Seminario“Visión Regional”
Sr. René Muga E.Gerente General
Asociación Gremial de Generadoras de Chile
CopiapóJunio - 2012
Contexto País
Contexto País
Se conforma un nuevo escenarioMovimientos ciudadanos demandantes, con énfasis en la defensa del medio ambiente (de manera transversal) y la protección de espacios
propios (de manera individual). Aumenta influencia de redes sociales y de mensajes simples-cortos-efectistas. Empoderamiento social.
La Energía en el centro del debateLa energía está en el debate en todo ámbito. Distintas opiniones se
contraponen respecto de cómo debe desarrollarse esta industria. A nivel de opinión pública, la energía es vista como un costo y no un beneficio, sin
reconocer que la modernidad, el desarrollo económico y la mejora en la calidad de vida implican un mayor uso de energía eléctrica
Contexto País Chile principal productor de Cu en el mundo: Potencial de desarrollo
e inversiones futuras bordean los US$ 100 mil millones en los próximos 10 años: Industria del cobre consume 1/3 del total de generación eléctrica del país.
Economía en crecimiento: PIB per cápita ≈ USD 15.000. Chile Ingresa a OCDE. Industria, comercio, servicios, hogares, elevan su consumo eléctrico.
Chile ratifica su compromiso ambiental ante la comunidad internacional: “Segunda Comunicación Nacional de Chile ante la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático”
Dependencia hidrológica (SIC) y de combustibles fósiles. Aprendizaje por crisis del gas argentino
Información y percepciones: alto grado de desinformación pública
Fuente de generación que más garantiza el suministro
Fuente de generación más cara y más contaminante
Fuente de generación que aumenta el calentamiento global
Fuente de generación que requiere torres de transmisión
Fuente:
Asociación Gremial de Generadoras de ChileMISION: Promover el desarrollo de la generación de energía en el país, basado en los principios de SUSTENTABILIDAD, CONFIABILIDAD y COMPETITIVIDAD
OBJETIVO: Contribuir a la discusión informada sobre la producción de energía eléctrica, a través de un diálogo objetivo y aportando al diseño de políticas sectoriales sustentables y adecuadas que permitan alcanzar el desarrollo del país.
Alternativas de generación
eléctrica
Costos y Beneficios
Propuestas sustentabl
es
Discusión informada: debate objetivo
Lo que conduce, en términos de energía eléctrica, a…
Suficiente yoportuna
Aceptada por la sociedad
Sustentable ambientalmente
Eficiente y competitiva
Segura
Una matriz diversificada que:
de sustento eficiente al crecimiento de la demanda
procure mayor independencia de comb. fósiles importados
permita reducir emisiones de GEI y conflictos 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
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
GNL
Solar
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
GNL
Hidro
Solar
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
GNL
Hidro
Eólica
Solar
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
GNL
Nuclear
Hidro
Eólica
Solar
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
GNL
Nuclear
Hidro
Eólica
Solar
Geotermia
Nivel
Alto
Medio
Bajo
Pues no existe la “bala de plata”
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
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 las dificultades
Soluciones basadas en Sostenibilidad
Una mayor celeridad en autorizaciones
Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo
Crecimiento entre 5%-7% interanual
Mayores certezas y menor judicialización
Reducir desfase entre Oferta y
Demanda
Voluntad política para resolver las dificultades
Soluciones basadas en Sostenibilidad
Una mayor celeridad en autorizaciones
Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo
-4.0%
-2.0%
0.0%
2.0%
4.0%
6.0%
8.0%
10.0%
12.0%
14.0%Consumo ElectricidadPIB
Características del crecimiento anual de consumo eléctrico
El nivel de desarrollo de Chile lo caracteriza aún con un consumo de electricidad creciendo a una tasa cercana al producto (elasticidad PIB ≈ 1)
Fuente: CNE, Banco Central de Chile
Tasa de Crecimiento Anual
1987
1996
2006
Razón de Crecimiento c/10 años
El consumo de energía electrica se ha duplicado cada 10 años
Fuente: Ministerio de Energía
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
Relación PIB per cápita y consumo de electricidad per cápita -2008
Fuente: Informe CADE, pag. 47
El desarrollo y el mejoramiento en la calidad de vida implican un mayor consumo de electricidad
kWh/año per cápita
US$
per
cáp
ita
Distribución geográfica de la inversión en minería
Fuente: Comisión Chilena del Cobre / Febrero 2012
Abastecido desde el SING
Abastecido desde el SIC
En minería se estima inversión de US$ 91.5 billones En el año 2020 el cobre demandará adicionalmente 14.000 GWh (+80%) de
energía (mínimo estimado en 2.500 MW adicionales). Al 2020: Cobre: 8.200 Mill TMF(+51% desde 2010); Oro: 136 Ton (+244%);
Molibdeno: 60.000 Ton (+61%); Hierro: 15,3 Mill Ton (+177%)
Portfolio de proyectos en la minería del cobre
Lo que se traduce en un importante consumo de energía eléctrica: 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).
