Microsoft PowerPoint Seminario La Serena RENE MUGA [Sólo lectura]

Desafíos eléctricos para Chile
2 Octubre 2013
www.generadoras.cl
Presentación
1. Energía en el mundo
2. Desafíos eléctricos en Chile
3. Cómo avanzamos en resolverlos
Energía en el mundo
Generación eléctrica en el mundo
(billones de KW/h)
Fuente: EIA Energy Outlook 2013
Generación eléctrica renovable aumenta
IEA:Medium Term Renewable Energy Market Report 2013
Mediano plazo en energías renovables
(aumentos de capacidad instalada anual en GW)
IEA:Medium Term Renewable Energy Market Report 2013
Desafíos eléctricos de Chile
Los sistemas eléctricos chilenos en cifras
43,6% Hidráulico
55,0% Térmico
Sistema Interconectado Central
(SIC)
Potencia Instalada: 14.000 MW
Generación Anual: 48.973 GWh
Demanda Máxima: 6.992 MW
Cobertura: Regiones III a X, Región XIV y
Región Metropolitana.
Población: 92,22%
Sistema Eléctrico de Magallanes
Potencia Instalada: 101,7 MW
Generación Anual: 286,6 GWh
Demanda Máxima: 50,6 MW
Cobertura: Región XII
Población: 0,92%
Fuente: CDEC-SIC, Estadística de Operación 2003-2012
Sistema Interconectado del Norte Grande
(SING)
Potencia Instalada: 4.600 MW
Generación Anual: 16.756 GWh
Demanda Máxima : 2.169MW
Cobertura: Regiones I, II y XV
Población: 6.25%
99,7% Térmico
Sistema Eléctrico de Aysén
Potencia Instalada: 41 MW
Generación Anual: 133 GWh
Demanda Máxima: 22,4 MW
Cobertura: Región XI
Población: 0.61%
Actividades en el Mercado eléctrico
 Las inversiones son íntegramente privadas.
 Los esquemas de participación e inversión están adecuados al tipo de mercado.
 La legislación restringe la Integración vertical.
GENERACIÓN
Libre competencia




 Privados deciden inversiones (ubicación, tecnología, tamaño)
 Riesgos de mercado se enfrentan a través de contratos de venta
de energía con clientes libres y/o regulados.
 Ventas en mercado spot.
Planificación centralizada por redes de uso común (troncal)
Adjudicación via licitaciones.
Retorno de inversión según costos de mercado.
Open access.
DISTRIBUCIÓN
Monopolio natural
TRANSMISIÓN
Monopolio natural
 Concesiones
 Tarifas reguladas
 Obligación de dar suministro a clientes regulados
Los generadores enfrentan un Mercado
de Contratos y un Mercado Spot
(1) Participan Generadores,
Distribuidores y Clientes Libres
Mercado de Contratos
100 % de la demanda
Clientes Libres
Clientes Regulados
• Clientes con capacidad
conectada ≥ 2.000 kW
• Clientes con capacidad >
500 kW y que opten por
contratar con un
Generador.
• A través de las EEDD,
por aquella parte del
suministro a clientes <
2.000 kW (>500 kW que
no optan).
• Antes los precios eran
fijados semestralmente
(P. Nudo de CP).
• Con Ley Corta II, los
Los precios y otras
condiciones de
suministro y se pactan
libremente
precios resultan de
una Licitación
Pública
(2) Participan sólo
Generadores
Mercado Spot
excedentes/déficits de
generación c/r a
contratación
Transferencias de energía y
potencia entre Generadores.
Precio de la Potencia: Precio
de Nudo de la Potencia.
Precio de energía: Costo
Marginal instantáneo.
Consumo de electricidad sigue creciendo
a tasas cercanas a las del PIB
Proyección ventas de Energía Eléctrica – GWh
2034: 3 veces
consumo de 2012
2025: 2 veces
consumo de 2012
Fuente: CNE, ITD SING y SIC Abril 2013 (2024 en adelante estimación propia según
tasas crecimiento largo plazo CNE: 4,1% SIC; 5,7% SING)
Capacidad instalada 2013≈ 18.600 MW.

