LA REFORMA DE LA LEGISLACIÓN ELÉCTRICA CHILENA NOVIEMBRE 2004
Industria Eléctrica Chilena
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Industria Eléctrica Chilena
Asociación Gremial de GeneradorasSurge la necesidad que la industria de generación tenga voz.
Sin energía no hay crecimiento y sin crecimiento el país no se desarrolla. La energía es el motor del desarrollo económico de Chile. Si el país quiere crecer al 6% anual es necesario duplicar la generación en los próximos doce años. Energía eléctrica debe ser confiable, segura, competitiva y sustentable
• Contribuir a la discusión informada sobre la generación y su composición, a través de un diálogo objetivo y aportar al diseño de políticas sectoriales sustentables y adecuadas que permitan alcanzar el desarrollo del país y mejorar la calidad de vida de todos los chilenos.
• Estar muy presentes en el debate aportando elementos constructivos e información.
NUESTRO DESAFÍO• Nuestro desafío es mostrar que la energía eléctrica es fundamental para la vida
moderna, generando la base del desarrollo económico de un país.
• Sin embargo para asegurar el suministro energético se hace indispensable emplear todas las fuentes de generación pues esto asegura que esta industria se desarrolle bajo tres pilares fundamentales:
CONFIABILIDADSEGURIDAD
COMPETENCIASUSTENTABILIDAD
Producto de calidad disponible en el momento que se requiere.
Número importante de emprendedores y de tecnologías eficientes complementarias.
Tecnologías de generación amistosas con el medio ambiente y decisiones participativas con la comunidad.
DESAFÍO DE LA ASOCIACIÓN
NUESTRO OBJETIVO
Autoridades MediosIndustria
COMUNIDADSocios
Mundo Académico
NUESTROS PÚBLICOS DE INTERÉS
Pese a que hay mayor interés por temas relacionados con la energía…
Hay percepciones equivocadas
Elementos centrales de la estrategia de comunicaciones
Sistema Interconectado del Norte Grande(SING)
Potencia Instalada: 3.698,7 MWGeneración Anual: 15.100,0 GWhDemanda Máxima : 1.998,0 MWCobertura: Regiones I y IIPoblación: 6.22%
Sistema Interconectado Central (SIC)
Potencia Instalada: 12.147,1 MWGeneración Anual: 43.254,8 GWhDemanda Máxima: 6.482,1 MWCobertura: Regiones II a X, Región XIV y Región Metropolitana.Población: 92,23%
Sistema Eléctrico de Aysén
Potencia Instalada: 40,2 MWGeneración Anual: 121,7 GWhDemanda Máxima: 20,4 MWCobertura: Región XIPoblación: 0.61%
Sistema Eléctrico de Magallanes
Potencia Instalada: 98,8 MWGeneración Anual: 268,9 GWhDemanda Máxima: 49,3 MWCobertura: Región XIIPoblación: 0,93%
Sistemas Eléctricos NacionalesGrupo de instalaciones interconectadas entre si que permiten abastecer la demanda de energía eléctrica.
Elementos centrales de la estrategia de comunicaciones
Mercado Eléctrico Al interconectarse las instalaciones de distintos agentes se forma el Mercado Eléctrico, donde, entre otros, se abastece la demanda de energía eléctrica de los consumidores residenciales, razón por la cual el Estado cumple un rol activo en la regulación, planificación y supervisión de este Mercado
LA INDUSTRIA TIENE UNA ESTRUCTURA INSTITUCIONAL BASADA EN LA PARTICIPACIÓN PRIVADA Y EN UNA REGULACIÓN PARTICULAR
SON LAS EMPRESAS ENCARGADAS DE DISTRIBUIR LA ENERGÍA DESDE LOS NIVELES ALTOS DE VOLTAJE A NIVELES BAJOS (10.000 VOLT, 220 VOLT – ENCHUFES DE LAS CASAS) Red de Líneas de
Distribución Costos de Inversión y
Operación&Mantenimiento
GENERACIÓNTRANSMISIÓN
DISTRIBUCIÓNSON LOS EMPRESAS PRODUCTORAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA.UTILIZAN DISTINTAS FORMAS DE PRODUCIR ENERGÍA Tipos de Centrales:
Hidraúlica, Témicas, Eólicas, Mareomotrices, Solares
Tipos de Combustiles: Agua, Carbón, Petroleo, Gas Natural, Biomasa, Nuclear, Viento, Mareas, Corrientes Marinas, Radiación Solar
Distintos Costos de Inversión y de Operación
SON LAS EMPRESAS ENCARGADAS DE TRANSPORTAR LA ENERGÍA DESDE LOS PRODUCTORES A LOS CONSUMIDORES EN NIVELES ALTOS DE VOLTAJE (SOBRE LOS 60.000 VOLTS) Red de Líneas de
Transmisión, Sub Estaciones (Transformadores)
Distintos Niveles de Voltaje: 500 kV, 220 kV, 110 kV, 66 kV.
