Mercado Eléctrico Chileno¿Alarma o Alarmismo?
Hugh Rudnick
Systep Ingeniería y Diseños
2
Preguntas planteadas
� ¿Es real la extrema precariedad del sistema eléctrico chileno?
� ¿Es efectivo que enfrentamos crecientes dificultades para el
desarrollo futuro del sistema? ¿Qué tan graves son los signos de
alarma?
� ¿Cuáles son las grandes palancas que debería accionarse para
mitigar los riesgos? ¿Cuáles serán los costos y beneficios de
hacerlo o no?
3
0
50
100
150
200
250
300
350
1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
US$/MWh
Precio Nudo en Alto Jahuel US$/MWh Cmg Alto Jahuel US$/MWh
Fuente: Systep, CDEC-SIC,CNE, 2012
Contexto históricoCostos marginales vs. precio de nudo – SIC
4
Contexto actual
� Crecientes dificultades en el desarrollo de la infraestructura
eléctrica
� Desafíos en proyectos de generación y transmisión
� Creciente judicialización de procesos, recursos administrativos
o judiciales, crecientes restricciones y dificultades
ambientales, politización de procesos de evaluación
� Inadecuados mecanismos de participación ciudadanía (todo
se canaliza vía estudios ambientales), creciente insatisfacción
de comunidades y regiones afectadas
� Surgimiento de la restricción de las comunidades indígenas
(Convenio 169 OIT)
� Politización de la discusión energética (crítica al capitalismo).
5
No a Barrancones (carbón, 540 MW)
Abril 2009
No a Hidroaysén (embalses, 2750 MW)
Junio 2011
Contexto actual- social
6
No a Chiloé (eólica, 112 MW)
Julio 2011
No al Tatio (geotérmica, 40 MW)
Julio 2010
Contexto actual- social
7
No a líneas eléctricas (entre
Loncoche y Villarrica)
Diciembre 2010
Contexto actual- social
8
� Radicalización
de posiciones políticas
� Rechazado por 46 a favor y 47 en contra….
Contexto actual- político
9Fuente: Systep, CNE, 2012
¿Futura expansión oferta SIC?
Fecha de entrada en
operaciónNombre
Capacidad
[MW]Tipo
Proyectos en etapa de construcción
2012 Santa María 343 Carbón
2012 Bocamina 02 342 Carbón
2013 Campiche 242 Carbón
2013 El Arrayan 115 Eólica
2013 Angostura 316 Hidráulica
2014 San Pedro 144 Hidráulica
Proyectos relevantes con aprobación en la EIA.
2015 Guacolda 05 154 Carbón
2016 Santa María II 115 Carbón
2016 - 2017 Alto Maipo 530 Carbón
2017-2018 Castilla 2.100 Carbón
2019 Neltume 473 Hidráulica
2022 Cuervo 640 Hidráulica
2021 - 2025 Hidroaysén 2.750 Hidráulica
10
Gas natural
Hidráulica
>Ralco
Carbón
hidráulica
Petróleo
Diesel
Hidráulica
Carbón
Capacidad Instalada SICEvolución histórica y centrales en construcción (2014) vs. demanda máxima
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
[MW]
Hidráulica Pasada Hidráulica Embalse Carbón Gas Natural Petróleo Diesel Biomasa Eólica Demanda maxima
11
-5,0%
0,0%
5,0%
10,0%
15,0%
20,0%
25,0%
1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Capacidad Demanda
Gas Natural Diesel
Retrasos en
inversión
Capacidad Instalada SIC-crecimientoVariación del crecimiento de la capacidad instalada (construcción) vs. crecimiento de la demanda
Ralco
12
Fuente: CNE, Systep. 2012
Riesgo HidrológicoEfecto de la hidrología en la capacidad de generación.
Riesgo hidrológico
13
Riesgo Hidrológico y CapacidadEfecto de la hidrología en la capacidad de generación.
Hidrología húmeda (20% de Probabilidad de Excedencia).
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13
h. humeda % Gen Hidráulica h. humeda % Gen. térmica
[%]
Fuente: Programación anual, CDEC-SIC.
Aprovechamiento
del recurso hídrico
14
Riesgo Hidrológico y CapacidadEfecto de la hidrología en la capacidad de generación.
Hidrología seca(90% de Probabilidad de Excedencia).
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13
h. seca % Gen Hidráulica h. seca % Gen. térmica
[%]
Fuente: Programación anual, CDEC-SIC.
Mayor uso de unidades
térmicas
15
Riesgo Hidrológico y ReservaEfecto de la hidrología en la capacidad de generación.