En 12 años el consumo eléctrico se duplicará.

En 20 años se debería triplicar.
Consumo de electricidad en Chile se
ajusta a su nivel de desarrollo
20,000
Consumo Anual Per Cápita - kWh
Canadá
(Chile x 5,1)
18,000
16,000
Estados Unidos
(Chile x 4,1)
14,000
12,000
Nueva Zelandia
(Chile x 2,9)
10,000
8,000
6,000
Miembros OCDE
(Chile x 2,5)
4,000
Chile
2,000
1960
1970
1980
1990
2000
2010
Fuente: worldbank.org
Desarrollo hace prever comportamiento acoplado al crecimiento del producto
para los próximos años.
Capacidad instalada
SIC
Total ≈ 14.040 MW
SING
Total ≈ 4.600 MW
Fuente: Elaboración propia en base a CDEC SIC y SING (agosto 2013)
Generación eléctrica en el SIC
Fuente: Elaboración propia en base a CDEC-SIC (a agosto 2013)
Precios de la energía en el SIC
Costos y Precios desde la crisis del gas argentino

Alza en los
precios de los
combustibles

Sequía (4 años)

Incertidumbre en
la construcción
de nueva
capacidad de
generación

Clientes
regulados aún no
sufren alzas en
sus precios
Fuente: Elaboración propia en base a CDEC SIC y CNE (a agosto 2013)
Generación eléctrica en el SING
Fuente: Elaboración propia en base a CDEC-SING (a agosto 2013)
Precios de la energía en el SING
Costos y Precios desde la crisis del gas argentino
Fuente: Elaboración propia en base a CDEC SIC y CNE (a agosto 2013)
El clima de inversiones se deteriora
• Más de 8.500 MW de proyectos de generación
paralizados (“judicialización”) lo que representa una
inversión detenida por más de US$ 25.000 millones.
• Creciente oposición de grupos organizados y de
comunidades.
• Inseguridad jurídica, inestabilidad regulatoria y largos
procesos de tramitación y obtención de permisos.
• No se ha iniciado la construcción de ningún proyecto
de energía de base en el SIC en circunstancias que
se requieren al menos 427 MW de generación
térmica o 605 MW de generación hidráulica cada año.
Plan de obras CNE para el SIC
Plan de Obras
En construcción
Fuente: ITD CNE SIC Abril 2013
De los 3.281MW totales que la CNE prevé para el SIC en el periodo 2013-2020,
sólo el 30% (1020 MW) está en construcción (incluye San Pedro – 144 MW).
Casi la mitad de los proyectos sugeridos no tiene ni siquiera promotor aún.
Upward trend in fuel prices
Fuel price index
Fuente: Elaboración propia en base a CNE (a agosto 2013)
SIC: proyecciones oficiales y montos
incrementales requeridos
TWh
 Se requieren en promedio 490
MW/año adicionales
 Se incorporarían en promedio 382
MW/año
 Casi un 20% sería eólico
 El déficit (7.1 TWh) sería
suministrado principalmente por
centrales que operan
actualmente con petróleo.
Fuente: Elaboración propia en base a Plan de Obras y Demanda ITD
CNE SIC Abril 2013
 Se estima que aportes
hidroeléctricos de capacidad
actual seguirán deprimidos
(supuesto de hidrología seca).
Existe una cartera potencial de proyectos
pero aún muy pocos en construcción
5%
2%
15%
(*)
(*) Incluye San Pedro 144 MW
Ref: CNE ITD SIC Abril 2013
Informe CER Junio 2013
SEA al 30 Junio 2013 (SIC + SING)
Suministro de energía anual en el SIC
Balance de Energía en Escenario de Hidrología Media - GWh
Ref: Caso Base. Estudio para la CPC “Agenda para impulsar las inversiones en
generación eléctrica de base en el SIC”; Primer Informe; Bernstein – Bitrán –
Jadresic – Tokman.
Para los próximos años, sobre la base a las proyecciones de demanda y puesta en servicio
prevista de nueva generación, se visualiza un escenario de escaso margen operativo
Suministro de energía anual en el SIC
Balance de Energía en Escenario de Hidrología Seca - GWh
Ref: Caso Base. Estudio para la CPC “Agenda para impulsar las inversiones en
generación eléctrica de base en el SIC”; Primer Informe; Bernstein – Bitrán –
Jadresic – Tokman.
Situación que empeora bajo condiciones de hidrología seca: aumento de generación en base a