Acceso abierto. Costos de Inversión y
Operación&Mantenimiento
Los centros de producción están separados geográficamente de los centros de consumo: Se requieren medios físicos para conectar la producción con el consumo.
Mercado Eléctrico
LA INDUSTRIA TIENE UNA ESTRUCTURA INSTITUCIONAL BASADA EN LA PARTICIPACIÓN PRIVADA Y EN UNA REGULACIÓN PARTICULAR
GENERACIÓNTRANSMISIÓN
DISTRIBUCIÓN
La inversión está en manos de empresas privadas. Los esquemas de participación e inversión están adecuados al tipo de mercado.
Mercado Eléctrico
LIBRE COMPETENCIA
PRIVADOS DECIDEN INVERSIONES (UBICACIÓN, TECNOLOGIA, TAMAÑO)
RIESGOS DE MERCADO “CONTROLADOS” A TRAVÉS DE CONTRATOS DE VENTA DE ENERGÍA CON CLIENTES LIBRES Y/O REGULADOS
MONOPOLIO NATURAL
PLANIFICACIÓN CENTRALIZADA POR REDES DE USO COMÚN (TRONCAL)
ADJUDICACIÓN VIA LICITACIONES
RETORNO DE INVERSIÓN SEGÚN COSTOS DE MERCADO
OPEN ACCESS
MONOPOLIO NATURAL
CONCESIONES
TARIFAS REGULADAS
OBLIGACIÓN DE DAR SUMINSTRO A CLIENTES REGULADOS
La legislación restringe la Integración Vertical.
La Industria está sujeta a una legislación específica que viene del año 1982 (DFLN°1-1982), perfeccionada principalmente por Ley Corta I (Ley N°19.940/2004), Ley Corta II (Ley N°20.018/2005) y Ley ERNC (Ley N°20.257/2008): Hoy leyes refundidas en DFL N°4-2007.
Mercado EléctricoJe
rarq
uía L
egal
CONSTITUCIÓN
LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
REGLAMENTOS ELÉCTRICOS
NORMAS TÉCNICAS, REGLAMENTOS INTERNOS Y PROCEDIMIENTOS CDEC
Una Ley especial para la industria eléctrica
(DFL N° 4 o LGSE)
Complementan y explicitan la Ley
(Reglamento de la LGSE y otros)
Normas para la operación del sistema
(Norma de SyCS)
Panel de Expertos: resuelve conflictos
Ministerio EnergíaPolítica energética
SECsupervisión y control
Clientes libres
CDEC
REGULADORES
Generadores Transmisores Distribuidores
Miembros del CDEC
CNE:tarifas reguladas
MMAaprobaciones ambientales
INVERSIONISTAS PRIVADOS
ENTIDADES INDEPENDIENTES
La legislación identifica a los agentes e instituciones que participan en el sector de energía eléctrica
Mercado Eléctrico
La Demanda Total (Clientes Finales + Pérdidas en Transmisión y Distribución) tiene que ser igual en todo momento a la producción de las plantas Generadoras (la energía eléctrica no se puede almacenar en grandes escalas).
Mercado Eléctrico
CLIENTESLIBRES
CLIENTESREGULADOS
GENERADORES TRANSMISORESDISTRIBUIDORES
CONSUMIDORES FINALES• INDUSTRIAL MAYOR
Generación = Demanda Total(en todo momento)
Mercado Eléctrico Por otra parte, en todo momento, la operación del sistema generación-transmisión debe ser realizada a mínimo costo y con niveles de seguridad establecidos.
• La operación la realizan los CDEC (Centros de Despacho Económico de Carga)
• Se despachan primero las centrales de menor costo variable (por orden de mérito) el Despacho es independiente de los compromisos comerciales (venta de energía por contrato) que tengan los generadores.
• En la operación de una determinada hora se define el costo de la energía como el costo variable de la unidad generadora más cara despachada (el costo marginal de esa hora).
• Las diferencias entre lo generado y los compromisos comerciales se liquidan en el Mercado Spot al costo marginal de la energía. Los Generadores que generaran más que sus compromisos por
contrato, venden su excedente en el mercado spot al costo marginal de la energía
Los Generadores que generaran menos que sus compromisos por contrato, compran su déficit en el mercado spot al costo marginal de la energía
Mercado Eléctrico
1985-1996 Era de hidroelectricidad y carbón barato. Sequía en 1988
1997-2004 Disponibilidad de gas natural argentino barato. Sequías mayores en 1997 y 1998-1999 con racionamiento
2005-2009 Cortes de gas, el sistema opera con carbón y una alta proporción de diesel. Precios de los combustibles se incrementan en el mercado mundial. Sequía mayor en 2008
2010 Se reduce el precio de los combustibles, aparecen las primeras unidades carboneras.Terremoto
2011 Sequía mayor
SIC: Nominal Marginal cost
0
50
100
150
200
250
300
350
40019
8519
8619
8719
8819
8919
9019
9119
9219
9319
9419
9519
9619
9719
9819
9920
0020
0120
0220
0320
0420
0520
0620
0720
0820
0920
1020
11
US$
/MW
h
Era del carbón antes del gas natural
Disponibilidad de gas natural
Crisis del gas; altos precios de
combustibles
El Costo Marginal responde a la disponibilidad y precio de los combustibles y, en el caso del SIC, a la disponibilidad de generación con recursos hidroeléctricos.
Mercado Eléctrico En definitiva: Para los Generadores existe un Mercado de Contratos y un Mercado Spot
• Transferencias de energía y potencia entre EEGG.
• La comercialización está basada en balances de inyecciones y retiros que realiza el CDEC.
• Precio de la Potencia: Precio de Nudo
• Precio de energía: Costo Marginal instantáneo.
• No se suscriben contratos de comercialización.
Definición: Clientes con capacidad
conectada igual o mayor a 2.000 kW
Clientes con capacidad mayor que 500 kW y que opten por contratar con un generador.
Los precios y otras condiciones de suministro y se pactan libremente.
Se suscriben contratos de suministro.
Formas de convenir suministro:
Licitación Pública Licitación por
invitación. Negociación Directa.
Las EEDD: por aquella parte del suministro a clientes < 2.000 kW (>500 kW que no optan).
Antes sus precios eran fijados semestralmente (P. Nudos de CP).
Con LC II, los precios resultan de una Licitación Pública.
Características de la Licitación Pública:
Abierta y competitiva. Bases son reguladas por
la normativa eléctrica. Precio energía es libre
con un tope definido por Ley.
Permite la licitación conjunta de varias EEDD.
Permite la adjudicación conjunta de varios EEDD.
Se suscriben contratos
MERCADO SPOT
Clientes Libres Clientes Regulados
MERCADO DE CONTRATOS
Esquema de Transacciones en un Mercado EléctricoMercado Eléctrico
GE
NE
RA
DO
RE
S
TRA
NS
MIS
OR
ES
DIS
TRIB
UID
OR
ES
CL.
LIB
RE
SC
L. R
EG
ULA
DO
S
Precios Libremente Pactados
Precios Licitados –MR (licitaciones públicas)
Peajes
Tarifa Reg. (incluye VAD+Peajes)
PeajesPrecios Libremente
Pactados
Dem. < 2 MW
Dem. > 2 MW
0.5 MW
< Dem
. < 2 M
W derecho a elegir
Peajes
Precios Libremente Pactados-MNR
Mdo. Spot
Los Precios por Contrato siguen una tendencia distinta a los Costos Marginales instantáneos
Mercado Eléctrico
• Sistema tarifario protege a consumidores finales regulados• El precio a clientes debiera reflejar el costo de desarrollo de largo plazo del sistema
eléctrico más el margen de comercialización. • En periodos de desajuste, las fórmulas de indexación operan.
