¿lograremos que no se apague la luz?...2013/08/07 · 05% 06% 0 20.000 40.000 60.000 80.000 2000...
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Mercado eléctrico chileno: ¿lograremos que no se apague la luz? Hugh Rudnick Van De Wyngard www.systep.cl ¿lograremos que no se apague la luz?
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Mercado eléctrico chileno: ¿lograremos que no se apague la luz?
Hugh Rudnick Van De Wyngard
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¿lograremos que no se apague la luz?
Takeaways- ideas para la casa
� El origen de la crisis energética/eléctrica chilena no es ni técnico ni económico, es socio-político
� Hay diferentes alternativas de desarrollo futuro de la infraestructura eléctrica, con
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futuro de la infraestructura eléctrica, con diferentes costos
� Todos tenemos responsabilidades para lograr salir de la crisis: el Estado, las empresas y la ciudadanía
� La Región del Biobío es un importante contribuyente al abastecimiento eléctrico
Índice
� Crisis del mercado eléctrico chileno
� Regulación del mercado
� Desarrollo del mercado
� Desafíos e incertidumbre
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� Desafíos e incertidumbre
� Proyecciones a futuro
� Reflexiones finales
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CRISIS DEL MERCADO ELÉCTRICO CHILENO
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Consenso de crisis
� Hay consenso transversal sobre situación crítica del desarrollo de infraestructura eléctrica
� Sufrimos efectos de energía cara, sucia e insegura, que pone en jaque nuestra capacidad de crecer como país y ser
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capacidad de crecer como país y ser competitivos en mercados internacionales
� Situación pareciera perpetuarse sin fin conocido
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Desarrollo económico y energético
35.000
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GDP per capita
(US$ at current price 2013)
United
Kingdom
Germany
France
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GDP per capita
(US$ at current price 2013)
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GDP per capita
(US$ at current price 2013)
United
Kingdom
Germany
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0
5.000
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0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000Electric power consumption (kWh per capita)
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World
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0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000Electric power consumption (kWh per capita)
India
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OECD
Chile 2000
World
Chile 2010
0
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10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000Electric power consumption (kWh per capita)
India
Kingdom
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OECD
Chile 2020
(expected)
Chile 2000
World
Chile 2010
Fuente: Banco Mundial, INE Julio 2013
� Tasa de crecimiento de la energía SIC+SING de un 4% a 6% por añorespondiendo a crecimiento económico.
07%
08%
09%
100.000
120.000
Tasa de crecimiento [%]
Eenrgía [GWh]
Ventas de energía Consumo proyectado
Crecimiento consumo eléctrico
Desarrollo económico y eléctrico Chile
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Fuente: CNE, ITD octubre 2012
7
00%
01%
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0
20.000
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2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022
Crisis en desarrollo
Altos costos de abastecimiento (SIC)
250
300
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3.500
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5.000
US$/MWhGWhPasada Embalse Eólica Carbón Gas GNL Otros Diesel Costo marginal (US$/MWh)
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Fuente: Systep-CDEC-SIC, Junio 2013
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2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Precios de energía en Chile y la OCDE
Japón 1
Eslovaquia 2
República Checa 3
Alemania 4
Chile 5
Austria*** 6
Irlanda 7
España 8
Portugal 9
Turquía 10
Bélgica 11
Hungría 12
Suiza 13
Reino Unido 14
Eslovenia 15
Precio energía industrial1 Hungría
2 Eslovaquia
3 Alemania
4 Polonia
5 España
6 Dinamarca
7 Portugal
8 Turquía
9 República Checa
10 Italia
11 Chile
12 Austria
13 Eslovenia
14 Irlanda
15 Bélgica
16 Holanda
Precio energía residencial
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0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
Eslovenia 15
Grecia 16
Polonia 17
Francia 18
Holanda 19
Luxemburgo 20
México 21
Dinamarca 22
Finlandia 23
OCDE* 24
Suecia 25
Israel 26
Estonia* 27
Nueva Zelanda 28
Noruega 29
Estados Unidos 30
Korea** 31
050100150200250300350
16 Holanda
17 Japón
18 Reino Unido
19 Estonia*
20 Suecia
21 Nueva Zelanda
22 Grecia
23 Luxemburgo
24 OCDE
25 Finlandia
26 Francia
27 México
28 Israel
29 Suiza
30 Korea
31 Estados Unidos
32 Noruega
33 Canadá*
US$/MWh
9
Fuente: IEA, 2011
Crisis proyectada a futuro
Demanda incremental no sería satisfecha al 2016
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Fuente: Systep, Junio 2013
Saldo probablemente sería abastecido por GNL, diésel y renovables
Crisis proyectada a futuro
Licitaciones distribuidoras ¿sin oferentes?
80 US$/MWh
¿129 US$/MWh?
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Fuente: Systep, Agosto 2013
¿129 US$/MWh?