Diesel + F.Oil a pesar de un apoyo mayor desde la interconexión con el SING
Licitaciones para consumo
regulado de EEDD
Consumo Regulado Total v/s Consumo Licitado (SIC)
• Para el corto y mediano plazo, la solución pasa por utilizar la capacidad
eficiente ya instalada  suministro de gas adicional.
• En el largo plazo, necesitamos nueva inversión en capacidad de
generación  inversión en nueva capacidad de generación
Sistema de transmisión congestionado
Cuellos de botella
Fuente: Transelec
Además…
Cotas de Embalses
105
1319
436
1368
Fuente: CDEC-SIC (a 21 septiembre 2013)
Chile tiene un alto componente renovable
Comparación de las matrices energéticas de distintos países para 2010
18
2
31
35
35
53
58
66
60
62
64
66
68
21
21
85
79
65
65
65
58
53
20
60
47
46
42
38
36
34
32
27
3
12
11
Nuclear
Térmico
Colombia
Guatemala
Venezuela
El Salvador
Peru
Panama
Spain
Ecuador
Honduras
Chile
Nicaragua
Bolivia
Argentina
Haiti
Mexico
República
Dominicana
0
Renovables
51
6
Nota: renovables incluye generación hidráulica
Fuente: IEA, EIA
EU-27
69
Cuba
94
OECD
90
89
Paraguay
40
28
28
73
20
96
21
34
42
Costa Rica
80
18
30
Uruguay
0 10
Brasil
100
Evaluación de Ley ERNC
Inyección Reconocida para Acreditación y Obligación ERNC, últimos 12 meses
Fuente: CDEC-SIC
Capacidad Instalada ERNC
(empresas asociadas en AGG)
Capacidad Instalada (MW)
Total Nacional
428
302
323
3.5
0
1057
Bioenergía
Eólico
Mini-hidro
Solar
Geotermia
Total
Total AGG
4
126
77
0
0
208
%
1%
42%
24%
0%
20%
Elaboración propia
Capacidad en Construcción (MW)
Bioenergía
Eólico
Mini-hidro
Solar
Geotermia
Total
Total Nacional
24
391
38
75
0
528
Elaboración propia
(*) Total Nacional según reporte CER, agosto 2013
Total AGG
0
0
34
0
0
34
%
0%
0%
91%
0%
7%
Proyectos ERNC con RCA
(empresas asociadas en AGG)
Proyectos con RCA aprobada, sin construir (MW)
Bioenergía
Eólico
Mini-hidro
Solar
Geotermia
Total
Total Nacional
106
3939
282
4316
120
8763
Total AGG
0
397
38
260
0
695
%
10%
13%
6%
8%
Teconología Pot (MW)
Hidro Pasada
Solar FV
Eólico
Eólico
Solar FV
Eólico
Hidro Pasada
Eólico
Pot ERNC (MW)
30
15.0
220
220
108
108
75
75
40
40
106
106
7.6
7.6
108
108
Proyectos de
empresas AGG
Elaboración propia
Empresa
Central
Colbún
La Mina
AES-Gener Los Andes
GDF-Suez
Calama A
GDF-Suez
Calama B
GDF-Suez
El Águila II
Endesa
Renaico
Endesa
Piruquina
Pacific Hydro Punta Sierrra
Elaboración propia
(*) Total Nacional según reporte CER, agosto 2013
Otros mecanismos para impulsar ERNC
(empresas asociadas en AGG)
• Colbún S.A. llevó a cabo durante 2012-2013 licitación de
ERNC
• Compra/venta de Energía + Atributo ERNC
• Compra/venta de Atributo ERNC
• Target de adjudicación : 500 GWh/año
• Se recibieron y evaluaron 69 proyectos
• Adjudicación:
• Energía + Atributo ERNC: proyecto eólico Punta Palmeras de
103 MW (Acciona Energía); 124 GWh/año; plazo contrato: 12
años
• Atributo ERNC: central biomasa Lautaro de 26 MW (Comasa);
atributos por 100 GWh/año; plazo contrato: 12 años
Modificación a Ley ERNC
Nueva meta (20% al 2025) agrega “stress” innecesario al
sistema:
 Mayores costos en el corto y mediano plazo evitables (costos
de inversión en tecnología, reforzamiento del sistema de transmisión, etc)
 No es claro el efecto en la reducción de emisiones de GEI: en
años normales a húmedos ERNC desplaza colocación de energía
hidroeléctrica; en años secos se requiere respaldo térmico adicional
considerable.
 Licitaciones de ERNC adicional, introducida con la
modificación legal, debe considerar el tratamiento del riesgo
por incumplimiento en la entrega de energía adjudicada, en
la etapa de operación de los proyectos.
¿Cómo avanzamos?
Impacto macroeconómico de los atrasos
Estudio encargado por AGG a UAH-Synex
concluye que para 2013-2019 el desvío en
la tendencia de construcción a partir del
2007 puede provocar:

Pérdida acumulada de 6% de crecimiento
en el PIB (más de un año de crecimiento
perdido).

Caída del 18% en la inversión acumulada.

Menor crecimiento en empleo de un 8%
acumulado.
UAH-Synex; Impacto Macroeconómico del Retraso en las Inversiones de Generación Eléctrica en Chile, marzo 2013.
Drama político de la energía
Discusión y
aprobación del
proyecto
Inicio de
Jjudicialización
Operaciones
Costos políticos
locales, regionales y nacionales
Beneficios
económicos
complejidades
nacionales
demoras
Inicio de
Operaciones
Beneficios
económicos
nacionales
Tiempo
4 años de gobierno
4 años de gobierno
4 años de gobierno
Con liderazgo
Gobierno e Instituciones, parlamentarios, industria eléctrica, otras
industrias, consumidores, ONGs, y la ciudadanía en general,
tenemos que asumir nuestra responsabilidad.
Es un desafío que no lo resuelve nadie por sí mismo. No existen las
balas de plata
Requerimos información, confianza, disposición al diálogo, visión
de largo plazo y liderazgo.
Desafíos y acciones
 Moverse en la dirección del GNL en vez del carbón o la
hidroelectricidad, por la oposición ciudadana, podría tener un
importante costo económico para Chile.
 ERNC no son la solución pero pueden ayudar, especialmente
en los próximos años. Ley 20/25 crea importantes desafíos al
sistema.
 Cualquier opción tecnológica requiere de un necesario
mejoramiento en clima de inversiones que debe enfentarse sin
demora
 Transmisión se convierte cada vez más en una restricción.
 Relación entre projectos de alto impacto y comunidades debe
ser redefinida en función de conceptos como “valor compartido”
y contribuir al progreso social y económico
 Ciudadanos y comunidades deberían mejorar su acceso a
mejor información sobre energía (excesivos mitos).
 Industria debe repensar forma de relacionarse con stakeholders
Comentarios finales
Chile necesita agregar más oferta competitiva de
generación que incluye Energías Renovables.
Lograr conciliar desarrollo productivo y sustentabilidad
(hay que superar el falso dilema entre inversión vs.
medio ambiente).
Actuar con Urgencia. La electricidad que necesitamos
mañana la tenemos que comenzar a construir hoy.
Enfrentar el difícil escenario de los próximos 4-5 años
donde no se incorporará la cantidad necesaria de
generación de base.
Buscar acuerdos estables entre todos los sectores que
permitan enfrentar con éxito el desafío que tenemos todos
(de mediano y largo plazo).
Un Nuevo Trato
La clave del éxito en este desafío eléctrico que enfrenta el país es
que seamos capaces todos de empujar para el mismo lado.
Tenemos una oportunidad y hay que aprovecharla.
2 Octubre 2013
www.generadoras.cl