Sistema Interconectado Central
Fuente: Ministerio de Energía a partir de estudio «Análisis de la Estructura de Gasto en Energía a Nivel Internacional» encargado por la CNE a la Fundación para la Transferencia Tecnológica & Programa de Gestión y Economía Ambiental (Universidad de Chile)
Nota: Estimación basada en definición de clientes «tipo» del año 2010 para clientes residenciales e industriales de distribuidoras seleccionadas en los países de referencia. Incluye impuestos.
Residencial IndustrialAustralia 0,30 0,11Brasil 0,21 0,18Canadá 0,19 0,10Colombia 0,16 0,16Perú 0,15 0,09Sudáfrica 0,09 0,10
Promedio 0,18 0,12
Chile 0,21 0,15
Tarifas Medias Residencial e Industrial Comparación Países Seleccionados (US$/kWh)
¿Por qué necesitamos más energía?
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
-4.0%
-2.0%
0.0%
2.0%
4.0%
6.0%
8.0%
10.0%
12.0%
Consumo Electricidad
PIB
Chile: Tasa Crecimiento AnualConsumo de Energía Eléctrica v/s Producto Interno Bruto
Fuente: CDEC, FMI
Crecimiento de la demanda eléctricaConsumo de electricidad se duplica cada 10 años
1987
1996
2006
Consumo de Energía EléctricaFuente: Worldbank.org
19601962
19641966
19681970
19721974
19761978
19801982
19841986
19881990
19921994
19961998
20002002
20042006
20082010
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
kWh
per
cápi
ta a
nual
Chile
Miembros OCDE(Chile x 2,5)
Nueva Zelandia(Chile x 2,9)
Estados Unidos(Chile x 4,1)
Canadá(Chile x
5,1)
1968 2008
Proyección Potencia Instalada a Nivel Nacional2010: Fuente CDEC-SIC
Proyección AGG
2010 2020 2030 -
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
16.000
28.500
52.000
MW
Tasa de Crecimiento Anual: 6%
El Desafío que tenemos por delante
Adoptar visión de largo plazo y establecer una regulación que incentive el desarrollo eficiente de la oferta y su diversificación
Agilizar y destrabar la tramitación de proyectos y elevar certeza jurídica.
Asegurar el libre acceso de nueva demanda y oferta.
Incentivar el desarrollo de energías renovables y diversificación.
Integrar a la comunidad y resguardo del medio ambiente
Asegurar el abastecimiento del consumo de energía en base a una oferta Confiable, Económica y Sustentable
I. Visión de Largo Plazo
Regulación y normativa moderna. Modificaciones no deben afectar las decisiones de inversión ya tomadas. Objetivo de eliminar las incertidumbres regulatorias
Promover procesos que efectivamente consigan nueva inversión bajo esquema de Calidad, Eficiencia y Sustentabilidad
Ejemplo: Licitaciones de suministro regulado
Revisar los plazos que las distribuidoras tienen para licitar su suministro Establecer períodos transitorios que cubran los riesgos de atraso de
proyectos Flexibilizar las bases de licitación y mejorar asignación de los riesgos
II. Agilización de Tramitación de Proyectos
1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 20100
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Número Total de Días Transcurrido para Aprobar Proyectos Termoeléctricos(media móvil de tres años; 70 proyectos de 40 MW o más)
Fuente: Determinación de los tiempos de tramitación ambiental de proyectos termoeléctricos en el SEIA, Rodríguez, Espinoza y Herrera, U. Alberto Hurtado, Mayo de 2011
Situación actual
Ley Corta 2
Aumentan plazos de tramitación ambiental
Fuente: CChC
Proyectos en calificación por sector económico al 30 de septiembre de 2011excluidos los que llevan más de 1.000 días en el sistema.