Falta de acuerdos
� Sin embargo, es dolorosamente evidente que, a pesar de los intentos de gobierno y parlamento, como país aún no hemos logrado consensuar estrategia energética nacional que nos permita salir de situación actual y avanzar hacia energía confiable,
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actual y avanzar hacia energía confiable, económica y sustentable
� Esto necesariamente requiere destrabar inversión, canalizar conflictos ambientales y sociales, y desjudicializar procesos aprobatorios
12
Falta de acuerdos
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Falta de acuerdos
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Necesidad ajuste del mercado
� No es más la tormenta perfecta
� El mercado concebido en 1982 no está funcionando, por razones externas
� Competencia inexistente
� Consumidores atrapados sin alternativa
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� Consumidores atrapados sin alternativa
� Ineficiencia en la producción de energía
� Demanda mayor que la oferta
� Debemos recuperar mercado y competencia
15
Necesidad consensuar camino
� Central y urgente que como país definamos nuestra vocación energética
� Demos claridad a todos los agentes � Alternativas de generación de nuestro
portafolio o matriz energética� Debido reconocimiento de costos y
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� Debido reconocimiento de costos y externalidades, pero sin vetar ni privilegiar tecnologías injustificadamente
� Vocación definida en agenda consensuada, acuerdo macro político, con debida participación de ciudadanía y comunidades
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REGULACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
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Generación Transmisión Troncal
Grandes Clientes
Subtransmisión
Estructura del sistema eléctrico
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Troncal
Clientes Medianos
Clientes Finales Distribución
BTDistribución
MT
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Mercado eléctrico chileno- Marco institucional
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CDEC – Operador del sistema
� Operador del sistema conformado por los agentes del sector eléctrico (generadores, transmisoras y distribuidoras, además de representantes de los clientes libres).
� Los objetivos del CDEC establecidos por ley son:� Preservar la seguridad del sistema.
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� Garantizar la operación más económica de instalaciones
� Garantizar el acceso libre a sistemas de transmisión
� El despacho es realizado siguiendo un orden de costos ascendentes, considerando los costos variables de generación, sujeto a las restricciones de transmisión y los estándares de seguridad y calidad.
20
Despacho en el SIC – Orden de costos
150
200
250
300
Costo Variable
(US$/MWh) Demanda mínimaDemanda máxima
CC - CA Diesel
Embalse
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Fuente: Systep, enero 2013
0
50
100
150
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Oferta disponible (MW)
Hidráulica de pasada -
Eólica y solar
CC - GNL
Económica de
embalse Carbón
CA - GNL
Dependencia hidrológica del SIC
� En un sistema hidrotérmico como el SIC, el precio de la energía, es obtenido a partir de la operación a mínimo costo del sistema, considerando la regulación interanual de los embalses
El uso eficiente de las reservas de agua es determinado mediante
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determinado mediante un análisis de largo plazo, considerando condiciones hidrológicas probables en cada una de las cuencas en donde se encuentran centrales hidroeléctricas.
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
Riesgo hidrológico en el SIC
Riesgo Hidrológico
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0
1.000
2.000
3.000
4.000
1 5 9 1 5 9 1 5 9 1 5 9 1 5 9 1 5 9 1 5 9 1 5 9 1 5 9 1 5 9 1 5 9 1 5 9 1 5 9 1 5
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
EMBALSE RAPEL EMBALSE COLBUN LAGO CHAPO EMBALSE RALCO LAGO LAJA
23
Fuente: CDEC-SIC, julio 2013
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DESARROLLO DEL MERCADO ELÉCTRICO
24
Sistemas eléctricos en Chile - agosto 2013
Capacidad Bruta Generación Eléctrica Demanda Máxima Población
Arica y Parinacota 3.961 GWh 14.830 GWh 2.016 MW 5,7%
Tarapacá 21,3% 23,2%
Antofagasta
Taltal
Atacama
Coquimbo
Valparaiso
Región Metropolitana 14.445 MW 48.868 GWh 6.185 MW 92,6%
Lib. Gral. Bdo. O'higgins 77,8% 76,3%
Bío-Bío
SINGSistema
Interconectado
del Norte Grande
SICSistema
Interconectado
Central
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Fuente: CDEC, agosto 2013
Bío-Bío
Araucanía
Los Ríos
Los Lagos
Chiloé
47 MW 98 GWh 20,4 MW 0,6%
Aysén 0,3% 0,2%
118 MW 260 GWh 50,2 MW 1,1%
Magallanes 0,6% 0,4%
Central
Sistema de
Aysén
Sistema de
Magallanes
Capacidad instalada SIC
Carbón
24%
Hidráulica de
embalse
21%
Eólica
2%
Otros
4%
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Capacidad instalada por tecnologíaFuente: CDEC-SIC, 2013