Estimación de Consumo de Energía Eléctrica - GWh
Fuente: CNE, ITP SING y SIC Abril 2012
20122013201420152016201720182019202020212022
0 5000 10000 15000 20000 25000 30000
Clientes Regulados Clientes libres
Clientes Libres: 88-90%
20122013201420152016201720182019202020212022
0 20000 40000 60000 80000 100000
Ventas Totales SING
Ventas Totales SIC
20122013201420152016201720182019202020212022
0 10000 20000 30000 40000SIC Resto
Ventas Clientes Libres SIC
SIC Norte: 19%
SIC Norte: 27%
Crecimiento entre 5%-7% interanual
Mayores certezas y menor judicialización
Reducir desfase entre Oferta y
Demanda
Voluntad política para resolver las dificultades
Soluciones basadas en Sostenibilidad
Una mayor celeridad en autorizaciones
Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo
Mercado de Contratos100% de la demanda
Clientes Libres-Clientes con capacidad conectada ≥ 2.000 kW
-Clientes con capacidad > 500 kW y que opten por
contratar con un Generador.-Los precios y otras
condiciones de suministro y se pactan
libremente
Clientes Regulados-A través de las EEDD, por
aquella parte del suministro a clientes < 2.000 kW (>500
kW que no optan).-Antes sus precios eran
fijados semestralmente (P. Nudo de CP).
-Con Ley Corta 2, los precios resultan de
una Licitación Pública.
Mercado Spotexcedentes/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.
(1)Participan Generadores,
Distribuidores y Clientes Libres
(2)Participan sólo Generadores
Jan/10
Feb/10
Mar/10
Apr/10
May/10Jun/10
Jul/10
Aug/10
Sep/10
Oct/10
Nov/10
Dec/10Jan/11
Feb/11
Mar/11
Apr/11
May/11Jun/11
Jul/11
Aug/11
Sep/11
Oct/11
Nov/11
Dec/11Jan/12
Feb/12
Mar/12
Apr/12
0
50
100
150
200
250
300
En ambos mercados (contratos y spot) hay claramente diferentes “precios” de transferencias
Es muy difícil mantener un precio de mercado eficiente en el futuro si no existen nuevos proyectos que equilibren el mercado en costos de generación de
base.
US$/MWh
Mercado spot
Precio Medio
Clientes en el SIC
Fuente: www.centralenergia.cl
últimos 12 meses
histórica
Costos Marginales y Precios ReguladosCrucero 220 kV
US$/MWh
Fuente: CNE, CDEC-SINGJan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
CMG SINGPrecio Nudo SING
La operación de SING
44.7%
0.7%
21.8%
21.3%
8.2%
2.7% 0.5%
Hidroeléctrico Eólico
Carbón GNL
Diesel Otro
Gas
2011
Costos Marginales y Precios ReguladosAlto Jahuel 220 kV
US$/MWh
Fuente: CNE, CDEC-SIC
Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-120.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
400.0CMG SICPrecio Nudo SIC
Incluye resultado de las licitaciones
2005
67%
11%
20%
1% 1%
Hidroeléctrico
Carbón
GN
Diesel
Otro
La operación de SIC
Es indiscutible que debemos avanzar en proyectos de generación para cubrir las necesidades de energía eléctrica de mediano y
largo plazo
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 20220
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Otro Geo Solar
Eolico Diesel Carbon
Plan de Obras SING - MW
En construcción
Fuente: CNE-ITP SING Abr 2012
Plan de Obras SIC- MW
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 20220
200
400
600
800
1000
1200
1400
Geo GNL
Bio Eolica
Carbon Hidro
En construcción
Fuente: CNE-ITP SIC Abr 2012
Durante el 2012-2014 se incorporan 1.490 MW de capacidad instalada. Para los siguientes años (hasta el 2022), el Plan de Obras de la CNE recomienda la instalación de 4.656 MW adicionales.