Escenarios (seco, medio y húmedo)
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13
h. seca % Gen Hidráulica h. seca % Gen. térmica
h. media % Gen Hidráulica h. media % Gen. térmica
h. humeda % Gen Hidráulica h. humeda % Gen. térmica
[%]
Capacidad
Efectiva
Hidraúlica
h. seca 2507 MW
h. media 3142 MW
h. húmeda 3509 MW
Fuente: Programación anual, CDEC-SIC.
1.000 MW
menos
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Riesgo Hidrológico CDEC y CapacidadEfecto de la hidrología en la capacidad de generación.
Reducción de capacidad efectiva 2012-2013 – hidrología seca.
Fuente: Programación anual, CDEC-SIC, Systep 2012.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13
Capacidad Hidráulica (Seca) Carbón Gas Natural Petróleo Diesel Biomasa Eólica Demanda maxima
MW
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Riesgo Hidrológico y Capacidad extrapoladoEfecto de la hidrología en la capacidad de generación.
Reducción de capacidad efectiva 2012 – 2015 – hidrología seca.
Fuente: Programación anual, CDEC-SIC, Systep 2012.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
2012 2013 2014 2015
MW
Hidráulica - h.seca Carbón Gas Petróleo Diesel Biomasa Eólica demanda maxima
18
Capacidad instalada extrapolada SICcapacidad efectiva por hidrología (2012 - 2015)
0
2000
4000
6000
8000
10000
2012 2013 2014 2015
MW
Hidráulica Carbón Gas Petróleo Diesel Biomasa Eólica demanda maxima
0
2000
4000
6000
8000
10000
2012 2013 2014 2015
MW
Hidrología húmeda 20% excedencia
Hidrología seca90% excedencia
19
Efecto en la reservaEfecto de la hidrología en la capacidad de generación y reserva
Reducción de capacidad efectiva 2012 – 2015 – hidrología seca.
Fuente: Programación anual, CDEC-SIC, Systep 2012.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
2012 2013 2014 2015
MW
Hidráulica - h.seca Carbón Gas Petróleo Diesel
Biomasa Eólica demanda maxima
añoMargen
[%]
2012 36,4%
2013 34,8%
2014 28,8%
2015 21,9%
20
¿Cuales son posibles alternativas futuras?
� ¿Es posible invertir en carbón?– Mayor costo inversión y menor costo variable
– Significativo impacto ambiental y rechazo social
– Altas probabilidades de sufrir importante oposición
– ¿Estarán dispuestos a invertir 10-20 millones US$ y 2-3 años de estudios, ingeniería y permisos para finalmente tener que desechar el proyecto?
� ¿Es posible invertir en GNL?– Menor costo de inversión y mayor costo variable
– Menor impacto ambiental
– Menor rechazo social?
– ¿Estarán dispuestos a firmar contratos de suministro de gas, viabilizar terminales de GNL, etc. para luego ser desplazados por el carbón en el despacho?
21
Análisis de alternativasCostos de desarrollo
Escenario expansión a Carbón Escenario expansión GNL CC
Inversión unitaria 2.400 - 2800 US$/kW 1000 - 1200 US$/kW
Factor de planta 85% 80%
Precio combustible 100 - 130 US$/Ton 11,0 - 13,0 US$/MMBtu
Costo variable total 37,0 - 47,5 US$/MWh 78,2 - 91,8 US$/MWh
Estructura deuda-patrimonio 70%/30% 70%/30%
Costo de desarrollo
de la energía 73,8 - 91,1 US$/MWh 91,5 - 108,4 US$/MWh
22
Escenario Inferior:Desarrollo basado en hidroelectricidad y carbón
Costo marginal de
largo plazo en torno
a 80 US$/MWh
Supuestos: la
inversión entra en
forma oportuna� HidroAysén
� Energía Austral
� Castilla
� Guacolda 5
� Santa María II
� Neltume
� Alto Maipo
* Quillota 220KV es la barra de referencia
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
160,0
180,0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
5% de excedencia (húmeda) Promedio Anual 95% de excedencia (seca)
CMg (US$/MWh)
23
Escenario Superior:Desarrollo basado en GNL, con restricciones en
hidroelectricidad
* Quillota 220KV es la barra de referencia
Supuestos:� Desarrollo de CC GNL
� No se realiza Neltume
� No se realiza Castilla
� HidroAysén (2025)
� Energía Austral (2026)
Costo marginal de
largo plazo en torno
a 100 US$/MWh
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
160,0
180,0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
5% de excedencia (húmeda) Superior Promedio Esc. Superior 95% de excedencia (seca) Superior
CMg (US$/MWh)
24
Comparación de EscenariosValorización de los costos marginales resultantes [MMUSD]Horizonte 2015 - 2023
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MMUSD
Inferior (exp Carbón) Superior( exp GNL)
Ejercicio simple
de valoración:Diferencia en valor
presente 2015 de
costo de la energía (a
valor marginal):
5.305 millones de
dólares (16% del
valor base) entre
2015 y 2023
25
Escenario desadaptado: escenario inferior con retrasos en la inversión
* Quillota 220KV es la barra de referencia
Supuestos:� Retraso de 1 año de los
proyectos en
construcción
� Retraso de 2 años de los
proyectos que inician
operación entre 2015 –
2018.