DIA EIA Total
Inversión (MMUS$)
Nº proyectos
días promedio*
Inversión (MMUS$)
Nº proyectos
días promedio*
Inversión (MMUS$)
Nº de proyectos
Agropecuario 107 14 209 0 0 - 107 14Energía 3.761 49 122 4.683 19 295 8.444 68Equipamiento 18 8 144 0 0 - 18 8Forestal 101 4 221 0 0 - 101 4Infra. Hidráulica 67 14 194 85 1 252 153 15Infra. Portuaria 282 10 81 225 1 507 507 11Infra. Transporte 168 8 56 60 2 144 228 10Instalaciones Fabriles 296 25 175 3 1 7 298 26Minería 1.099 80 106 12.689 7 131 13.788 87Pesca 304 139 141 4 1 114 308 140Planif. Territorial 0 2 621 0 0 - 0 2Saneamiento 629 215 126 22 3 350 651 218Vivienda 1.277 50 113 0 0 - 1.277 50Otros 1.046 64 118 59 3 469 1.104 67Total 9.152 682 130 17.831 38 267 26.983 720
Fuente: CChC
Categoría de ingreso al SEIA
Tecnología Combustible Promedio de días en evaluación
DIA
ERNC 208
Hídrico 308
Térmica Diesel 158
Gas Natural 99 EIA
ERNC 346Hídrico 480Térmica Carbón 434
Diesel 167
Gas Natural 316
Fuente: Ministerio de Energía a partir de datos SEIA y estudio “Identificación de dificultades en la tramitación de permisos de proyectos del sector eléctrico”
La evaluación ambiental de proyectos relevantes toma entre 1 y 2 años.
Adicionalmente se requieren permisos sectoriales. Ejemplos: Termoeléctricas: concesiones marítimas (de 600 a 900 días) Hidroeléctricas: derechos de agua, permisos de obras hidráulicas (hasta 500 días) ERNC: concesiones geotérmicas (hasta 400 días), compra o arriendo de bienes fiscales (hasta 700 días)
Tiempos promedio de aprobación ambiental por tecnología
II. Agilización de Tramitación de Proyectos Situación actual: Efecto en las inversiones
Fuente: El Mercurio, Jueves 11 de Agosto de 2011
Que exista una mejor coordinación entre los organismos del Estado.
Avanzar en la discusión y aprobación de la normativa para resolver anticipadamente problemas con la comunidad, territoriales, ambientales y otros.
Fortalecer el carácter técnico de las instituciones.
Aumentar certezas.
II. Agilización de Tramitación de Proyectos Mejoras posibles
Necesidad de expandir una adecuada red de transmisión La producción de energía se está alejando de los centros de consumo Las fuentes de energía renovable se ubican donde están los recursos
Acceso libre y efectivo que garantice y transparente competencia en generación y transmisión
Necesidad de promover procesos efectivos para la entrada de nuevos actores al mercado. Plazos adecuados y eficiencia en la tramitación Ley de Concesiones SEIA Licitaciones
III. Acceso al Mercado
Proyectos en Construcción: total 2.350 MW
Fuente: centralenergía Nov.2011
27%
42%
14%
10%
7%
Hídrico
Térmicas a Carbón
Otras Térmicas
Eólicas
Biomasa/Biogas/Cogeneración
Geotérmicas
Solar
Proyectos con SEIA Aprobado: total 14.133 MW
Fuente: centralenergía Nov.2011
29%
51%
1%
13%
3%3%
Hídrico
Térmicas a Carbón
Otras Térmicas
Eólicas
Biomasa/Biogas/Cogeneración
Geotérmicas
Solar
Proyectos con SEIA en trámite: total 3.870 MW
Fuente: centralenergía Nov.2011
37%
20%
7%
25%
1%1% 8%
Hídrico
Térmicas a Carbón
Otras Térmicas
Eólicas
Biomasa/Biogas/Cogeneración
Geotérmicas
Solar
IV. La Comunidad, el Medio Ambiente y los trabajadores Generar las instancia para desarrollar confianzas y colaboración
sostenible en el tiempo Espacios de diálogo y negociación en base objetiva Entrega de información concreta y relevante Marco jurídico preciso
Alinear las políticas de desarrollo energético procurando el decrecimiento de las emisiones de GEI que contribuya a reputación del sector.
Priorizar normas y procedimientos estrictos en el ámbito de la salud y seguridad industrial
¿Hay una matriz energética ideal?