Durante el 2012 se incorporan 22 MW de capacidad instalada. Para los próximos años (hasta el 2022), el Plan de Obras de la CNE recomienda la instalación de 2.290 MW adicionales.
Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-120
50
100
150
200
250
300
350
400
Petroleo DieselCarbón Eq. 7000 Kcal/KgGas Natural Henry HubPrecio Nudo SICPrecio Nudo SING
Índice de Precios(base: enero 2005 = 100)
Escasez creciente de Gas Natural
Disponibilidad de Terminales GNL
Sequía mayor (SIC)
Sequía (SIC)TerremotoCarbón “estable”
Sequía mayor (SIC)Alza combustibles
Fuente: Estadísticas CNE
Un ejercicio para observar el abastecimiento en el SICelaborado sobre la base de los datos reales de la segunda semana Mayo/2012
0400
8001200
16002000
24002800
32003600
40004400
48005200
56006000
64006800
72007600
0
50
100
150
200
250
300US$/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.
Crecimiento entre 5%-7% interanual
Mayores certezas y menor judicialización
Reducir desfase entre Oferta y
Demanda
Voluntad política para resolver las dificultades
Soluciones basadas en Sostenibilidad
Una mayor celeridad en autorizaciones
Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo
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.
Capacidad Instalada (SIC+SING) 2005/2012Casi un 40% del total instalado en Chile
2005/2010: 4770 MW2011/2012: 1472 MW
Generadores en AGG
Incluye proyectos en construcción:• Hidro > 40 MW: 106 MW• Carbón: 957 MW
Resto de Generadores
51%
14%
3%
20%
2% 11%
Biomasa-Biogas CarbónDiesel-Fuel Oil EólicaGas Natural Hidráulica < 40 MWHidráulica > 40 MW
7% 0%
72%
3%
9%
5%3%
Biomasa-Biogas CarbónDiesel-Fuel Oil EólicaGas Natural Hidráulica < 40 MWHidráulica > 40 MW
-
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
Asociados 4,658
Resto 1,584
MW
Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING y AGG
En 2011 entra en vigor la Norma de Emisiones de Termoeléctricas
La Ley N° 20.257 (Ley ERNC) es un paso importante Promulgada en marzo de 2008 con el objetivo de diversificar la matriz de
generación Establece, con gradualidad, que el 10% de los retiros de energía anuales que
efectúan los generadores para dar suministro a clientes regulados o libres sean respaldados mediante energía proveniente de ERNC efectivamente inyectada al sistema.
20102012
20142016
20182020
20222024
0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%
10%Obligación - %
Gradualidad en Aplicación Ley ERNC
Sistema de Transmisión
RetirosPérdidas
Inyecciones
ERNCInyección ERNC = 10% Retiros
10%
〜〜
Esquema de Aplicación Ley ERNC
Convencional
La Obligación se calcula sobre los Retiros a clientes de acuerdo a contratos firmados, renegociados o extendidos a partir del 31 de agosto de 2007.
La Obligación podrá ser cumplida con Inyecciones ERNC en el SING o en el SIC, independiente de donde se realizan los Retiros.
Resultado Balance ERNC
2010 2011MWh MWh
Retiros Afectos a la Obligación (SIC+SING) 12,948,344 23,979,392
Obligación según Ley ERNC (5%) 647,417 1,198,970Inyecciones 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%
SIC SING Total0
200
400
600
800
1000
12001028.9
2.9
1031.8
513.8
133.6
647.4
2010 - GWh
Inyecciones Retiros
SIC SING Total0
200
400
600
800
1000
1200
1400 1293
17
1310
1036
163
1199
2011 - GWh
Inyecciones Retiros
(*) cifra provisoria
Las señales del mercado y la competitividad creciente de las nuevas tecnologías de generación debieran ser suficientes para impulsar el cumplimiento de la Ley ERNC vigente. La evaluación del cumplimiento es positiva.
