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¿Amenaza de crisis energética?
Jorge Rodríguez Grossi
Santiago, Mayo de 2011
I diIndice
1. ¿En qué momento cambió la Agenda Nacional?
2. El Sistema Eléctrico ha funcionado perfectamented d t i i t CRISISsuperando con adaptaciones una gigantesca CRISIS
ENERGÉTICA por suspensión de GAS argentino.Enfermedad Holandesa a la inversa con importación GASEnfermedad Holandesa a la inversa con importación GASargentino.
3. Problema de Calentamiento Global, amenaza aumento,de costos internacionales sobre nuestras exportaciones.Necesidad de Plan Coherente y económicamenteracional: exigencias ambientales de acuerdo a nuestrogrado de avance económico.
1. La Agenda se basaba en: CRECIMIENTO t i POBREZA
70000
para terminar con POBREZA.
50000
60000
70000
PIB
ENERGÍA SIC + SING
30000
40000
50000
27,6%
CORRELACIONESPIB CON POBREZA= ‐0,971PIB Y CONSUMO ELÉCTRICO: 0,991
10000
20000
3000030,2%
27,6%
23,2 21,7% 20,2% 18,7%
13 7%
15%
POBREZA Y CONS. ELÉCT= ‐0,965
0
1993 1994 1996 1998 2000 2003 2006 2009
SIC Y SING, CONSUMO GWh PIB Mmill$ 2003 POBREZA
13,7%
Si queremos doblar el PIB probablemente tendremos que casi doblar la Generación Eléctrica. Reducir la Pobreza al mínimo OBLIGA a CRECER.CRECER obliga a más ELECTRICIDAD.
1. Presiones sustentadas en criterios ambientales frenan inversiones y mantienen caro el parque generador
• Judicialización proyectos
• Manifestaciones paralizan Barrancones• Manifestaciones paralizan Barrancones
• Hidro Aysen amenazada
• Permisos ambientales mucho más lentos: de 300 a casi 500 días necesarios para aprobar un300 a casi 500 días necesarios para aprobar un proyecto, sin considerar judicialización.
1. Chile: Número Total de días transcurrido para aprobar proyectos termoeléctricos (media móvil de tres años; 70 proyectos de 40 MW o más)
450
500 Ley Corta 2
350
400
450
250
300
150
200
50
100
0
1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Fuente: Determinación de los tiempos de Tramitación ambiental de proyectos termoeléctricos en el SEIA, Rodríguez, Espinoza y Herrera, U. Alberto Hurtado, Mayo de 2011
2. Sistema Eléctrico exitoso: CMg, Gas Natural y Enfermedad Holandesa a la inversa
Costo Marginal SIC
350,00
400,00
Costo Marginal SIC
Solo se proyectaban plantasa Gas NaturalEntrada del GN
250,00
300,00
Entrada del GN
150,00
200,00
50,00
100,00
0,00
Ene‐94
Ago
‐94
Mar‐95
Oct‐95
May‐96
Dic‐96
Jul‐9
7
Feb‐98
Sep‐98
Abr‐99
Nov
‐99
Jun‐00
Ene‐01
Ago
‐01
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May‐03
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Jul‐0
4
Feb‐05
Sep‐05
Abr‐06
Nov
‐06
Jun‐07
Ene‐08
Ago
‐08
Mar‐09
Oct‐09
May‐10
Dic‐10
Costo Marginal SIC
2. Claves del modelo eléctrico chileno: exitoso a pesar de shocks externos Superamos trampa de inversiones
14000
SIC: Capacidad Instalada y Demanda Máxima
shocks externos. