rené muga e. gerente general · precio distinto, y mayor, que el precio que ofertaría con una...
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“La visión de los actores del sector eléctrico”
11 Noviembre 2013
www.generadoras.cl
René Muga E.Gerente General
Consumo de electricidad sigue creciendoa tasas cercanas a las del PIB
Capacidad instalada 2013 (*) ≈ 19.234 MW.
En 14 años el consumo eléctrico se duplicará.
En 24 años se debería triplicar.
2027: 2 veces consumo de 2013
2037: 3 veces consumo de 2013
Proyección ventas de Energía Eléctrica – GWh
Fuente: CNE, ITD SING y SIC Oct 2013 (2024 en adelante estimación propia según tasascrecimiento largo plazo CNE: 4,1% SIC; 5,3% SING)
(*) al cierre 2013. Incluye en construcción que entrarían en lo que resta del año.
Ingreso anual de nueva capacidad de generación - SIC
Fuente: CDEC-SIC
Fuente: CDEC-SIC
Ingreso anual de nueva capacidad de generación - SIC
Fuente: CDEC-SIC
Ingreso anual de nueva capacidad de generación - SIC
Fuente: CDEC-SING
Ingreso anual de nueva capacidad de generación - SING
Fuente: CDEC-SING
Ingreso anual de nueva capacidad de generación - SING
Fuente: CDEC-SING
Ingreso anual de nueva capacidad de generación - SING
El clima de inversiones se deteriora
• Más de 8.500 MW 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. Ej: Procedimiento
CDEC, Retiros sin contrato–Res. 7230, Campanario, C169….
• Sólo se ha iniciado la construcción de un proyecto de energía
de base en el SIC en circunstancias que se requieren más de
400 MW de generación térmica o 550 MW de generación
hidráulica cada año (2014-2023).
Plan de obras CNE para el SIC a 10 años
Plan de Obras
En construcción
Fuente: ITD CNE SIC Octubre 2013
De los 4.849 MW totales que la CNE prevé para el SIC en el periodo 2013-2023, el 39% (1.884 MW) estaría en construcción (incluyendo San Pedro – 144 MW - y Alto Maipo -531 MW).
SIC: proyecciones oficiales y montos incrementales requeridos
Se requieren en promedio 450 MW/año adicionales
Se incorporarían en promedio 400 MW/año
Pero un 23% sería eólico
El déficit (5 TWh) sería suministrado principalmente por centrales que operan actualmente con petróleo.
Se estima que aportes hidroeléctricos de capacidad actual seguirán deprimidos (supuesto de hidrología seca).
Fuente: Elaboración propia en base a Plan de Obras y Demanda ITD CNE SIC Octubre 2013
TWh
Existe una cartera potencial de proyectospero aún muy pocos en construcción
28%4%
8%
(*) Incluye San Pedro 144 MW y Alto Maipo 531 MW
Ref: CNE ITD SIC Octubre 2013Informe CER Octubre 2013SEA a septiembre 2013 (SIC + SING). No incluye Barrancones y Castilla
(*)
Suministro de energía anual en el SIC
Balance de Energía en Escenario de Hidrología Media - GWh
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
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.
Balance de Energía en Escenario de Hidrología Seca - GWh
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
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.
Suministro de energía anual en el SIC
Sistema de transmisión congestionado
Fuente: Transelec, ITD CNE Octubre 2913
Cuellos de botella Los refuerzos llegarían recién en el 2018
Licitaciones para consumo regulado de EEDD
• Para el corto y mediano plazo (5 años), 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 visión país de largo plazo; desarrollo de proyectos
sustentables de energía de base y complemento eficiente
Consumo Regulado Total v/s Consumo Licitado (SIC)
Requerimientos de Energía Eléctrica y Escenarios de abastecimiento (2020-2030)
TWh
2020 2030
101 101
51
Proyección Consumo de Energía (SIC+SING)
5122
28 1
ERNC(20%/2025)
Hidroelectricidad(centrales de Aysén +
centrales zona centro-sur)
Termoelectricidad de Base
Escenario de Abastecimiento “Hidro”
Fuente: Agenda para impulsar las inversiones en generación eléctrica de base en el SIC, Tokman-Bernstein-Bitran-Jadresic, Octubre 2013
Requerimientos de Energía Eléctrica y Escenarios de abastecimiento (2020-2030)
5122 9
20
ERNC(20%/2025)
Hidroelectricidad(centrales zona
centro-sur)Termoelectricidad de
Base
5122 9
20
ERNC(20%/2025)
Hidroelectricidad(centrales zona
centro-sur)Termoelectricidad
Ineficiente
Escenario de Abastecimiento “Ineficiente”
Escenario de Abastecimiento “No Hidroeléctrico”
Fuente: Agenda para impulsar las inversiones en generación eléctrica de base en el SIC, Tokman-Bernstein-Bitran-Jadresic, Octubre 2013
Impactos en costos de largo plazo
Escenario Estudio CPC Diferencia Costo Marginal LP promedio (*)
(2020-2030)
Hidroeléctrico (centrales de Aysen) -
Termoelectricidad de Base (carbón) 7%
Termoelectricidad de Base (GN) 61%
Ineficiente 168%
Fuente: Agenda para impulsar las inversiones en generación eléctrica de base en el SIC, Tokman-Bernstein-Bitran-Jadresic, Octubre 2013
(*) con respecto al escenario “Hidroeléctrico”
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.
Promoción de ERNC vía licitaciones de EEDD - Conclusiones del estudio CPC
Ejemplo: dos suministradores con distinta tecnología de generación (uno con CC a GN y
el otro con FV) para hacerse cargo de la demanda regulada
Suministro combinado: el generador
con CC a GN enfrentará una curva de
demanda tal que lo obligará a ofrecer un
precio distinto, y mayor, que el precio
que ofertaría con una curva de carga
típica de la EEDD.
El precio de abastecimiento será más
caro: 120 (sólo CC a GN) 153
(suministro combinado) USD/MWh, para
este ejemplo.
¿Cómo avanzamos?
Impacto macroeconómico de los atrasos
Estudio encargado por AGG a UAH-Synexconcluye 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.
Inicio de
Operaciones
Beneficios
económicos
nacionales
Drama político de la energía
Tiempo
4 años de gobierno
4 años de gobierno
4 años de gobierno
Discusión y
aprobación del
proyecto
Costos políticos
locales, regiona-
les y nacionales
Inicio de
Operaciones
Beneficios
económicos
nacionales
Jjudicialización
demoras
complejidades
Con liderazgo hacia un “Nuevo Trato”
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.
Nuevos desafíos
Participación
Ordenamiento
territorial
Desarrollo
local
Confianza
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 (certezas y mayor
seguridad jurídica) que debe enfentarse sin demora.
Transmisión se convierte cada vez más en una restricción.
Relación entre proyectos de alto impacto y comunidades debe
ser redefinida en función de conceptos como “valor compartido”
y contribuir al progreso social y económico local.
Ciudadanos y comunidades deberían mejorar su acceso a
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.
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11 Noviembre 2013