desafíos para el desarrollo del mercado eléctrico chileno sr. rené muga e. gerente general

Desafíos para el desarrollo del mercado eléctrico chileno

Sr. René Muga E.Gerente General

Asociación Gremial de Generadoras de Chile

12 - Junio - 2012

Contexto PaísSe conformó un nuevo escenario

Movimientos ciudadanos demandantes, con énfasis en la defensa del medio ambiente (de manera transversal) y la protección de espacios propios (de manera local). Mayor conciencia de sus derechos. Aumenta influencia de redes sociales y

de mensajes simples-cortos-efectistas (twitter de 140 caracteres). Empoderamiento social y relevancia de las redes

La Energía en el centro del debateLa energía es parte del debate en todos los ámbito. No es un fenómeno sólo

chileno. Se explicitan distintas visiones de cómo debe desarrollarse esta industria. La energía es vista cada vez más como un costo y no un beneficio. Se diluyen

conceptos (técnicos) relevantes y aparecen con más fuerza posiciones más emocionales.

El desarrollo económico y el avance en la calidad de vida implican un mayor uso de energía eléctrica

El consumo de electricidad de duplicará de aquí a 12-15 años y la demanda seguirá creciendo por sobre el PIB.

En minería, si se llevan adelante las inversiones proyectadas la demanda crecerá un 80% en la próxima década.

Al igual que en la generación, el desarrollo de la transmisión eléctrica requerirá responder oportunamente al mayor consumo estimado.

Nuevos proyectos de generación (y transmisión) se demoran cada vez más tiempo en su desarrollo y enfrentan un clima de creciente incertidumbre lo que reduce la velocidad con la que crece la oferta.

La base del crecimiento de la oferta deben ser la entrada de nuevos proyectos eficientes que garanticen la seguridad del suministro, dentro de un mercado competitivo y abierto.

Hechos

Lo que se traduce en términos de energía eléctrica en…

Suficiente yoportuna

Aceptada por la sociedad

Sustentable ambientalmente

Eficiente y competitiva

Segura

Generación creciente y más diversificada que: de sustento eficiente al

crecimiento de la demanda procure la mayor

independencia posible de comb. fósiles importados

garantice seguridad de suministro

permita reducir emisiones de GEI y se puedan establecer relaciones constructivas con la comunidad

Cuyos atributos sean

Costos

Variab

ilidad

Generación

Dependencia Ex

terna

Emisio

nes

Efecto

Medioam

biental

Conflicto co

n la ciu

dadan

ía

Carbón

Nivel

Alto

Medio

Bajo

Pues no existe la “bala de plata”

Costos

Variab

ilidad

Generación

Dependencia Ex

terna

Emisio

nes

Efecto

Medioam

biental

Conflicto co

n la ciu

dadan

ía

Carbón

Solar

Nivel

Alto

Medio

Bajo


Costos

Variab

ilidad

Generación

Dependencia Ex

terna

Emisio

nes

Efecto

Medioam

biental

Conflicto co

n la ciu

dadan

ía

Carbón

GNL

Solar

Nivel

Alto

Medio

Bajo


Costos

Variab

ilidad

Generación

Dependencia Ex

terna

Emisio

nes

Efecto

Medioam

biental

Conflicto co

n la ciu

dadan

ía

Carbón

GNL

Hidro

Solar

Nivel

Alto

Medio

Bajo


Costos

Variab

ilidad

Generación

Dependencia Ex

terna

Emisio

nes

Efecto

Medioam

biental

Conflicto co

n la ciu

dadan

ía

Carbón

GNL

Hidro

Eólica

Solar

Nivel

Alto

Medio

Bajo


Costos

Variab

ilidad

Generación

Dependencia Ex

terna

Emisio

nes

Efecto

Medioam

biental

Conflicto co

n la ciu

dadan

ía

Carbón

GNL

Nuclear

Hidro

Eólica

Solar

Nivel

Alto

Medio

Bajo


Costos

Variab

ilidad

Generación

Dependencia Ex

terna

Emisio

nes

Efecto

Medioam

biental

Conflicto co

n la ciu

dadan

ía

Carbón

GNL

Nuclear

Hidro

Eólica

Solar

Geotermia

Nivel

Alto

Medio

Bajo


CONFIABILIDAD

COM

PETI

TIVI

DADSUSTENTABILIDAD

Energía Suficiente, Oportuna y Segura• Gestionable• Suficiencia• Suministro de

combustible• Factores climáticos• Fuerza mayor

Energía a costo competitivo• Insumo básico• Calidad de vida• Precio de combustibles• Factores climáticos (sequía, vientos, etc.)• Localización

Aceptabilidad social y con menor impacto posible• Comunidad• Impactos

ambientales• GEI• Costos

Mix de Generación

La Generación eficiente en un mercado competitivo

debe considerar factores de riesgo que es distinto a incertidumbre

En resumen: un mix de tecnologías que permita equilibrar los 3 principios de un mercado competitivo moderno

Crecimiento entre 5%-7% interanual

Mayores certezas y menor judicialización

Reducir desfase entre Oferta y

Demanda

Voluntad política para resolver dificultades

Soluciones basadas en

Sostenibilidad

Una mayor celeridad en autorizaciones

Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo

Lo que se proyecta

19601964

19681972

19761980

19841988

19921996

20002004

2008 -

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

Chile

Miembros OCDE(Chile x 2,5)

Nueva Zelandia(Chile x 2,9)

Estados Unidos(Chile x 4,1)

Canadá(Chile x 5,1)

Nivel de desarrollo hace prever todavía un comportamiento acoplado al crecimiento del producto para los próximos años

Fuente: worldbank.org

Consumo Anual Per Cápita - kWh

20112012

20132014

20152016

20172018

20192020

20212022

20232024

20252026

20272028

20292030

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

SINGSIC

Fuente: CNE, ITP SING y SIC Abril 2012 (2022 en adelante estimación propia según tasas crecimiento largo plazo CNE: 4,9% SIC; 5,0% SING)

Capacidad Instalada 2011≈ 17.000 MWAl 2023 se necesitará duplicar la capacidad instalada de generación actual, y al 2030 casi triplicarla

2023: 2 veces consumo de 2011

2030: 2,8 veces consumo de 2011

Proyección de Ventas de Energía Eléctrica - GWh

La minería pretende inversiones del orden de los US$ 100 mil millones: la minería consume 1/3 de la energía eléctrica de Chile

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 20200

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

Proyección de consumo eléctrico en la minería

base SING proyectos SING base SIC proyectos SIC

GWh

Fuente: Cochilco ,“Estudio prospectivo al año 2020 de consumo de energía eléctrica en la minería del Cobre”, dic.2011

80% de aumento

Al año 2020 el cobre demandará más de 34 millones de MWh de energía, un 80% más que el año 2010 (se estiman 2.500 MW de potencia adicionales).




Demanda



Sostenibilidad



Es indiscutible que debemos avanzar en proyectos de generación para cubrir las necesidades de energía eléctrica de mediano y

largo plazo

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 20220

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Otro Geo Solar

Eolico Diesel Carbon

Plan de Obras SING - MW

En construcción

Fuente: CNE-ITP SING Abr 2012

Plan de Obras SIC- MW

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 20220

200

400

600

800

1000

1200

1400

Geo GNL

Bio Eolica

Carbon Hidro

En construcción

Fuente: CNE-ITP SIC Abr 2012

Durante el 2012-2014 se incorporan 1.490 MW de capacidad instalada. Para los siguientes años (hasta el 2022), el Plan de Obras de la CNE recomienda la instalación de 4.656 MW adicionales.

Durante el 2012 se incorporan 22 MW de capacidad instalada. Para los próximos años (hasta el 2022), el Plan de Obras de la CNE recomienda la instalación de 2.290 MW adicionales.