Diesel
13%
Gas/Diesel
24%
Hidráulica de
pasada
12%
Capacidad instalada del SIC 1993-2012
� Gran expansión diesel entre 2008 - 2009
� Debido a esto en escenarios de sequía:� No ocurre racionamiento eléctrico
� Existen altos costos de energía
12.000
14.000
MWGas Hidro-
electricidad
Hidroelectricidad
Carbón
DieselHidroelectricidad
Carbón
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Fuente: CNE, 2013
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Hidroeléctrica de pasada Hidroeléctrica de embalse Carbón Gas Diesel Biomasa Eólica Solar Demanda máxima
Generación eléctrica/precio en mercado spot
� SIC: Alto Jahuel 220
� Costos marginales del SIC dependen fuertemente de la disponibilidad hídrica
250
300
350
3.500
4.000
4.500
5.000
US$/MWhGWhPasada Embalse Eólica Carbón Gas GNL Otros Diesel Costo marginal (US$/MWh)
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Fuente: CDEC-SIC, julio 2013
0
50
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1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Problemas de corto plazo en el SIC
� El costo marginal alcanzó los 312 US$/MWh en junio 2013� Bajas cotas de embalse → Alto valor del agua
� Fallas de centrales: Nehuenco II (398 MW) y Santa María (342 MW)
� Centrales fuera de operación por mantenimiento
6.000
2013 2012 Promedio mensual 1994 - 2012
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Fuente: CDEC-SIC, junio 2013
Reserva de agua en embalses del SIC
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
GW
h
Precio spot v/s precio medio de contratos
� Situación actual hace insostenible que nuevos contratos sean a precio fijo� Se indexan a costo marginal
200
250
300
US
$/M
Wh
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Fuente: CDEC-SIC, julio 2013
-
50
100
150
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11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7
2009 2010 2011 2012 2013
US
$/M
Wh
Precio Medio de Mercado Costo Marginal
Generación y transmisión Región Biobío
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Fuente:CDEC-SIC, agosto 2013
� Región aporta el 22% de capacidad instalada SIC.� 41% del total de capacidad hidráulica
� 39% del total de capacidad biomasa
Capacidad instalada Biobío
Eólica0,1%
Biomasa5%Tecnología
N°Centrales
Capacidadinstalada (MW)
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Fuente: CDEC-SIC, Systep agosto 2013
Hidro embalse
47%
Hidro pasada
13%
Carbón20%
Diesel15%
Hidro embalse 4 1.927
Hidro pasada 7 539
Carbón 3 806
Diesel 14 589
Eólica 1 3
Biomasa 9 216
Total 37 4.080
Centrales hidroeléctricas Biobío
� En construcción central de pasada Angostura, Colbún
� Capacidad de 316 MW� Entraría en operación a fines
Central TipoCapacidad
instalada (MW)
Ralco Embalse 690
Pangue Embalse 467
El Toro Embalse 450
Antuco Embalse 320
Rucue Pasada 177
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� Entraría en operación a fines de 2013
33
Fuente: CDEC-SIC, Systep agosto 2013
Rucue Pasada 177
Abanico Pasada 129
Peuchén Pasada 77
Quilleco Pasada 72
Mampil Pasada 49
Palmucho Pasada 32
El Diuto Pasada - PMGD 3
Total 2.466
Principales centrales termoeléctricas Biobío
� Se proyecta la construcción de:
� Central a carbón Santa María II con una capacidad de 343 MW para el año 2018.
� Terminal de regasificación de
Central TipoCapacidad
instalada (MW)
Santa Maria 1 Carbón 343
Bocamina 2 Carbón 342
Yungay Diesel 200
Santa Lidia Diesel 131
Bocamina Carbón 121
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� Terminal de regasificación de GNL “Octopus”
� Central GNL ciclo combinado “El Campesino” de 1.140 MW ubicado en Bulnes� Proyecto ligado a terminal
Octopus
Los Pinos Diesel 97
Petropower Diesel 54
SantaFe Biomasa 50
Coronel Diesel 47
Nueva Aldea 3 Biomasa 37
Horcones Diesel 24
Total 1.447
34
Fuente: CDEC-SIC, Systep agosto 2013
Sistema de subtransmisión y principales retiros
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Fuente: Systep 2010
� Principales retiros:� CAP Siderúrgica Huachipato en San Vicente 154 kV
� ENAP Biobío en Petropower 66 kV
Demanda eléctrica en Biobío
Distribución por sector económicoRegión del Biobío, 2012
Residencial13% Comercial
8% Minera0,6%
Varios11%
Consumos SIC
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Cerca del 35% del consumo eléctrico se concentra en la industria de la celulosa y papel
36
Fuente: INE Región Biobío, 2013
0,6%
Agrícola0,5%
Industrial67%
Fuente: CDEC SIC, 2013
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DESAFÍOS E INCERTIDUMBRE DEL MERCADO ELÉCTRICO
37
Barrancones (carbón, 540 MW)
Rechazo social a proyectos de toda tecnología
Proyectos judicializados en años recientes
Tecnología N° proyectosCapacidad
instalada MWCarbón 4 3.730
Diesel 1 254
Hidro 3 3.880
Eólica 2 200
Geotérmica 1 40
Biomasa 1 35
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Abril 2009
Chiloé (eólico, 112 MW) Julio 2011
� Carbón: Castilla, Pacífico, Barrancones y
Punta Alcalde.
� Hidroéléctricos: HidroAysén, Rio Cuervo y
Neltume.
� Eólico: Chiloé, Arauco y Lebu Sur.
� Geotérmica: Tatio.
