.000 MW, ya
que se proyecta una demanda de 19.000 MW para esa fecha8.
Lo más importante, sin embargo, es cómo se realizará dicha expansión. Como ya ha
sido estudiado en esta investigación, es la señal de precios la que indica cómo se llevará a
cabo. Hay múltiples proyectos entre el año 2009-2015 en base a carbón, además de grandes
centrales hidroeléctricas que también entrarán al sistema. Sin embargo, debido al aumento de
7 El Mercurio, Economía y Negocios, Especial de Energía en Chile: Generación, crisis y soluciones.
http://www.economiaynegocios.cl/especiales/especial_energia/Crisis_2a.html 8 IDEM; http://www.economiaynegocios.cl/especiales/especial_energia/Crisis_3.html
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restricciones ambientales, es inevitable voltear la mirada a la alternativa nuclear, que es la
alternativa que se trabajará extensamente en este punto.
Si bien muchos ven en la energía nuclear como la solución en el tema de la
diversificación de la matriz energética, muchos aún presentan reparos con respecto a las
consecuencias medioambientales que esta pueda generar. Para objeto de este análisis, sin
embargo, repararemos principalmente en la racionalidad económica que implicaría la inclusión
de este suministro en nuestra matriz.
Para considerar a la energía nuclear en Chile, se debe considerar el precio de la energía
como el costo de la inversión. Para el caso nacional, la construcción de reactores ya será una
inversión mayor por el ambiente sísmico que presenta el territorio.
Figura 11 – Costos de Generación de Distintas Centrales
Como se puede ver en la figura 11, la mayor parte del costo de generación de una
planta nuclear es el costo de inversión (y debe ser aún más elevado en Chile, como se explicó
anteriormente). Sin embargo, el costo del combustible es bastante menor que otros, lo que
nos dice que puede ser una buena inversión a largo plazo, en particular por la diversificación
energética que traería. Como se puede observar en la tabla 5, la alternativa nuclear podría ser
atractiva en términos de señal de precios (sus costos medios, sin embargo, deberían ser un
poco más elevados por una inversión mayor en la planta); sin embargo, deberían sortearse las
restricciones ambientales y de seguridad al respecto, en un primer paso, y, además, sopesar el
largo tiempo de construcción de dicha planta (unos 20 años estimados en Chile).
La introducción de energías renovables también sería una manera interesante de
diversificar la matriz. Opciones como la generación mareomotriz se piensan atractivas para
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Chile, debido a su larga costa; sin embargo, como ya fue visto, mientras no sea
económicamente atractivo y viable para los inversionistas el poder invertir su capital en estas
centrales, lo más probable es que sigamos dependiendo de combustibles externos y la
naturaleza hidrológica de nuestro país. Las centrales generadoras de energías provenientes del
mar aún son una tecnología muy nueva y no muy desarrollada, por lo que seguramente se
deberá esperar algunos años para poder obtener tecnologías más eficientes al respecto que
presenten un costo que sea competitiva con el precio observado.
Tecnologías también como la solar y la geotérmica suenan también como medios
atractivos debido al clima en el norte (cielos muy limpios durante gran parte del año) para la
generación fotovoltaica, y condiciones de suelo favorables para la geotérmica. Sin embargo, el
problema con la energía solar es que aún es una tecnología muy cara en términos de inversión
(aunque seguramente tenga un factor de planta mayor instalado en un lugar como el desierto
de Atacama). En el caso de la energía geotérmica, hay un gran factor de riesgo asociado debido
a que una vez hecho los estudios de suelo, hay un 70% de probabilidad que la ubicación sea
favorable para la construcción de una central, y la única manera de saberlo es perforando
(cuyo costo es de más de US$2.000.000). Dichos factores hacen, entonces, que estas
tecnologías no sean atractivas en términos de sus costos medios asociados al precio futuro
observado; sin embargo, como fue analizado en el punto anterior, es posible que se hagan más
rentables a medida que aumenten los subsidios para las ERNC y aumenten las restricciones
ambientales también para otro tipo de centrales (como las carboneras, por ejemplo). De
hecho, dado los precios futuros, las más eficientes y que comenzarán con una mayor
incorporación en la matriz energética son las pequeñas centrales hidroeléctricas (de pasada) y
las centrales eólicas.