Un ejercicio para observar el abastecimiento en el SICelaborado sobre la base de los datos reales de la segunda semana Mayo/2012

0400

8001200

16002000

24002800

32003600

40004400

48005200

56006000

64006800

72007600

0

50

100

150

200

250

300US$/MWh

MW

Hidráulica

Carbón

Gas

Diesel

Consumo Medio en un día de trabajo en MayoCrecimiento 6% anual

2012

2013

2014

2015

2016

• Hidrología real 2012 esta en el rango 10% mas seco

• Si la hidrología se “normaliza” habría unos 1000 MW adicionales

• Para llevar los costos del mercado spot a valores mas bajos en el año 2012:

• Se necesitarían entre 1000 y 2000 MW adicionales en centrales de base.

• Cada año se necesitarán unos 400 MW adicionales

• En el año 2012 aun no se inicia la construcción de un nuevo proyecto relevante en el SIC

• La última central que entrará en servicio y que está en construcción lo hará en el año 2013.

Oferta y Demanda de electricidad

2.000 MW

3.600 MW

Aumentar la capacidad de generación Somos un país en desarrollo con escasos recursos de combustibles

fósiles y debemos buscar una diversificación de nuestras fuentes de energía primaria. Sin embargo, la generación termoeléctrica seguirá siendo fundamental.

Por otro lado, poseemos un potencial considerable de recursos hídricos que requieren ser explotados para que la brecha de crecimiento sea impulsada con recursos eficientes y competitivos. También así lo reconoce la Estrategia Nacional de Energía.

Es decir, para abastecer el incremento en la demanda que seguirá creciendo, la generación eléctrica deberá fortalecer y ampliar su base hidro-térmica.

Mayor penetración de ERNC debe basarse en condiciones competitivas y no afectar la eficiencia, seguridad de suministro ni costos de generación. Ley 20.257 está cumpliendo objetivos.




Demanda



SostenibilidadUna mayor celeridad

en autorizaciones


Se ha constituido una matriz de generación con fuerte componente renovable

Fuente: www.iea.org

33.3%

0.5%

36.8%

20.5%

6.6% 2.0% 0.4%

Hidroeléctrico

Eólico

Carbón

GNL

Diesel

Otro

Gas

Generación por tipo de combustibleSIC + SING

2011

Fuente: CDEC-SING, CDEC-SIC

GWh

Generación de electricidadpor tipo de combustible

Chile

50%

Otras economías (% renovables)

Alemania: 16%U.S.A.: 11%Japón: 11%España: 20% Fuente: AIE 2010 (datos 2008)

Efecto sequía

Key World Energy Statistics 2011, Agencia Internacional de Energía

Las energías tradicionales seguirán teniendola mayor participación en el período 2011-2035

Generación de Electricidad por tipo de combustible

2/3 de la generación mundial es térmica (gas/carbón/petróleo)

Chile representa del orden del 0,2% de las emisiones de GEI a nivel mundial.

Se ha comprometido voluntariamente una reducción del 20% al 2020 de GEI respecto del BAU sobre base 2007.

País en desarrollo. Esfuerzos deben ser coherentes con esa realidad y compromisos de otros países.

Responsabilidades comunes pero diferenciadas.

Aplicación de la Ley 20.257 Ley 20.257 (10% de ERNC al año 2024) está cumpliendo los objetivos

para los que fue planteada (incorporación de ERNC y diversificación). Las señales de mercado y la competitividad creciente de las nuevas tecnologías

de generación debieran ser suficientes para impulsar el cumplimiento pleno de la Ley ERNC vigente.

2010 2011MWh MWh

Retiros Afectos a la Obligación (SIC+SING) 12,948,344 23,979,392

Obligación según Ley ERNC (5%) 647,417 1,198,970

Inyecciones efectivas ERNC 2010 (SIC+SING) 1,031,836 1,309,932% Inyecciones Efectivas/Retiros Afectos 7.97% 5,46%Retiros Totales 2010 (SIC+SING) 54,853,900 57,705,640 (*)% Inyecciones Efectivas/Retiros Totales 1.88% 2,27%

Balance ERNC: SIC + SING

(*) provisoria

Costo de operación de las ERNC

Desplazan despacho de centrales más caras en las horas que ellas generan NO EN TODAS LAS HORAS .

