Download - 1 Situación Energética de Chile Presente y Futuro 6 Abril 2006 SYSTEP Ingeniería y Diseños
1
Situación Energética de ChilePresente y Futuro
6 Abril 2006
SYSTEP Ingeniería y Diseños
2
Alternativa TRAZA 1
Pisco – Antofagasta
1700 km
PERÚ
ARGENTINA
CHILE
Pisco
LimaBOLIVIA
TGN -NOR
BRASIL
Santiago URUGUAY
PARAGUAY
Montevideo
Porto Alegre
Uruguayana
Colón - Paysandú
Santa Cruz de la Sierra
San Pablo
TGN -CO
Norandino
Atacama
Gasandes
Gas Pacífico
TGP
Asunción
Reservas de gas
Gasoductos regionales
3
Año 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09Demanda MW 498 611 747 812 1021 1094 1153 1221 1360 1416 1567 1600 1735 1830 1955 2088Necesidad Respaldo Diesel MW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 130 163 298 393 518 651
Evolución de matriz energética
Riesgos del sistema norte
Respaldo Diesel necesario para 100% restricción
0
1.000
2.000
3.000
4.000
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Potencia (MW)
Ciclo Combinado
Ciclo Combinado c/r Diesel
Resto
Carbón
D max
4
Contenido
Cadena de abastecimientoDescripción general de los sistemas
interconectadosDescripción particular del SICEsquema de preciosEvolución del mercado energéticoAnálisis situación actual
5
70’s a principios 80’s Reforma 80’sVerticalmente integrado Propiedad privada
Cadena de abastecimiento
Clientes
Producción Transporte Consumo
6
Hoy el Estado participa en el sector energético sólo como ente regulador.
La generación es un mercado competitivoEl plan de expansión en generación
depende de las decisiones de cada inversionista en el mercado.
Sólo se determina centralmente el plan de expansión necesario en la transmisión
Cadena de abastecimiento
7
Generación:Etapa de abastecimiento del mercado Mercado competitivoTecnología
• Térmica• Hidráulica
Cadena de abastecimiento
Combustibles fósiles:
Carbón
Petróleo
Gas Natural
Otros
Hidráulica 2 tipos:
De pasada
De embalse
8
Cadena de abastecimiento
Transmisión:Líneas, subestaciones y
equipos para transportar la energía desde los generadores a los distribuidores ( > 23 kV)
Monopolio naturalLa transmisión está dividida
en 3 partes:• Troncal• Subtransmisión• Adicionales
Servicio públicoAcceso abierto para
generadores
San Fernando 154
P. Montt 220
P. Cortes 154
D. Almagro 220C. Pinto 220
Cardones 220Maitencillo 220
P. de Azucar 220
Los Vilos 220
Quillota 220Polpaico 220
C° Navia 220
Chena 220A. Jahuel 220
A. Jahuel 154
Rancagua 154
Ancoa 500
Itahue 154Charrúa 220
Temuco 220
Valdivia 220
B. Blanco 220
A. Jahuel 500
Charrúa 500
Subtransmission
Additional
San Fernando 154
P. Montt 220
P. Cortes 154
D. Almagro 220C. Pinto 220
Cardones 220Maitencillo 220
P. de Azucar 220
Los Vilos 220
Quillota 220Polpaico 220
C° Navia 220
Chena 220A. Jahuel 220
A. Jahuel 154
Rancagua 154
Ancoa 500
Itahue 154Charrúa 220
Temuco 220
Valdivia 220
B. Blanco 220
A. Jahuel 500
Charrúa 500
Subtransmission
Additional
Main system
9
Cadena de abastecimiento
Distribución:Líneas, subestaciones y
equipos para transportar energía hasta los consumidores finales
(≤23 kV)Monopolio naturalServicio públicoObligación de servicio
en área de concesión
Transformadores de
distribución
12 kV distribución
Usuarios industriales
Usuarios residenciales
220 V
10
Cadena de abastecimiento Consumidores finales