Se obtiene un costo
marginal de largo
plazo en torno a
100 US$/MWh
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
5% de excedencia (húmeda) desadaptado Promedio Anual Esc . Desadaptado
95% de excedencia (seca) desadaptado
CMg (US$/MWh)
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¿Cómo los agentes deben enfrentar la
incertidumbre y el riesgo?
� En estas condiciones de incertidumbre, es necesario que los
distintos agentes del mercado evalúen sus decisiones y el
impacto sobre el desarrollo de sus proyectos:
– Caso generador: criterio conservador sería evaluar sus proyectos
considerando un escenario como el inferior en el desarrollo futuro
– Caso cliente libre: criterio conservador será considerar una situación
coherente con el escenario superior o desadaptado
� Utilización de técnicas de evaluación de riesgo, consideración
de distintos escenarios e incorporación de clausulas de
revisión e indexación de contratos.
27
CADE – Noviembre 2011
Acciones realizadas para superar la
incertidumbre a nivel político
28
CCTP – Noviembre 2011
Acciones realizadas para superar la
incertidumbre a nivel político
¿Diálogo de sordos?
29
1. Eficiencia Energética
2. ERNC
3. Energías Tradicionales
Hidroelectricidad
4. Carretera Eléctrica Pública
5. Mercado Eléctrico más
Competitivo
6. Interconexión Eléctrica Regional
Febrero 2012
Acciones realizadas para superar la
incertidumbre a nivel político
¿Respuesta a falta de estrategia?
30
Acciones para superar la incertidumbre
1. Liderazgo político claro del Gobierno
– Anuncios de cambios regulatorios, sin una oportuna formulación de
proyectos concretos, introducen riesgo y retrasos en la inversión.
– Enfrentar riesgo importante del ciclo político que puede demorar el
despeje de la incertidumbre en las señales (2012 y 2013: años de
elecciones)
– Necesidad construir puentes con la oposición (acuerdo macropolítico)
– Cambios legales en participación, compensaciones, estudios ambientales
2. Crear esquemas de participación de la sociedad civil en el
desarrollo económico
– Quitar presión a procesos ambientales, reforzando esquemas y
oportunidades de representación dentro del desarrollo social
31
3. Formalizar y estandarizar metodologías técnicas de evaluación
ambiental
– Uniformar criterios técnicos de evaluación ambiental
– Eliminar arbitrariedades de resoluciones calificación ambiental
– Superar dificultades en relación a bosque nativo, uso del agua, etc.
4. Diseño de esquemas de compensación para comunidades
locales que son afectadas por proyectos específicos
– Compensar excesivo centralismo de país y ganar apoyo local a desarrollos
de infraestructura
Acciones para superar la incertidumbre
32
4. Desarrollo de acciones de ordenamiento territorial
– Identificar localizaciones y condiciones para desarrollo térmico
– Entregar certeza sobre el desarrollo de los proyectos
6. Propuesta concreta sobre carretera eléctrica (21-05-11)
– Acción de ordenamiento territorial
– Superar conflictividad política
– Premura por definir la carretera eléctrica no debiera contaminar el
esquema de remuneración de la transmisión
Acciones para superar la incertidumbre
33
Preguntas planteadas
� ¿Es real la extrema precariedad del sistema eléctrico chileno?
NO
� ¿Es efectivo que enfrentamos crecientes dificultades para el
desarrollo futuro del sistema? SI ¿Qué tan graves son los signos
de alarma? CONDICION CRITICA DE PRECIOS
� ¿Cuáles son las grandes palancas que debería accionarse para
mitigar los riesgos? POLITICAS Y REGULATORIAS ¿Cuáles serán
los costos y beneficios de hacerlo o no? IMPORTANTES
Hugh Rudnick
Systep Ingeniería y Diseños
• Publicaciones sobre el sector energía:
http://web.ing.puc.cl/~power/publications/publications.htm
http://www.systep.cl/publicaciones.php
• Reporte Mensual del sector eléctrico:
http://www.systep.cl/reportes.php
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