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6.- Conclusiones
Como conclusión de la investigación realizada, es interesante notar los distintos
factores que afectan la configuración de nuestra matriz energética, donde juega un rol
preponderante la señal de precios futuros en torno a la inversión en distintas tecnologías.
Es así como las estimaciones de costos medios, vinculados a costos iniciales de
inversión, eficiencia de las distintas tecnologías y precios de combustibles a través del tiempo,
configurados a su vez con disponibilidad de suministros y restricciones (o subsidios)
legislativos, pueden determinar de un periodo a otro cómo evolucionará nuestra matriz
energética.
Si bien es posible determinar con relativa facilidad la relación causa y efecto de los
eventos pasados que se han presentado en los últimos años con respecto a los cambios
importantes de la matriz energética, resulta bastante complejo predecir con exactitud hacia
donde se dirigirá la composición de la matriz energética en el largo plazo, debido a la gran
variabilidad de los costos de los combustibles, lo estocástico de los recursos hídricos de
nuestro país que hoy en día constituyen parte importante de nuestro sustento energético y de
lo impredecible del mercado en sí, pues no es posible saber con exactitud que tecnología será
la más conveniente en el largo plazo.
Si bien no es posible predecir el futuro de la matriz con exactitud, si es posible ver una
cierta tendencia que indica una imagen aproximada del horizonte energético de nuestro país.
Chile busca estabilidad energética, con tal de no repetir escenarios como el de la sequía de los
años 1998 y 1999. La estabilidad además viene de la mano con independencia energética, esto
es, no depender de otros países para poder satisfacer nuestras necesidades de energía
eléctrica con tal de no pasar por situaciones similares a las restricciones de gas natural
proveniente de Argentina.
El futuro no sólo apunta a ser más estable e independiente sino que más “verde” en el
sentido de fomentar el uso de las energías renovables no convencionales a través de leyes que
promuevan su uso (ya sea en forma de subsidios para estas o multas para las fuentes
convencionales) de modo que la libre competencia elija alternativas limpias como mejor
alternativa de inversión.
En resumen, estudiando las sencillas reglas del mercado en competencia que es la
generación eléctrica en Chile, viendo el pasado de la matriz y analizando los eventos que han
provocado fuertes modificaciones a la estructura de la matriz energética es posible predecir
una cierta tendencia en cómo se satisficieran nuestras necesidades energéticas en el futuro.
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7.- Bibliografía
• CNE. http://www.cne.cl
• CDEC. http://www.cdec.cl
• Red interactiva de minería. http://www.redmin.cl/
• “Situación Energética de Chile Presente y Futuro”. SYSTEP Ingeniería y Diseños, 2006
• “Sector Eléctrico Evolución y Precios”. Francisco Aguirre Leo, 2008
• “Matriz Eléctrica y el recurso Hídrico: El rol de la Infraestructura”. Javier Hurtado, 2008
• “Seguridad y Desarrollo Energético en Chile” Rodrigo García, 2007
• “Matriz energética de Chile y su vulnerabilidad”. E. Águila, 2005
• “Matriz Eléctrica y el recurso Hídrico: El rol de la Infraestructura”. Javier Hurtado, 2008
• “La Re-reforma del sector eléctrico chileno: logros e incertidumbres”, P. Maldonado,
2006
• “Especial de Energía en Chile: Generación, crisis y soluciones”. El Mercurio: Economía y
Negocios, 2008
• “Estructura de Propiedad del Sector Eléctrico Chileno y su Relación con la Estructura de
Contratos”, Mauricio Aguilar, Leonardo Lumuscio, 2001.