En el SIC este efecto se atenúa con mejores condiciones hídricas que las del 2010 y 2011, y con una parque generador mejor adaptado a la demanda: ACORDÉMONOS DE HACER ESTE CALCULO EN LOS AÑOS SIGUIENTES.

Para la correcta toma de decisiones, es necesario incorporar los costos totales que significa la inversión de ERNC: NO SOLO LOS BENEFICIOS

El sistema técnicamente se puede adaptar a mayores penetraciones de ERNC en teoría, pero lo correcto es comparar con ALTERNATIVAS DE MENOR COSTO QUE LOGRE LOS MISMOS OBJETIVOS (si existen).

2010

ERNC de bajo costo variable de operación prioridad de despacho desplazar en algunas horas centrales de mayor costo variable menores costos de operación.

Elevar la cuota de ERNC más allá de la ley puede ser muy costoso para el país.

Características estructurales de las ERNC (intermitencia, baja predictibilidad, recurso no siempre disponible en horas de punta, en general alejada de los centros de consumo, etc.) hacen necesario regular eficientemente su penetración a los sistemas eléctricos asegurando criterios de competitividad y seguridad

Regulaciones basadas en imposición de cuotas que vayan por encima de crecimiento natural significan sobrecostos en la operación de los sistemas eléctricos. Más si se establecen cuotas por tecnologías El proyecto 20/20 obligaría la instalación adicional de más de 3.500 MW de ERNC al 2020, con

un sobrecosto que fluctúa entre 440 y 940 millones de dólares anuales* (otros estudios indican costos en torno al 0,25% del PIB anual con importantes efectos distributivos**)

Desde el punto de vista ambiental, el proyecto 20/20 no resulta eficaz: El costo de la mitigación resultaría entre 67 a 105 US$/Ton*

Se incurre en un error al considerar sólo el efecto que tienen las ERNC en el despacho del parque generador y consiguientemente en los costos marginales: La evaluación debe incorporar los costos de inversión, de respaldo y de transmisión adicional.

(*) C. Muñoz, AES Gener(**) A. Galetovic y otros

El desafío en materia de renovables Enfrentar el mismo escenario complejo de tramitación y desarrollo de

proyectos que afecta a todo tipo de generación. Contar con una adecuada conexión con los ST y mantener

estabilidad y respaldos. Procurar un desarrollo competitivo entre las distintas tecnologías

asegurando la minimización de costos y la confiabilidad del sistema. No generar distorsiones.

Alinear políticas de promoción de ERNC con los desafíos de Chile frente al Cambio Climático y evaluar económicamente los costos. (Somos un país en desarrollo: responsabilidades comunes pero diferenciadas).

Debatir informadamente sobre las tecnologías de generación eléctrica (costos y beneficios). Aprender de la experiencia internacional.

Penetración de ERNC en base a “Requerimientos de la Demanda”.




Demanda



Sostenibilidad



Proyectos energéticos requieren 21 permisos ambientales y 35 sectoriales

Proyectos tardan mucho en materializarse

• SEIA toma en promedio 333 días para aprobación• Las concesiones marítimas toman en promedio más de 900 días (alguna esperan

desde 2007)• Tramitaciones ante Ministerio de BBNN para centrales térmicas e hidroeléctricas

tardan en promedio más de 800 días• Concesión definitiva de proyectos de generación hidroeléctricos tarda en promedio

138 días• Concesión definitiva de transmisión tarda en promedio 290 días• Otorgamiento de derechos de agua en promedio tardan 590 días

No se lleva registro de tiempos que demora modificaciones de punto de captación o restitución

Hay solicitudes de autorizaciones de obras hidráulicas esperando desde 2007

El diagnóstico lo constata

Concesiones y servidumbres Plazos de tramitación de concesiones eléctricas exceden los 120 días señalados en la