Regulados• Potencia de conexión menor
a 2 MW • El precio es fijado por la
autoridad
No regulados• Pueden negociar sus tarifas
directamente con los generadores
• Potencia de conexión mayor a 500 kW
– Es opcional para potencia de conexión entre 500 kW y 2 MW
Transformadores de
distribución
12 kV distribución
Usuarios industriales
Usuarios residenciales
220 V
11
Cadena de abastecimientoDescripción general de los sistemas
interconectadosDescripción particular del SICEsquema de preciosEvolución del mercado energéticoAnálisis situación actual
Contenido
12
En Chile hay 4 sistemas interconectados 2 sistemas grandes
• Sistema Interconectado Central (SIC)• Sistema Interconectado del Norte Grande
(SING)
Energy Sales 2004
SING11.240 GWh
SIC34.603 GWh
MAGALLANES180 GWh
AYSÉN 82 GWh
Population 2004
SING902.423 P
SIC14.790.632 P
AYSÉN 100.370 P
MAGALLANES162.206 P
Descripción general de los sistemas interconectados
SING800 km
SIC 2200 km
Aysén
Magallanes
13
Descripción general de los sistemas interconectados
Capacidad instaladaSIC: alrededor del
70% de la potencia instalada.
Las plantas de gas natural tienen la mayor proporción de capacidad instalada.
Installed Capacity 2005 - 11.919 MW
30%
69%
1%
SING
SIC
Magallanes and Aysén
Installed Capacity (MW)
28%
11%
33%
18%
10%
Dam
Run-of-the-River
Natural Gas
Coil
Others
14
Descripción general de los sistemas interconectados
Características de la demandaGran tasa de
crecimiento• Entre 5% y 10%
desde 1998
SING
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
GWh
0%
5%
10%
15%
20%
25%
Demand Growth Rate
SIC
-
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
GWh
0%
2%
4%
6%
8%
10%
Demand Growth Rate
Aysén
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
GWh
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
Demand Growth Rate
Magallanes
020406080
100120140160180200
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
GWh
0%
2%
4%
6%
8%
Demand Growth Rate
15
Descripción general de los sistemas interconectados
Características de la demandaDiferente
composición de la demanda
• SING: mayor consumo son empresa mineras
• SIC: mayor consumo son clientes regulados
SING
5% 3%
79%
0%
5% 8%
Residential Commercial Minning
Agricultural Industrial Others
SIC
20%
13%
19%2%
38%
8%
Residential Commercial Minning
Agricultural Industrial Others
Aysén
24%
8%
33%0%
32%
3%
Residential Commercial Minning
Agricultural Industrial Others
Magallanes
24%
13%
0%
0%
60%
3%
Residential Commercial Minning
Agricultural Industrial Others
16
Cadena de abastecimientoDescripción general de los sistemas
interconectadosDescripción particular del SICEsquema de preciosEvolución del mercado energéticoAnálisis situación actual
Contenido
17
SIC Características del abastecimiento
Mayoritariamente integrado por plantas hidroeléctricas• Principalmente hidráulicas de embalse• Gran cantidad de reservas hidráulicas en el sur de Chile
Plantas de gas natural importan todo su combustible desde Argentina 3 grandes grupos controlan la generación
Installed Generation Capacity SIC
16%
42%11%
21%
10%
Run-of-the-River Dam Coal Natural Gas Others
Generation Capacity Owners SIC
51%
22%
19%
8%
Endesa Colbún Gener Others
18
SIC Características del abastecimiento