Fuentes de Generación• Hidroelectricidad: Embalse y Pasada• Termoeléctricas: Carbón y GNL• Diesel• Eólica• Biomasa• Solar• Geotérmica• Nuclear• Mareomotriz
www.energiaparachile.cl
Fuentes de Generación EléctricaFuente: AIE 2010 (datos 2008)
(*) Incluye centrales de embalse
GEI
Alza Combustibles
Depen
dencia
Exter
na
Hidrología Se
ca
Conflictivid
ad
Impact
o Ecosis
tema
Residuos
Confiabilid
ad
Madurez
Tecnología
0
1
2
3
4
TV
Hidro
Eólico
Petróleo
Nuclear
GN
Solar
Biomasa
Geotermia
Mare-omotriz
Escenario/Atributo
Ries
go
Alto
Medio
Bajo
La necesidad de una matriz diversificadaSegura, competitiva y sustentable
¿Cuál tecnología conviene más?
Ley N° 20.257 (Ley ERNC) Fecha promulgación: 20 de marzo de 2008 (vigencia a partir del 01 de abril de
2008) Objetivo: diversificar la matriz de generación Qué establece? : que el 10% de los retiros de energía anuales que efectúan los
generadores para dar suministro a clientes regulados o libres sean respaldados mediante energía proveniente de ERNC efectivamente inyectada al sistema
Qué se considera ERNC (Energía Renovable No Convencional)?:
Centrales Hidroeléctricas < 20 MW Centrales eólicas Centrales solares Centrales geotérmicas Centrales a biomasa Centrales mareomotrices Cualquier otra central que utilice energía renovable para la generación de
electricidad (lo determina la CNE)
Esquema básico de Inyecciones y Retiros
CLIENTESLIBRES
CLIENTESREGULADOS
Parque Generador
Sistema de Transmisión
Demanda
Inyecciones
RetirosBalance Energético (GWh):Inyecciones = Retiros + Pérdidas
Pérdidas
Sistema de Transmisión RetirosPérdidas
Inyecciones
Aplicando Ley ERNC…
ERNC Inyección ERNC = 10% Retiros 10%
Gradualidad en Aplicación Ley ERNC
20102011
20122013
20142015
20162017
20182019
20202021
20222023
20240%1%2%3%4%5%6%7%8%9%
10%
Obligación
La Obligación se calcula sobre los Retiros a clientes de acuerdo a contratos firmados, renegociados o extendidos a partir del 31 de agosto de 2007.
La Obligación podrá ser cumplida con Inyecciones ERNC en el SING o en el SIC, independiente de donde se realizan los Retiros.
Resultado Balance ERNC 2010
SIC SING Total0
200
400
600
800
1000
12001028.9
2.9
1031.8
513.8
133.6
647.4
Inyecciones Obligación
MWhRetiros Afectos a la Obligación (SIC+SING) 12,948,344 Obligación según Ley ERNC (5%) 647,417 Inyecciones efectivas ERNC 2010 (SIC+SING) 1,031,836 % Inyecciones Efectivas/Retiros Afectos 7.97%
Retiros Totales 2010 (SIC+SING) 54,853,900 % Inyecciones Efectivas/Retiros Totales 1.88%
GWh
Promover desarrollo de toda fuente de energía renovable económicamente eficiente evitando distorsiones.
Alinear las políticas de promoción con los desafíos de Chile frente al Cambio Climático y evaluar económicamente los costos. Somos un país en desarrollo (principio de las responsabilidades comunes pero diferenciadas). Ojo con la adicionalidad.
Contribuir a un debate informado sobre cada tecnología de generación eléctrica asociada a sus costos y beneficios. Aprender de la experiencia internacional.
Procurar un desarrollo armónico entre las distintas tecnologías asegurando la competitividad, la minimización de costos y la confiabilidad del sistema.
El Desarrollo de ERNC debe traducirse en eficiencia
La Industria de Generación ha hecho y seguirá haciendo esfuerzos para desarrollar ERNC
Fuente: AGG
Tipo ERNC Total Nacional Total AGG %MW MW
Eólica 198.7 172.2 87%Hidráulica 250.0 114.1 46%Biomasa 130.8 12.7 10%Total 579.6 299.0 52%
La Ley 20.257 establece cuotas de ERNC: 10% de la demanda al año 2024