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Cambio de horario, entre las razones del menor consumo eléctrico de 2015

logotipo de La Tercera La Tercera 11-01-2016

Un invierno más corto y menos frío, junto con la extensión, por todo el año, del horario de verano jugaron en contra de las estimaciones que el mercado y el propio gobierno tenían sobre el uso de la energía eléctrica por los clientes residenciales e industriales.

En la zona central del país, donde opera el Sistema Interconectado Central (SIC), la demanda eléctrica estuvo mucho más deprimida que en los años anteriores, marcando el tercer año de baja expansión desde 2007. “Mirando las tasas de crecimiento de demanda de los últimos ocho años se puede ver que hubo dos años con tasas menores al 1% y el 2015 sería el tercer año con tasas bajas, del orden del 2,6% en el mismo período”, indica el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero (ver infografía).

Si bien para la CNE estos antecedentes reflejan “la tendencia de ir a tasas menores comparado con décadas anteriores, lo cual está dentro de lo esperado para países con este estado de desarrollo”, para las empresas distribuidoras, encargadas de llevar la energía principalmente a los hogares del país, las cifras sorprenden. “Este 2015 ha sido un año atípico, donde ha habido una serie de factores que han influido a tener una rebaja atípica entre las proyecciones que se tenían de la demanda y la realidad”, indica el director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo.

El propio gerente general de Colbún, Thomas Keller, manifestó el jueves su preocupación respecto del comportamiento de la demanda, la que, “sobre todo durante la segunda mitad del año”, tuvo un comportamiento que sorprendió, con tasas de crecimiento en torno al 1,5% y 2%, y “en algunos meses puntuales incluso ha disminuido más”, dijo en entrevista con radio Duna.

Menores expectativas

Para 2015, la CNE estimaba un crecimiento de 3,8% para la demanda eléctrica, pero en el sector ya se habla de una tasa que será cercana al 2%. En la CNE dicen que la cifra final se entregará en el informe preliminar de precios de nudo de abril próximo. Pese a eso, Romero explica que la generación bruta del SIC -datos que muestran la tendencia de la demanda- llegó a 1,3%, mientras que la del Sing fue de 6,3%, dando en promedio para el país un crecimiento de 2,6%.

“La diferencia en las tasas proyectadas versus las reales se deben a diversos factores, dentro de los cuales el principal fue las mayores expectativas de crecimiento de consumo eléctrico, tanto de la industria como de las instituciones relacionadas al sector eléctrico, justificadas por las expectativas económicas esperadas a comienzos de 2015, superiores a las que fueron realmente”, dice.

Sin embargo, hubo dos convidados de piedra: “Un factor que influyó en este resultado es la estacionalidad. Tuvimos un invierno más corto y menos frío que de costumbre, lo cual explica parte del decrecimiento de la demanda”, señala Rodrigo Castillo.

En Enersis, controladora de Chilectra, indican que también influyó el hecho de que en el verano “las altas temperaturas se iniciaron más tarde que en 2014, lo que influyó en un menor consumo eléctrico por uso del aire acondicionado”.

El otro elemento adicional fue el horario, explica Castillo, “porque en contra de lo que probablemente se pudiera haber esperado, que era que el mantener el horario de verano durante todo el año era una decisión neutral, el dato que tenemos permite pensar que sí impactó”.

Los resultados de la medida fueron analizados por el Ministerio de Energía, entidad que ya tiene en sus manos un estudio sobre los ahorros que generó al sistema eléctrico mantener el horario de verano, medida que regirá por lo menos hasta 2017 y que fue fuertemente criticada por la ciudadanía, por los problemas colaterales que significó levantarse en el invierno a oscuras o llegar también a oscuras a los hogares luego de la jornada laboral. Los resultados se darán a conocer en la Cuenta Pública del Ministerio de Energía, que se realizará en los próximos días.

Efecto minería

Pero el menor crecimiento de la demanda también se deprimió por la baja que mostró la minería. “En generación, un factor relevante fue la reducción de la actividad minera y, en particular, la no concreción de grandes proyectos”, explican en Enersis.

Lo mismo indican desde la Asociación de Generadoras. “La desaceleración del sector minero ha influido en la generación de la energía eléctrica y en las necesidades de inversión de nuevos proyectos”, explica el vicepresidente ejecutivo de la entidad, Claudio Seebach.

En 2012, el sector minero proyectaba inversiones que superaban los US$ 100 mil millones hacia fines de la década, cartera que se vio afectada por conflictos con comunidades y también por la justicia, lo que sumado al negativo escenario del cobre, ha hecho que la cifra de inversiones se sitúe hoy en unos US$ 31.345 millones al 2024, según Cochilco.

El impacto de esta paralización no es menor, pues la minería representa cerca del 40% del consumo eléctrico del país, dice el socio de Electroncosultores, Francisco Aguirre Leo. “Por lo tanto, el crecimiento de la demanda depende fuertemente de esa actividad. Mientras los precios del cobre y hierro estén bajos, no tendremos mejores tasas”, recalca.

¿Qué pasará en 2016?

Las expectativas para este año no son muy positivas. “Uno de los desafíos que tenemos que enfrentar es qué pasará con la demanda en 2016. ¿Cuál será el crecimiento económico del país y qué pasará con la actividad económica? Esa es una fuente de preocupación y es hoy la principal pregunta que nos hacemos”, dijo Thomas Keller el jueves.

En ese sentido, Andrés Romero indica que si bien en el informe de previsión de demanda 2015-2030 de la CNE se estimó una expansión del consumo del orden de 4,2% para 2016 y 2017, se espera que “el consumo eléctrico para los siguientes años vaya en línea con las expectativas de la economía chilena, acompañado del aumento de la eficiencia energética por parte de los chilenos”.

En Enersis, en tanto, indican que es muy probable que en el corto plazo “veamos crecimientos de la demanda eléctrica consistentes con una actividad económica y particularmente minera de menor dinamismo”.

Por eso, algunas eléctricas ya están ajustando su planilla de inversiones para enfrentar este escenario. Un ejemplo es la decisión de Colbún de restarle urgencia a su proyecto San Pedro, que fue retirado de Sistema de Evaluación Ambiental debido a problemas técnicos.

Inicialmente, la compañía esperaba reingresarlo a tramitación en marzo de este año, pero ahora, la eléctrica de los Matte extendió el período hasta junio.

En el caso de Enersis, la compañía enfatiza que su mirada es de largo plazo y que, además, están impulsando una cartera de inversiones flexible, pero pese a eso, indican que “frente a un escenario de menor crecimiento y, por tanto de menor premura en la materialización de los proyectos, se abre un importante espacio para desarrollar proyectos en forma colaborativa con la comunidad, lo que se traducirá en un desarrollo sostenible”.

Agregan que, además, hoy el país cuenta con un importante abanico de proyectos a base de energías renovables no convencionales y que también los actuales precios de los combustibles han viabilizado la competitividad de tecnologías ligadas al Gas Natural Licuado (GNL). “Este aumento de oferta también reduce la presión por nueva oferta, pero eso no significa que no se requieran importantes proyectos, que tienen largos tiempos de desarrollo, para abastecer los crecimiento de la demanda de las décadas siguientes”, añaden.

Largo plazo

Para el largo plazo, las expectativas son positivas. Claudio Seebach explica que en la hoja de ruta que diseñó la Política Energética 2050, se espera que el consumo eléctrico se triplique hacia ese año, gracias a la electrificación a través, por ejemplo, del uso masivo de energía eléctrica en el transporte. “O esperamos que al menos se duplique, en un escenario de alto nivel de eficiencia energética”, dice.

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