38
Biomasa 1 35
Total 12 8.139
Fuente: SEIA, prensa agosto 2013
Necesidad consensuar camino
� Central y urgente que como país definamos nuestra vocación energética
� Demos claridad a todos los agentes � Alternativas de generación de nuestro
portafolio o matriz energética� Debido reconocimiento de costos y
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� Debido reconocimiento de costos y externalidades, pero sin vetar ni privilegiar tecnologías injustificadamente
� Vocación definida en agenda consensuada, acuerdo macro político, con debida participación de ciudadanía y comunidades
39
¿Cómo lograrlo?
� Sociedad (Estado) que define caminos al inversionista privado, reduce su incertidumbre
� Precisa ordenamiento territorial y adecúa instrumentos regulatorios y ambientales que posibiliten la inversión
� Define esquema de compensación a
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� Define esquema de compensación a comunidades afectadas
� Anterior inserto en un ambiente plenamente competitivo que favorezca al consumidor
� Inversionistas se ganan licencia social para operar, recuperando un prestigio perdido
40
Convenio OIT 169Consulta a los pueblos indígenas
� Convenio 169 establece que los pueblos indígenas deben ser consultados por medidas legislativas o administrativas del Estado.
� DS124 (2009) del Ministerio de Planificación reglamenta la consulta y participación de los pueblos indígenas.
� Diversos proyectos mineros y de
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� Diversos proyectos mineros y de generación han sido suspendidos por la Corte Suprema, amparándose en el Convenio 169.
� Existe preocupación por la falta de definición para la aplicación concreta y especifica de este convenio.
� Gobierno trabaja en mejorar mecanismos de participación y consulta.
41
Desarrollo de las ERNC
� Ley ERNC promulgada en 2007� Una parte de la energía
comercializada debe provenir de fuentes renovables
� 5% creciendo al 10% al 2024
Cuota de energía renovablerequerida por Ley
15%
20%
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� Nuevas propuestas de Ley� Incrementan la cuota de las
energías renovables
� En discusión en el parlamento
42
Fuente: Systep, agosto 2013
0%
5%
10%
Primera propuesta de Ley Segunda propuesta de Ley Ley actual
Generación ERNC histórica SIC
150
200
250
300
GW
h
Hidráulico Eólico Biomasa Solar Obligación
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Fuente: CDEC-SIC, julio 2013
0
50
100
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2012 2013
GW
h
Estado de proyectos ERNC
TecnologíaEn operación
[MW]En construcción
[MW]Aprobados
ambientalmente [MW]En tramitación
ambiental [MW]
Hidro 270 51 327 118
Biomasa 532 72 276 28
Eólica 288 239 4.585 1.975
Solar 1 26 3.142 2.151
Geotérmica 0 0 0 70
Total 1.090 388 8.329 4.341
Proyectos renovables
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Fuente: CER, SEA, CDEC, diciembre 2012Solo considera SIC y SING
Tipo de CombustibleEn calificación
ambiental (MW) Aprobados ambientalmente
(MW) Eólico 419 111
Mini-hidro 85 408Solar 0 0
Geotérmica 0 70Biomasa/Biogás 20 168
TOTAL 525 1.074
Proyectos ERNC en evaluación ambiental de la región del Biobío
Fuente: SEIA, agosto 2012
Recursos de generación eólica
Recursos eólicos en la región
Requerimientos importantes de transmisión y bajos factores de planta
www.systep.clFuente: M. Tokman, MINENERGIA y GIZ, 2011.
factores de planta
45
Recursos de generación eólica Biobío
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Fuente:
Estrategia Nacional de Energía, 2012
Barreras ERNC, contratos y conexión
� Dificultades de contratación� Energía intermitente� Bajos factores de planta
� Dificultades de conexión� Altos costos de conexión individual
a sistemas de transmisión, subtransmisión o distribución
� Dificultades de viabilidad de acuerdo al contexto actual
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acuerdo al contexto actual
� Casos exitosos� Sin embargo, algunos proyectos
han sido capaces de superar estas barreras gracias a la incorporación de estructuras de financiación innovadoras. – El Arrayán, Talinay, Parque eólico San Pedro en Chiloé
� Proyecto de ley 20/25� Busca aumentar la cuota ERNC a
un 20% para el 2025
47
Desafíos actuales de transmisión
� Demoras en tramitaciones ambientales� Demora en obtención de concesiones y servidumbres
eléctricas� Creciente oposición ciudadana� Retraso en las obras de transmisión� Falta de holguras en el sistema de transmisión
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Línea de Transmisión TroncalLargo
KmEmpresa
TransmisoraDuración (meses)
Esperada Real
Charrúa-Cautín 220 kV 200 Transchile 37 56
El Rodeo-Chena 220 kV 20 Transelec 31 49
Nogales-Polpaico 220 kV 90 Transelec 24 42
Fuente: Transelec
Efectos de la congestión de transmisión
� Desacople de costos marginales proyectados en SIC
Expansión del sistema de transmisión(Sistema de 500 kV SIC-Norte)
www.systep.cl 49
Expansión de transmisión hacia zona norte
ETT 2010
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Proyectos de ley en trámite transmisión
� Ley de Concesiones Eléctricas:� Objetivo: facilitar entrega de servidumbres
� Aspectos pendientes:
� Áreas silvestres protegidas, procedimiento de consulta indígena, arbitraje entre concesionarios y costas, alzamiento de medidas precautorias y toma de posesión de predios.