Gran componente hidráulica hasta 1996 Evolución de la capacidad instalada cambia a plantas de gas natural entre 1997 y 2003 Gas natural fue un combustible muy competitivo (precios bajos)
Installed Capacity by Technology
-
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
MW
Others
Natural Gas
Coil
Dam
Run-of-the-River
19
SIC Características de la demanda
En los últimos 10 años el consumo se ha doblado Se espera un crecimiento de 6% para los próximos años La demanda es fuertemente estacional
• Máximo en Marzo – Abril• Mínimo en Febrero & Septiembre
Demand Evolution SIC
-
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
[GW
h]
0.0%
1.0%
2.0%
3.0%
4.0%
5.0%
6.0%
7.0%
8.0%
9.0%
10.0%
11.0%
Seasonality Behavior of Demand
2,300
2,400
2,500
2,600
2,700
2,800
2,900
3,000
3,100
3,200
3,300
Jan
-01
Ma
r-0
1
Ma
y-0
1
Jul-
01
Se
p-0
1
No
v-0
1
Jan
-02
Ma
r-0
2
Ma
y-0
2
Jul-
02
Se
p-0
2
No
v-0
2
Jan
-03
Ma
r-0
3
Ma
y-0
3
Jul-
03
Se
p-0
3
No
v-0
3
Jan
-04
Ma
r-0
4
Ma
y-0
4
Jul-
04
Se
p-0
4
No
v-0
4
GW
h
20
Cadena de abastecimientoDescripción general de los sistemas
interconectadosDescripción particular del SICEsquema de preciosEvolución del mercado energéticoAnálisis situación actual
Contenido
21
Esquema de preciosEsquema de precios para potencia y energía Precio energía
Tarifas de costo marginal: costo de producir una unidad más de energía (kWh) Se reconocen costos de operación (costos auditados, no ofertados)
Pagos por capacidad o potencia Tarifas de costo marginal: costo de producir una unidad más (kW) Se reconocen costos de desarrollo Pago se divide entre los consumidores que consumen en el período de punta. En condiciones óptimas los ingresos por venta de energía a costo marginal mas los ingresos por capacidad instalada a costo de desarrollo en periodo de punta, cubre exactamente el costo de capital mas el costo operacional de los generadores
22
Esquema de precios
3 precios en el mercado de generación: Precio spot
• Estos precios son utilizados en el mercado spot. Los generadores pueden comprar o vender energía a otros generadores para cumplir con sus obligaciones (contratos). Precio de Nudo
• Precio utilizado para transar energía y potencia entre generadores y distribuidores. Reciente introducción de precio de licitaciones. Precio no regulado
• Contratos bilaterales entre generadores y grandes consumidores
23
Esquema de precios
Precio spot
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Mo
nth
ly G
en
era
tio
n (
GW
h)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Sp
ot
Pri
ce
(U
S$
/MW
h)
ThermalHydroSpot Price
24
Esquema de precios Precio spot
1997 y 1999 precios spot altos • Gran volumen de generación térmica
2005 altos precios spot• Restricciones de gas natural (El máximo fue en Abril 2005, 4,5 Mm3, 70% de restricción, costo marginal sobre 160 US$/MWh)
Energy Reserve of Reservoirs SIC
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Jan-
94M
ay-
94
Sep
-94
Jan-
95M
ay-
95
Sep
-95
Jan-
96M
ay-
96
Sep
-96
Jan-
97M
ay-
97
Sep
-97
Jan-
98M
ay-
98S
ep-9
8Ja
n-99
Ma
y-99
Sep
-99
Jan-
00M
ay-
00
Sep
-00
Jan-
01M
ay-
01
Sep
-01
Jan-
02M
ay-
02
Sep
-02
Jan-
03M
ay-
03
Sep
-03
Jan-
04M
ay-
04
Sep
-04
Jan-
05M
ay-
05
Sep
-05
En
erg
y(G
Wh
)
RAPEL INVERNADA COLBUN CHAPO RALCO LAJA