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$/Ton*
Se incurre en un error al considerar sólo el efecto que tienen las ERNC en el despacho del parque generador y consiguientemente en los costos marginales: La evaluación debe incorporar los costos de inversión, de respaldo y de transmisión adicional.
(*) C. Muñoz, AES Gener(**) A. Galetovic y otros
Hay algunas ERNC que tiene características particulares que las hacen poco competitivas
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
20112030
Costo de Inversión US$/kW
Conventional CoalAdvanced Coal
Advanced Coal with CCSConventiona Combined Cycle
Advanced Combined CycleAdvanced CC with CCS
Conventional Combustion TurbineAdvanced Combustion Turbine
Advanced NuclearWind
Wind- offshoreSolar PV
Solar ThermalGeothermal
BiomassHydro
0 100 200 300 400 500 600 700
Rango de Costo Medio Total de Desarrollo 2009 US$/MWh
Factor de Planta
Fuente: EIA, Annual Energy Outlook 2011, December 2010, DOE/EIA-0383(2010)Fuente: Informe CADE
Desde la perspectiva económica, las distintas tecnologías muestran distinto desempeño y con una variabilidad destacable
El desafío en materia de renovables Promover desarrollo de toda fuente de energía renovable económicamente
eficiente evitando distorsiones.
Evaluar los costos de manera completa (intermitencia, transmisión, respaldos, etc.).
Debatir informadamente sobre todas las tecnologías de generación eléctrica, aprender de la experiencia internacional y realizar estimaciones técnico-económicas sobre potencialidad (Recursos vs. Reservas).
Procurar un desarrollo competitivo entre las distintas tecnologías asegurando la minimización de costos y la confiabilidad del sistema.
Elevar actual tope de atributo ERNC para generación hidráulica (20MW) e incluir estímulos al uso de biocombustibles.
Penetración de ERNC en base a “Requerimientos de la Demanda”.
Considerando que en la industria de generación, para su desarrollo con calidad y seguridad de suministro:
Todas las tecnologías pueden competir.
Los titulares de los proyectos eligen las más apropiadas buscando el equilibrio que permita desarrollar una matriz de generación económica, segura y sustentable, de acuerdo a las exigencias normativas y a la competitividad de sus ofertas, dónde resuelve finalmente la demanda (licitaciones).
La competencia se desarrolla dentro de una normativa que se va adaptando: Ley ERNC (10% al 2024) que entró en vigencia el 2010 Norma de emisiones de centrales termoeléctricas (2011)
Crecimiento entre 5%-7% interanual
Mayores certezas y menor judicialización
Reducir desfase entre Oferta y
Demanda
Voluntad política para resolver las dificultades
Soluciones basadas en Sostenibilidad
Una mayor celeridad en autorizaciones
Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo
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
Y además, JUDICIALIZACIÓN CRECIENTE
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
¿Cuáles son las causas y consecuencias?El caso de la transmisión troncal
Vemos con preocupación que las soluciones no llegan oportunamente
Caso SIC: Sistema actual con importantes limitaciones. Encarece el abastecimiento y disminuye seguridad de suministro.
2x500 kV1700 MVA
500 kV1700 MVA
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 ha sido Declarado Desierto (24-05-2012) y se ha iniciado uno nuevo proceso de licitación.
Carta Gantt de nuevas obras
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
Vemos con preocupación que las soluciones no llegan oportunamente
La experiencia también nos muestra la verdadera velocidad del desarrollo de los proyectos de generación
Caso proyectos 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
Crecimiento entre 5%-7% interanual
Mayores certezas y menor judicialización
Reducir desfase entre Oferta y
Demanda
Voluntad política para resolver las dificultades
Soluciones basadas en Sostenibilidad
Una mayor celeridad en autorizaciones
Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo
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 son de política pública
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 la judicialización se están resolviendo caso a caso
problemas que son de política pública– Alto incentivo a litigar: costo de litigio ambiental es 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, sin conocimiento
“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)
SEIADiseñado para resolver casos concretos y propone planes de mitigación ambientales que cada vez enfrentan más presión para traspasar ese límite.
