Historia del sector eléctrico chileno
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1 Diagnóstico y análisis del sector eléctrico en Chile. Políticas públicas de la última década, efectos leyes corta I y II. Jorge Rodríguez Grossi 2 1.- Sector Eléctrico: sus principios Generación, Transmisión y Distribución separadas Seguridad de Suministro Concesiones y Derechos de Agua Acceso abierto Debiera promover inversión privada Competencia Precios de mercado 100% PPAs Protección Medio Ambiente Aprobación ambiental CDEC cada vez más independiente 3 1.- Estructura del Mercado GENERACION Precios licitados de LP DISTRIBUCION • Regulados < 2MW • Precio final= Precio licitado+ VAD regulado • Retail integrado “con negocio de cables” • Requiere Concesión G1 CMg TRANSMISION G2 No requiere concesión Sí Dº de agua en hidro Permiso Ambiental Mercado spot • Energía y Potencia • Sólo Gencos • Cargo de potencia explícito CDECs Peajes • Expansión competitiva • Licitación para nuevas obras • Precio regulado para instalaciones existentes • Acceso abierto Precio libre Despacho económico Operación segura •Planes de seguridad •Decreto racionamiento CLIENTES LIBRES • >2 MW • Libre negociación 4 1.- Entidades Hoy Ministerio Energía Política energética MMA aprobaciones ambientales Reguladores Entidades independientes GENERADORES CNE: tarifas reguladas Panel de Expertos: resuelve conflictos CDEC independientes Transmisores Miembros del CDEC Inversionistas privados SEC supervisión y control DISCOS Clientes libres 5 1.- Mercado de Generación: principios estables Suficiencia ySuficiencia Eficiencia en el Largo Plazo Ciclo contratoS / planta Precios de Largo Plazo de mercado; no SPOT Eficiencia en elSuficiencia Corto Plazo y evitar poder de mercado Pool forzado. Unos venden, otros compran. Mito de Colusión. Costos auditados Calce entre contratos y Suficiencia Suficiencia despacho a mínimo costo Transferencias entre generadores a precios spot. Cargo de Potencia explícito Suficiencia 2.- Problemas en el camino y soluciones (Ley Corta 1, año 2004) Desafío Suficiencia Remuneración de transmisión Suficiencia Expansión de la transmisión Suficiencia Divergencias entre agentes o con regulador Desafío Suficiencia Ampliaciones en transmisión Solución usada: Mercado Pago 100% por uso Licitaciones Panel de expertos Solución usada: Mayor regulación Las hace el incumbente 6 7 2.- Resultados LC-1 Tipo de obra Precio Referencia MMUS$/año Precio final MMUS$/año % Nuevas 41,9 31,5 -24% Ampliaciones 22,4 24,5 9% Regulación de Transmisión Eléctrica:” La vieja creencia de monopolio natural se resolvió con competencia” 8 2.- ¿Porqué funcionó la LC 1? • No hay monopolio natural en las expansiones – Hay combinaciones de precio cantidad que rentan a nuevos entrantes – No hay barreras a la entrada (costos que la incumbente no tiene y los entrantes si) • Los “sunk costs” no son tan grandes • Desintegración de la actividad no siempre es la solución económicamente eficiente – Usuarios del sistema son individualizables: • Generadores ubicados hacia atrás en la cadena de producción • Consumidores ubicados hacia delante en la cadena de producción • No existe un sistema al “servicio de todos” en el que no se identifica individualmente a los responsables de la expansión y el uso 9 2.- La LC 1 logra un traspaso de costos eficientes al cliente: señal de localización G2= 100 G1= 80 T = 40 C • Si T es asignada al generador alejado de C, el precio final es: 100 (generador más barato) +0 (transporte) = 100 • Si T es asignada al consumo C, el precio final es: 80 (generador más barato) +40 (transporte) = 120 10 2.