Energy Reserve of Reservoirs SIC
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Jan-
94M
ay-
94
Sep
-94
Jan-
95M
ay-
95
Sep
-95
Jan-
96M
ay-
96
Sep
-96
Jan-
97M
ay-
97
Sep
-97
Jan-
98M
ay-
98S
ep-9
8Ja
n-99
Ma
y-99
Sep
-99
Jan-
00M
ay-
00
Sep
-00
Jan-
01M
ay-
01
Sep
-01
Jan-
02M
ay-
02
Sep
-02
Jan-
03M
ay-
03
Sep
-03
Jan-
04M
ay-
04
Sep
-04
Jan-
05M
ay-
05
Sep
-05
En
erg
y(G
Wh
)
RAPEL INVERNADA COLBUN CHAPO RALCO LAJA
SIC Natural Gas Restrictions
0
1
2
3
4
5
05-2
004
06-2
004
07-2
004
08-2
004
09-2
004
10-2
004
11-2
004
12-2
004
01-2
005
02-2
005
03-2
005
04-2
005
05-2
005
06-2
005
07-2
005
08-2
005
09-2
005
MMm3
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
% o
fre
stri
cti
on
SIC Natural Gas Restrictions
0
1
2
3
4
5
05-2
004
06-2
004
07-2
004
08-2
004
09-2
004
10-2
004
11-2
004
SIC Natural Gas Restrictions
0
1
2
3
4
5
05-2
004
06-2
004
07-2
004
08-2
004
09-2
004
10-2
004
11-2
004
12-2
004
01-2
005
02-2
005
03-2
005
04-2
005
05-2
005
06-2
005
07-2
005
08-2
005
09-2
005
MMm3
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
% o
fre
stri
cti
on
25
Esquema de precios Precios de nudo
Se fija cada semestre, en abril y Octubre, por la CNE El valor del precio de nudo corresponde al valor esperado del costo marginal de los siguientes 48 meses en el caso del SIC
Energy Node Price vs Marginal Cost SIC
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
[US$/MWh]
Monthly MgC Energy Node Price
Valor esperado teórico
26
Cadena de abastecimientoDescripción general de los sistemas
interconectadosDescripción particular del SICEsquema de preciosEvolución del mercado energéticoAnálisis situación actual
Contenido
27
Evolución del mercado energético
Fecha Descripción
13 sep 1982 Ley General de Servicios Eléctricos o DFL Nº 1
12 feb 1990 Ley 18.922. Peajes básicos y adicionales.
10 sep 1998 Decreto Supremo Nº 327, “Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos”
8 jun 1999 Ley 19.613 Modifica el artículo 99 bis.
13 mar 2004
Ley 19.940, “Ley Corta I” Modifica el DFL Nº 1. Regula sistemas de transporte de energía eléctrica, tarifas para sistemas eléctricos medianos, crea Panel de Expertos, servicios complementarios.
19 sept 2005
Ley Nº 20,018, “Ley corta II”Modifica el DFL Nº 1. Introduce el proceso de subasta, reducción temporal de consumos, un representante de los consumidores libres en el CDEC y clasifica las restricciones de gas natural como no fortuitas
28
Evolución del mercado energético
Ley corta I Pagos al sistema de transmisión están asociados al uso de la
red de transmisión Compañías que participan en la transmisión en el sistema
troncal deben recolectar el valor anual de la transmisión por sectores.
• El valor anual incluye el costo de inversión, el costo anual de operación, mantenimiento y administración.
29
Evolución del mercado energético
Ley corta II Empresas distribuidoras deben realizar un proceso de licitaciones para asegurar el suministro a los consumidores. Las empresas distribuidoras tienen la obligación de satisfacer el total del consumo proyectado de sus clientes, al menos por 3 años. Las reglas de las licitaciones deben ser formuladas individualmente o por grupos de distribuidoras y deben ser aprobadas por la CNE. Los contratos no pueden durar más de 15 años.