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posesión de predios.
� Ley de Carretera Eléctrica:� Objetivos: - Desarrollar corredores longitudinales y transversales de transmisión
- Incentivar explotación de focos de generación
� Aspectos pendientes:
� Determinación de holguras en líneas (seguridad, prorrateo costos)
� Duración de la concesión
� Cuestionamiento de objetivo central del proyecto
Mini hidro: necesidad líneas transversales
� Importancia del desarrollo de estas líneas:� Gran potencial mini hidro
� Difícil gestación y coordinación de línea adicional limita surgimiento de centrales aisladas
� Líneas transversales aprovecharían economías de escala
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escala
� Necesidad de determinar zonas con importante potencial ERNC� Proyecto carretera propone que las
holguras de estas líneas sean remuneradas por la demanda durante un plazo de 20 años.
� Serían parte del Estudio de Transmisión Troncal (ETT).
52
Interconexión SIC-SING
� Objetivo político del Gobierno de promover la interconexión entre el SIC-SING.
� Panel de Expertos consideró
Interconexión nacional
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� Panel de Expertos consideró ilegal que la CNE promueva la construcción de la interconexión SIC-SING.
� Gobierno presentó un proyecto de ley para legalizarlo.
Interconexión regional: ¿una utopía?
Políticas de integración regional y proyectos de interconexión eléctrica Interconexión andina en estudio
Jamondino
Pomasqui
San Marcos
Pifo
Yaguachi
COLOMBIA
ECUADOR
1000 MW
500 MW
1500 MW
Jamondino1500 MW
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Trujillo
Montalvo
Montalvo (CC)
Crucero (CC)
CruceroCrucero
Chuquicamata
Chilcobija
BOLIVIA
CHILE
PERÚ
1500 MW HVDC
340 MW
Tarija
Mecanismo de licitaciones para clientes regulados
� Licitaciones para clientes regulados (cambios recientes):� Dos horizontes (2015-2019 y 2019-2031)� Pay as bid a sobre cerrado� Licitación conjunta para todas las empresas distribuidoras
50
60
TWh-añoEnergía contratada 2013-1 2013-2 Demanda clientes regulados
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Fuente:CNE, junio 2013
27 29 28 28 28 28 2824
2217
15
8
01 5 5 5 5 5
55
55
5
0
36
8
0
10
20
30
40
50
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Futuras Licitaciones
Precio de licitaciones para clientes regulados
� Precio de energía de clientes regulados es menor que actuales contratos de energía
Empresa Distribuidora Precio Medio Licitación Energía Contratada
US$/MWh GWh/añoChilectra 64,8 12.000
Chilquinta 88,7 2.767
www.systep.cl 56
Fuente: CNE, julio 2013
Chilquinta 88,7 2.767
EMEL 76,5 2.007
CGE 103,3 7.220
SAESA 77,5 4.286
Precio Medio de Licitación 79,7
*Precios en Barra de Suministro
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PROYECCIONES A FUTURO
57
Opciones de tecnología de desarrollo
TecnologíaCosto de desarrollo [US$/MWh]
min promedio max
Hidráulica de Pasada 65 83 104
Hidráulica de Embalse 66 85 102
Mini Hidráulica 68 94 129
Carbón 89 97 104
www.systep.cl 58
GNL CC 95 104 113
Solar Fotovoltaica 93 113 141
Eólica 87 130 175
Geotérmica 104 130 134
GNL CA 146 161 176
Diesel 194 236 279
Termosolar 215 286 408
Fuente: IEA 2011, CNE 2013, SYSTEP 2013
¿Sería conveniente invertir en tecnologías basadas en carbón?� Altos costos de inversión y bajos costos variables� Importante impacto ambiental y rechazo social� Sin embargo, existen múltiples proyectos con SEIA
aprobado
Opciones de inversión en generación térmica
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¿Sería conveniente invertir en tecnologías basadas en GNL?� Menores costos de inversión y mayores costos
variables� Bajo impacto ambiental� ¿Existe realmente un menor rechazo social?� ¿Se estará dispuesto a firmar contratos de
suministro de GNL (mediante FRSU) antes de serdesplazados por el carbón en el despacho?
59
Opciones de inversión en generación térmica
� Tecnología de expansión de generación �¿Carbón o GNL?
Carbón GNL
Costo de inversión unitario 2.400 – 2.800 US$/kW 1.000 – 1.200 US$/kW
Factor de planta 85% 80%
Precio de combustible 100 – 130 US$/Ton 11,0 – 13,0 US$/MMBtu
www.systep.cl 60
Precio de combustible 100 – 130 US$/Ton 11,0 – 13,0 US$/MMBtu
Costo variable 37,0 – 47,5 US$/MWh 78,2 – 91,8 US$/MWh
Proporción deuda-patrimonio 70%/30% 70%/30%
Tasa WACC 7,67% 7,67%
Costo de desarrollo energía 73,8 – 91,1 US$/MWh 91,5 – 108,4 US$/MWh
Terminal de Gas Natural Licuado en el SIC
GNL Quintero
• Única terminal operando en el SIC• Localizado en la costa central de Chile• Opera desde 2009• Accionistas:
• BG GROUP (20%)
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• BG GROUP (20%)• ENAGAS (20%)• ENAP (20%)• ENDESA CHILE (20%)• METROGRAS (20%)
• Capacidad:• 10 MMm3/día• 15 MMm3/día en punta
Fuente: CDEC-SIC, Systep
Vuelta del gas natural a la región del Biobío
� Gasoducto virtual en la VIII Región:
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� Gasoducto virtual en la VIII Región:� Camiones transportan GNL desde Quintero a planta de
regasificación Pelmuco (> 600 km).