Crecimiento entre 5%-7% interanual
Mayores certezas y menor judicialización
Reducir desfase entre Oferta y
Demanda
Voluntad política para resolver las dificultades
Soluciones basadas en Sostenibilidad
Una mayor celeridad en autorizaciones
Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo
El consumo de electricidad de duplicará de aquí a 12-15 años
El fuerte crecimiento proyectado de la demanda en minería, exige también un fuerte desarrollo de oferta de electricidad a partir del 2016
Al igual que la generación, el desarrollo de la transmisión eléctrica requerirá responder oportunamente al mayor consumo estimado
El clima de inversión debe mejorar, permitiendo que nuevos proyectos ingresen al mercado
La base del crecimiento de la oferta deben ser proyectos eficientes que garanticen la seguridad del suministro. La eficiencia desde la perspectiva de un mercado competitivo moderno
Reflexiones
El desarrollo de proyectos de generación debe ir acompañado con el desarrollo preciso y oportuno de
proyectos de transmisión
La transmisión es esencial para el mercado eléctrico Permite diversificar la matriz energética, localización de generadoras y así
bajar los costos de producción. Facilita la competencia y por tanto contribuye a reducir el precio de la
electricidad. Provee seguridad al suministro de energía.
Desafíos ante un escenario que cambia en el futuro Mitigar riesgos que hoy imposibilitan la resolución en plazo y presupuesto de
las obras en transmisión. Los avances tecnológicos ofrecen atractivas herramientas. Un ejemplo son el
uso de HVDC y FACTS. La integración de nuevos actores, como las ERNC, presenta nuevos desafíos
que deben ser resueltos.
En Construcción; 10%
SEIA Aprobado; 69%
SEIA en Trámite; 21%
27%
42%
14%
9%7%
Biomasa, Biogas y Cogeneración
Eólicas
Otras térmicas*
Térmicas a Carbón
Hídricas
28%
47%
1%
16%
3%5%
Solares
Biomasa, Biogas y Cogeneración
Eólicas
Otras térmicas*
Térmicas a Carbón
Hídricas
35%
16%
5%
17%
1%
25%Solares
Geotérmicas
Eólicas
Otras térmicas*
Térmicas a Carbón
Hídricas
Al 2020 Chile necesita aumentar lapotencia instalada en al menos 7.000 MW
MWEn Construcción 2296 10%SEIA Aprobado 15197 69%SEIA en Trámite 4622 21%Total 22115
Fuente: www.centralenergia. Cl, marzo 2012 en base a SEIA
Proyectos de generación
¿Cuándo se construirán y entrarán en operación?
Mejorar el desafío competitivo
Reglas ya establecidas
Nuevas exigencias Mejorar clima de
inversiones Visión de LP
Matriz de Generación
Eléctrica
Minimización de los costos totales de
suministro (CTS) para horizonte de tiempo de
largo plazo
Perfeccionamientos institucionales y reglamentarios
CONFIABILIDAD
COM
PETI
TIVI
DAD
SUSTENTABILIDAD
Mix de Generación
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, estabilidad regulatoria, caso Campanario, etc.
Vulnerabilidad Barreras de Entrada
Riesgos
Oportunidades
Se deben reducir las incertidumbres !!
Oportunidades para mejorarPROBLEMA: 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 (de 3 a 5 años, espacio para renovables, bloques de
demanda) Reducir trabas y demoras en tramitación medioambiental y sectorial (gestión,
criterios comunes, objetividad, fortalecer criterios técnicos, “ventanilla única”) Mejorar relaciones con las comunidades Normas claras 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 a más largo plazo (Carretera Eléctrica e interconexión SIC-SING) La entrada de renovables (expansión natural, posibles 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. (CADE)
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.
La energía se ha transformado en un tema del debate público. La discusión debiera incluir elementos técnicos y lograr que los distintos actores asuman 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.
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.