30
Desarrollos en proceso
Norma Técnica (publicada)
Definición requerimientos, responsabilidades y derechos
Inversión en seguridad y calidad de servicio Refuerzo de instalaciones de transmisión
Estudio de Transmisión Troncal (en desarrollo)
Valorización de instalaciones existentes Elaboración de planes de expansión
Tarificación de Sistemas de Subtransmisión (en desarrollo) Nuevo método basado en el concepto de instalaciones
económicamente adaptadas a la demanda
31
Cálculo de Peajes de Transmisión Aplicación de nueva metodología contemplada en la Ley
19.940 Introduce pago demanda 20% área influencia común del
troncal
Reglamento de Pequeñas Centrales (publicado)
Norma la instalación de centrales menores de 9 MW
Reglamento de Transferencia de Potencia (publicada propuesta por la CNE) Introduce concepto de sequía de gas
Otros reglamentos
Desarrollos en proceso
32
Cadena de abastecimientoDescripción general de los sistemas
interconectadosDescripción particular del SICEsquema de preciosEvolución del mercado energéticoAnálisis situación actual
Contenido
33
Análisis situación actual
Plan de obras Octubre 2005
Plan de obras Abril 2006
34
Análisis situación actual
Plan de obras Octubre 2005
35
Análisis situación actual
Plan de obras Abril 2006
36
Proyección de demanda agregada (CNE)
Análisis situación actual
SIC Aggregated Demand Projection 2006 - 2016
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
0.0%
1.0%
2.0%
3.0%
4.0%
5.0%
6.0%
7.0%
8.0%
9.0%
Aggregated Demand [GWh] Growth
Crecimiento estable en los últimos 10 años, con 6.5% estimado para el periodo 2010 - 2016
37
Precio del petróleo
Ingenieros Consultores
PETRÓLEO CRUDO - PRECIO MEDIO ANUAL
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
1972 1982 1992 2002
Nominal US$ 2005
38
Precio del Gas Natural Licuado
39
Precio el carbón
Ingenieros Consultores
Precio del Carbón en Ventanas (US$ oct05/ton)
0
20
40
60
80
100
120
Abr-85 Abr-87 Abr-89 Abr-91 Abr-93 Abr-95 Abr-97 Abr-99 Abr-01 Abr-03 Abr-05
US
$ / t
on
Real Nominal
40
Escenarios Plan de expansión 01: precio GNL de 4
US$/MBtu-pcs y precio de carbón de 60 US$/Ton
Plan de expansión 02: Precio de GNL de 6.0 US$/MBtu-pcs y precio de Carbón de 80 US$/Ton
Plan de expansión 03: Precio de GNL de 8.0 US$/MBtu-pcs y precio de Carbón de 60 US$/Ton
Plan de expansión 04:Precio de GNL de 6.0 US$/MBtu-pcs y precio de Carbón de 60 US$/Ton
Costos marginales de largo plazo
41
Costos marginales de largo plazo
Costos marginales de largo plazo, según los planes de expansión
SIC´s Long-term Energy MgC for Adjusted Expansion Plans
0
10
20
30
40
50
60
70
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
[US
$/M
Wh
]
01 (NEC) 02 03 04
01 (NEC) 02 03 042006 49.3 50.0 50.5 50.12007 54.8 57.4 56.1 56.72008 63.5 66.0 65.2 65.32009 54.8 59.5 65.0 55.12010 38.5 50.3 59.9 36.42011 38.6 52.2 62.1 35.02012 37.5 50.6 62.1 34.62013 37.5 51.8 61.4 34.72014 38.2 51.7 61.0 33.22015 37.6 51.7 62.0 34.12016 38.0 51.9 63.0 34.4
Marginal Cost by Expansion Plan [US$/MWh]Year
42
Desafíos futuros para el Mercado
Proyecto Aysen (ENDESA)Licitación de suministro por parte de las
distribuidoras (Ley corta II)Licitación de terminal GNL a British GasConstrucción de centrales eléctricas a
carbón Instalación de turbinas para abastecer la
demanda hasta el año 2010
43
SYSTEP Ingeniería y Diseños
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