� El gas es inyectado a la refinería de ENAP.
� Capacidad: 600.000 m3/día ampliable a 1.200.000 m3/día.
Proyecto Octopus
� Consiste en una terminal de GNL (FSRU-floatingstorage regasification unit) y una central de GNL Ciclo Combinado en la Región del Biobío.� Planta de almacenaje y regasificación offshore de GNL y
un FSRU en Penco� Potencial para suministrar GNL al proyecto de central
Octopus Energy (2*570 MW) y a la demanda regional a través de gasoductos
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través de gasoductos� Obras comenzarían en el 2014
� Otro proyecto FSRU en el SIC:� Höegh LNG Holdings proyecto FSRU para Colbún S.A. y AES
Gener S.A.� Se ubicaría cerca de la bahía de Quintero� Iniciaría a fines de 2014
63
Plan de expansión de generación – SICProyectos en construcción
� Se espera la entrada en operación de 1.125 MW en proyectos en construcción hasta octubre 2015 en todo el SIC.
� 396 MW en construcción en la región del Biobío.� Destaca central hidroeléctrica Angostura (316 MW).
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� Destaca central hidroeléctrica Angostura (316 MW).
Fuente: CDEC-SIC, agosto 2013
Central Propietario TecnologíaCapacidad
MWNodo deconexión
Fecha esperadade operación
Laja I GDF Suez Pasada 34 Charrúa 220 sep-13Cuel Mainstream Eólica 34 Charrúa 154 sep-13Punta Chome Seawind Eólica 12 San Vicente 154 oct-13Angostura Colbún Pasada 316 Mulchén 220 dic-13TOTAL 396
Plan de expansión de generación – SICProyectos posibles mayores a 100 MW
� Se supone la entrada en operación de 1.304 MW en proyectos de generación entre 2017 y 2018.
� Sólo se proyecta Santa María 2 (carbón, 343 MW) en la región del Biobío en el 2018.
Central Propietario TecnologíaPotencia
MWBarra deconexión
Puesta enservicio estimada
Ñuble CGE (*) Pasada 136 Ancoa 220 oct-2017Santa María 2 Colbún Carbón 343 Charrúa 220 ene-2018Las Lajas AES Gener Pasada 267 Florida 110 jun-2018
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Fuente: EIA, agosto 2013
Las Lajas AES Gener Pasada 267 Florida 110 jun-2018San Pedro Colbún Pasada 144 Ciruelos 220 jul-2018Alfalfal 2 AES Gener Pasada 264 Los Almendros 220 oct-2018Los Cóndores Endesa Embalse 150 Loma Alta 220 oct-2018Los Robles 1 AES Gener Carbón 350 Ancoa 220 2019Neltume Endesa Pasada 473 Valdivia 220 2020Los Robles 2 AES Gener Carbón 350 Ancoa 220 2020Punta Alcalde 1 Endesa Carbón 343 Maitencillo 220 2020Punta Alcalde 2 Endesa Carbón 343 Maitencillo 220 2021Baker 1 HidroAysén Pasada 660 Lo Aguirre 500 2023Pascua 2.2 HidroAysén Pasada 500 Lo Aguirre 500 2024
TOTAL 4.323(*): CGE está evaluando la venta de este proyecto.