Ley (Real: 2 a 3 años) Exigencias de identificación de predios, sus propietarios y deslindes no compatibles

con los sistemas de registro Toma de posesión material de terrenos se gestionan en Tribunales, sometiendo al

proyecto a plazos judiciales Larga tramitación de proyectos genera especulación de intermediarios en la

negociación de servidumbres EIA

Exigencias de información de terreno requiere acceso a predios. Ciertos permisos ambientales se gestionan con la concesión otorgada, alargando los plazos

Pertenencias Mineras Detención de obras por acciones amparadas en concesiones mineras, la mayoría con

fines especulativos Riesgos en obras nuevas troncales:

No cumplimiento del plazo de puesta en servicio implica ejecución de la boleta de garantía, multas por día de atraso y costos de congestión

Sobrecostos de inversión por cuenta del adjudicatario

También hay atrasos en transmisión

Vemos con preocupación que las soluciones no lleguen a tiempo

Caso SIC: Sistema actual con importantes limitaciones. Encarece el abastecimiento y disminuye seguridad de suministro.

El último estudio de transmisión troncal ha determinado un nuevo S.T. en 500 kV Cardones - Charrúa. Sin embargo, el proceso de licitación que contemplaba plazos de ejecución de estas ampliaciones hasta mediados del 2017 fue declarado Desierto (24-05-2012) y una nueva licitación está en curso.

2x500 kV1700 MVA

500 kV1700 MVA

Carta Gantt de nuevas obras

Vemos con preocupación que las soluciones no lleguen a tiempo

Todas las líneas nuevas se han atrasado

El Rodeo Chena Concesión: ingresó en mayo de 2006 y se obtuvo el decreto 34 meses más tarde (febrero de 2009) Proceso de toma de posesión del terreno: tomó 2 meses y se necesitó de auxilio de la fuerza pública para hacer

ingreso a 2 predios Nogales Polpaico Concesión: ingresó en abril de 2009 obteniendo el decreto 15 meses más tarde (julio de 2010) Proceso de toma de posesión del terreno: tomó 8 meses en total (hasta entrar al último predio más conflictivo) y

se necesitó de auxilio de la fuerza pública para hacer ingreso a ese predio Se presentaron demandas por pertenencias mineras paralizando las obras

Proyectos de generación en construcción

Bocamina II (Termo-342 MW)

Santa María (Termo-343 MW)

Campiche (Termo-242 MW)

Rucatayo (Hidro-60 MW)

San Pedro (Hidro-144 MW)

Angostura (Hidro-316 MW)

Pulelfu (Hidro-10 MW)

El Arrayán (Eólico-115 MW)

El Paso (Hidro-40 MW)

San Andrés (Hidro-40 MW)

0 1 2 3 4 5 6 7 8

Demora Aprobación Ambiental Desde Aprobacion SEA hasta entrada en operación

Años

Fuente: www.centralenergia. Cl, marzo 2012 en base a SEIA; fechas de entrada en operación según CNE, ITP SIC Abril 2012

promedio actual

de acuerdo a la estimación de la CNE




Demanda




en autorizaciones


Judicialización Fenómeno que afecta a todas las fuentes de generación por igual, desde

centrales hidroeléctricas hasta eólicas (HidroAysén, Castilla, Parque Eólico de Chiloé).

Con la judicialización se están resolviendo caso a caso problemas que se derivan de la aplicación de políticas públicas. Es un síntoma y no una causa del problema.

Es un hecho reconocido: Informe CADE: En «la actualidad se observa una

radicalización en la opinión pública, la que rechaza todo tipo de iniciativas en el sector eléctrico, sin ponderar debidamente los negativos efectos que podría producir la falta de energía, en el crecimiento económico, el empleo, la reducción de la pobreza y desarrollo social».

Judicialización (2/2) Con los recursos ante tribunales se están resolviendo caso

a caso problemas que son de política pública– Alto incentivo a litigar: costo de litigio ambiental es relativamente bajo.– Alto incentivo a usar SEIA “para todo”. Es uno de los pocos mecanismos

con participación ciudadana.– Corte Suprema debe resolver: recurso a la justicia es un derecho

constitucional.