- Desarrollo Inversiones en Transmisión insuficiente por lentitud de sistema que garantiza 100% de pago. • Actual sistema se sustenta en Estudio que debe vincularse a Plan de Obras de CNE. Dicho Plan es relativamente útil para fijar precios de corto plazo basados en desarrollo por precios de combustibles, pero es poco amplio en cuanto a escenarios de inversión en generación. • Además, parece haberse debilitado iniciativa privada para invertir en Transmisión sin 100% de aseguramiento de pago. Parece que incentivo a entrar en Estudio determinado en LC1 es demasiado poderoso e inhibe iniciativas más riesgosas de inversión. • Difícil lograr marco óptimo. Pero es claro que holguras o sobreinversión en transmisión debe tener un tope: GRATIS no es. 10 11 3.- Un año después de LC1 viene la Ley Corta 2, año 2005: Solución a los cortes de gas Desafío Suficiencia Incentivo a Inversiones L.P. en medio de trampa de inversiones Suficiencia Problemas de corto plazo: sequías, falta de gas, sustitución por diesel Suficiencia Incentivo a Inversiones CP Entre 1997 y hoy, el mercado de contratos libres ha enfrentado fuertes cambios en condiciones y se ha adaptado. Solución Nueva forma de fijar precio de contratos donde riesgo retorno gas argentino barato se obvia a productor: se considera riesgo político Incentivo ahorros voluntarios Reconocimiento de costos en tarifas. Licitaciones por plazos cortos obliga a precios altos en C.P. Contratos con clientes libres adaptados cada vez que cambian fuertemente condiciones. A la baja con el GN, al alza sin el GN, indexado al CMg cuando no había certeza de oferta segura. 12 3.- Resultados LC 2: CMg, Gas Natural y Enfermedad Holandesa a la inversa Costo Marginal SIC 400,00 350,00 Solo se proyectaban plantas a Gas Natural Entrada del GN 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 Costo Marginal SIC dic-10 may-10 oct-09 mar-09 ago-08 ene-08 jun-07 nov-06 abr-06 sep-05 feb-05 jul-04 dic-03 may-03 oct-02 mar-02 ago-01 ene-01 jun-00 nov-99 abr-99 sep-98 feb-98 jul-97 dic-96 may-96 oct-95 mar-95 ago-94 ene-94 0,00 13 3.- El Plan de Obras de la CNE para el SIC en Octubre del 2003 Fecha de entrada Obras Recomendadas Potencia Mes Año Julio 2006 Central a gas ciclo combinado 1 (VI Región) 358.7MW Julio 2007 Central a gas ciclo combinado 2 (VIII Región) 385.10 MW Octubre 2008 Línea de Interconexión SIC-SING Polpaico 220kV 600 MW Enero 2009 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 1 100 MW Enero 2010 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 2 100 MW Abril 2010 Línea de Interconexión SIC-SADI centro 2x220 400 MW Enero 2011 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 3 100 MW Abril 2011 Central a gas ciclo combinado 3 (VIII Región) 385.10 MW Octubre 2011 Central a gas ciclo combinado 4 (VIII Región) 381.00 MW Octubre 2012 Central a gas ciclo combinado 5 (VIII Región) 381.00 MW Abril 2013 Central Hidroeléctrica Neltume Octubre 2013 Central a gas ciclo combinado 6 (VIII Región) 379.40 MW Enero 2015 Central a gas ciclo combinado 7 (VIII Región) 379.40 MW 400 MW 14 3.- Crisis del gas fue superada • En el SIC ingresaron mas de los 3.970 MW originalmente contemplados en el Plan del 2003 • 4.388 MW pero en otras tecnologías 15 3.- Evolución de las inversiones en Generación y sus efectos 4.720 MW • • • • 2.242 MW Sin inversión no hay desafío: altos precios Disminuye la competitividad Atenta contra el crecimiento y produce retraso económico Retrasa lucha contra la pobreza y aumenta la desigualdad 15 16 4.- Inversiones despegan con LC2, pero se frenan y caemos en nueva trampa • A fines década pasada surge fuerte activismo anti inversiones eléctricas. • Junto a ello fuerte promoción ERNC Ley 10/2024 y luego, en 2013, Ley 20/2025. • Además caso Barrancones y rechazo judicial a Castilla. • Sentida aspiración para bajar costos de generación sin promover hidroeléctricas y térmicas a carbón no será satisfecha. • Se consolidará pérdida de competitividad de economía chilena provocando un crecimiento económico más lento. 17 Diagnóstico y análisis del sector eléctrico en Chile. Políticas públicas de la última década, efectos leyes corta I y II. Jorge Rodríguez Grossi