Plan de Expansión en Generación del SIC
� Resumen de los proyectos por tecnología presentados al SEA en el SIC (Fuente: SEA)
SIC Región BiobíoTipo de
CombustibleEn Calificación
(MW) Aprobados
(MW) En Calificación
(MW) Aprobados
(MW) Eólico 1.730 3.299 419 427
Hidráulica 1.541 4.774 85 408Solar 1.025 430 0 0
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Solar 1.025 430 0 0Gas Natural 32 929 0 0Geotérmica 0 70 0 70
Diesel 0 1.476 0 267Biomasa/Biogás 48 311 20 168
Carbón 0 4.730 0 50TOTAL 4.376 16.019 525 1.390
Fuente: SEIA, agosto 2013
Costos marginales energía proyectados SIC
100
120
140
160
180
US$/MWh Alto Jahuel 220 Charrúa 220
Promedio anual Alto Jahuel 220 Promedio anual Charrúa 220
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Fuente: Systep, agosto 2013
Carbón 110 US$/Ton (6.350 kcal/kg)
GNL 11 US$/MMBtu
Diesel 100 US$/Bbl
0
20
40
60
80
8 10 12 2 4 6 8 10 12 2 4 6 8 10 12 2 4 6 8 10 12 2 4 6 8 10 12 2 4 6 8 10 12
2013 2014 2015 2016 2017 2018
Carbón 110 US$/Ton (6.350 kcal/kg)GNL 12 US$/MMBTUDiesel 100 US$/Bbl
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REFLEXIONES FINALES
68
Rol de los agentes
Ciudadanía Estado
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Estado
Empresas
69
Rol de los agentes
Educación
ConfianzaCiudadanía
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Confianza
Derechos
BeneficiosParticipación
Compensaciones Contribución
NacionalLocal
70
� Ciudadanía empoderada, que exige derechos, pero con conocimiento suficiente, y que
Ciudadanía comprometida
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suficiente, y que necesariamente se compromete y reconoce sus obligaciones
71
Rol de los agentes
Licencia social
Ambiental
Competencia
Comunidad local
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EmpresasConfianza
Comunidad local
Negocio
72
Empresa con licencia social
� Se requiere una nueva empresa� rompe con una historia negativa de impactos
ambientales
� logra asociarse a las comunidades donde se inserta
� logra alianzas nacionales
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� logra alianzas nacionales
� compite en el desarrollo de su negocio
� crea confianzas
73
Rol de los agentes
Estado
Planificación indicativa
estratégica
Facilita inversión
Defiende ciudadanos
Ejecutivo
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Estado
Ordenamiento territorial
Estimula competencia
Normas ambientales
Aúna intereses
Arbitra conflictosCrea confianza
Judicial
Legislativo
74
Estado más presente
� Estado que norma y regula el mercado y planifica
� Estado que facilita inversión y estimula competencia
� Supervisa funcionamiento del mercado-fortalece institucionalidad
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fortalece institucionalidad � eléctrica (CNE, SEC, CDECs)
� ambiental (Superintendencia y Tribunales Ambientales)
� competencia (Tribunal y Fiscalía Nacional Económica)
� Panel de Expertos
para que contribuyan a definir ese camino y garanticen al ciudadano un adecuado resguardo de sus intereses
75
Todos son responsables y aportan
EstadoCiudadanía
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Estado
Empresas
76
� Lograr acción efectiva de agentes no es evidente� ciudadanía empoderada sin conocimiento
� ni Estado ni privados han tenido un desempeño muy acertado en la última década
� todos son centrales para avanzar
� Camino no es � Estado empresario, ni
Evidentemente no es fácil
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� Estado empresario, ni
� sector privado oligopólico sin orientaciones
� Es un camino mixto de mercado competitivo con una mayor orientación social
77
Más información sobre el sector energía
� Publicaciones sobre el sector energía
� Reporte mensual del sector eléctrico
� Estadísticas del sector
Reporte Systep
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78
Mercado eléctrico chileno: ¿lograremos que no se apague la luz?
Hugh Rudnick Van De Wyngard
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¿lograremos que no se apague la luz?
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ANEXOS
80
Cronología de la regulación
1982Decreto Fuerza de
ley N°1 Ley general
del electricidad
1985Creación del Centro
Económico de Despacho
de Carga - CDEC
1998
Creación de
reglamento de la ley
2004
Ley Corta I
2005
Ley Corta II
2008
Ley 20.257
Obligaciones
cuota ERNC
2008
Decreto
Fuerza de ley
N°4
www.systep.cl 81
2006Reglamento de
seguridad y
calidad de
servicio
20131980
2007Ley 20.220
Ley seguridad
de suministro
GeneradorGenerador
Despacho Económico CDEC
(mercado spot)
GeneradorCDECCDEC
Transmisión
Mercado energéticoOperación física y financiera
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Generador
Compañía distribuidora
Generador
Precio de mercado+ CobrosTx
Precio licitado + Cobros Tx + VAD
CMgCorto Plazo
Clientes no regulados
Clienteregulado
Precio licitado
82
Transacciones comerciales (mercado de contratos)
• Promulgada en 2004.• Modifica los pagos por
Ley N°19.940 – “Ley Corta I”
• Promulgada en 2005.• Establece licitaciones públicas
de largo plazo para el suministro de clientes regulados.
• Reemplaza los costos marginales
Ley N°20.018 – “Ley Corta II”
Principales cambios regulatorios recientes
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• Modifica los pagos portransmisión (por uso).
• Define transmisión troncal, subtransmisión y adicional.
• Establece los Servicios Complementarios.
• Rebaja el límite para declararse cliente libre: 500 kW
• Crea el Panel de Expertos.
• Reemplaza los costos marginales esperados como señal de expansión de mercado.
• Señales de precio de largo plazo basadaas en los costos de generación esperados por parte de los ofertores.
• Contratos de largo plazo permiten garantizar inversiones en capacidad y gestionar riesgo.
83
•Introduce un marco ERNC en el mercado eléctrico chileno:•Comenzando en 2010, 5% de la energía suministrada debe ser ERNC.•Incrementos escalonados graduales, hasta alcanzar un 10% en 2024.
Ley N°20.257 – “Ley ERNC”
Mercados eléctricos chilenosPrincipales cambios regulatorios recientes
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Incremento anual del 0,5%
5% fijo anual
4%
5%
6%
7%
8%
9%
10%
2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024
Solo aquellos proyectos ERNC con inicio de operaciones posterior a 2007.