Ni la Corte Suprema ni SEIA están llamados a hacer políticas públicas

CORTE SUPREMAResuelve caso a caso (no “experto”).Actualmente, remite solución al SEIA (por ej.:

Convenio 169)Si la ley fuera más clara, Corte probablemente

sería más deferente en el fondo (aunque exigente en términos de normas procesales)

SEIA

Diseñado para resolver casos concretos y propone planes de mitigación ambientales que cada vez enfrentan más presión para traspasar ese límite. En los hechos elementos ajenos a lo “ambiental” son cada vez más frecuentes (Nuevo Reglamento).




Demanda




en autorizaciones


Mejorar el desafío competitivo

Aplicación de las normas establecidas

Mejorar la gestión del Estado

Mejorar clima de inversiones

Visión de LP Aceptación social

Matriz de Generación

Eléctrica

Minimización de los costos totales de

suministro (CTS) para horizonte de tiempo de

largo plazo

Posibles perfeccio-namientos institucionales

y reglamentarios

CONFIABILIDAD

COM

PETI

TIVI

DAD

SUSTENTABILIDAD

La clave es permitir que la oferta se expanda oportunamente y de manera competitiva

Si este proceso se entraba:

Tramitación e incertidumbre, judicialización, dependencia de precios de combustibles importados, cuellos de botella y congestión en transmisión, oposición creciente, inestabilidad regulatoria, caso Campanario, etc.

Vulnerabilidad Mayores trabas

Riesgos

Oportunidades

Se deben reducir las incertidumbres !!

Mejorar el funcionamiento del mercado eléctricoPROBLEMA: Incertidumbre posterga decisión de inversión, afectando la oferta disponible en el sistema, elevando los costos de generación y arriesgando la seguridad del suministro requerido.

Posibles caminos para avanzar: Perfeccionar licitaciones (plazos, espacio para renovables, etc.). Reducir trabas y demoras en tramitación medioambiental y sectorial (gestión,

criterios comunes, eliminar discrecionalidad, fortalecer criterios técnicos). Mejorar relaciones con las comunidades. Mayor claridad para definir localización. CDEC con recursos suficientes para asumir responsabilidades en forma eficiente y

con mayor independencia. Eliminar cuellos de botella y flexibilizar la planificación de la Transmisión dotándola

de una mirada de más largo plazo (Carretera Eléctrica e interconexión SIC-SING). La entrada de renovables (expansión natural, licitaciones competitivas).

SOLUCIÓN: mejorar clima de inversiones a través de políticas eficientes y eficaces que promuevan la competitividad, manteniendo altos estándares de calidad, seguridad y sustentabilidad.

Conclusión: desafíos energéticos para Chile Las demoras en la aprobación de proyectos de generación y transmisión y en

su construcción tienen un alto costo para el país y pueden generar estrechez en la oferta de energía eléctrica en el mediano plazo (2016-17). En el corto plazo inciden también en el alto costo marginal.

Clima de inversiones debe mejorar sustancialmente para enfrentar el desafío de Chile. Temas como seguridad jurídica, coordinación entre autoridades, localización, etc. deben ser abordados con urgencia. Mejor Estado y señales más claras.

La energía se ha transformado en un tema del debate público. La discusión debiera incluir elementos más técnicos y lograr que se adopten posiciones más constructivas. Energía eléctrica, desarrollo y calidad de vida van de la mano.

La Estrategia Nacional de Energía presenta una carta de navegación con objetivos de largo plazo que deben traducirse en prioridades y acciones concretas en el corto plazo. Visión de largo plazo para conducir el debate.

Las energías renovables cumplen un papel fundamental en la diversificación de la matriz y ayudan a reducir emisión de GEI. Las políticas para su impulso deben promover esos objetivos sobre la base de la competitividad.

Muchas Gracias

[email protected]

desafíos para el desarrollo del mercado eléctrico chileno sr. rené muga e. gerente general

Documents