Soluciones de transmisión para mini-hidro
� Uso eficiente de suelos� Líneas de transmisión pueden compartir franja de líneas de distribución.
� Factibilidad en dos ámbitos:� Regulatorio:
� Acceso abierto en transmisión y distribución.� Uso de servidumbres por bienes nacionales de uso público.� Ley define servidumbres de apoyo y de uso.
� Técnico� Normas que regulan distancias de seguridad.
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� Normas que regulan distancias de seguridad.� Uso de postes para líneas de 66 kV, 110 kV y 220 kV.� Conductores de alta temperatura.
� Hay temas pendientes con otras regulaciones.
� Líneas multitensión (66 kV – 110 kV)� Líneas de distintas tensiones compartiendo una misma postación.� Deben cumplir con las normas de seguridad vigentes (NSEG 5.E.n.71 y NSEG
6.E.n.71 de la SEC)
85
Disponibilidad de GNL para centrales existentes
� Disponibilidad esporádica para Nehuenco� Acuerdo de entrega de excedentes con ENAP y Metrogas
� Disponibilidad completa de gas a partir del 2017
www.systep.cl 86
CentralPrecio GNLdeclarado
USD/MMBTU
Costo variableUSD/MWh
DisponibilidadGWh-semana
San Isidro 10,5 80,8 122
Taltal 21,5 188,1 3,1
Nueva Renca 18,2 139,7 0
Nehuenco 0 0 0
Fuente: CDEC-SIC, julio 2013
*Quintero y Candelaria sin disponibilidad de gas
Supuestos de la proyección de corto plazo para el SIC
Caso alta
disp. GNL
Caso baja
disp. GNL
5,1% 5,1%
5,5% 5,5%
114,7 114,7
101,3 101,3
San Isidro (ago) 12,0 12,0
San Isidro (sep-jul) 9,0 12,0
Nehuenco (ago-oct) 0,0 Sin GNL
Nehuenco (nov-abr) 0,0 0,0
Supuestos SIC
Crecimiento
demanda
2013
2014
Precios
combustibles
Carbón US$/Ton (N. Ventanas)
Diesel US$/Bbl (FOB)
GNL
US$/MMBtu
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Fuente: Systep, agosto 2013
Nehuenco (nov-abr) 0,0 0,0
Nehuenco (may-jul) 0,0 Sin GNL
Nueva Renca (ago-oct) Sin GNL Sin GNL
Nueva Renca (nov-abr) 19,0 Sin GNL
Nueva Renca (may-jul) Sin GNL Sin GNL
Total Total
Limitada 0
Total Limitada
Limitada 0
0 0
Limitada 0
0 0
Nueva Renca (nov-abr)
Nehuenco (nov-abr)
Nueva Renca (may-jul)
Nueva Renca (ago-oct)
combustiblesUS$/MMBtu
(CIF)
San Isidro
Nehuenco (ago-oct)
Disponibilidad
GNLNehuenco (may-jul)
Costos marginales de corto plazo proyectados para el SIC
� Proyección a 12 meses de los CMg
� Dos escenarios: alta y baja disponibilidad de GNL.
Cardones 220CMg promedio estadístico- Alta : 143 US$/MWh- Baja: 160 US$/MWh
Hidrología Seca Hidrología Media Hidrología Húmeda
0
50
100
150
200
250
300
350
US
$/M
Wh
Cardones 220 Caso alta disp. GNL Cardones 220 Caso baja disp. GNL
www.systep.cl 88
Fuente: Systep, agosto 2013
Alto Jahuel 220
Charrúa 220
CMg promedio estadístico- Alta : 111 US$/MWh- Baja: 129 US$/MWh
CMg promedio estadístico- Alta : 87 US$/MWh- Baja: 99 US$/MWh
00
0
50
100
150
200
250
300
350
US
$/M
Wh
Alto Jahuel 220 Caso alta disp. GNL
350
Alto Jahuel 220 Caso baja disp. GNL
050
100150200250300
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2013 2014
US
$/M
Wh
0
0
50
100
150
200
250
300
350
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2013 2014
US
$/M
Wh
Charrúa 220 Caso alta disp. GNL
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2013 2014
Charrúa 220 Caso baja disp. GNL
Corto plazo
� Lamentablemente en corto plazo herramientas son más restringidas: � reformemos licitaciones,
� aprovechemos infraestructura gas natural,
� facilitemos expedita incorporación de energías renovables competitivas,
� construyamos rápidamente necesaria transmisión,
www.systep.cl
� construyamos rápidamente necesaria transmisión,
� permitamos que demanda libre participe en enfrentar la crisis, gestionando su consumo y comprando parte de sus necesidades en el mercado de corto plazo.
89
Eficiencia energética en la región del Biobío
Evolución del consumo de energía y ahorro por Uso Eficiente de la Energía (UEE) en la VIII región
www.systep.cl 90
Fuente: Prien 2008
Eficiencia energética en la región del Biobío
� Gran potencial en la industria siderúrgica y celulosa por su alto consumo energético.
www.systep.cl 91
Fuente: Prien 2008
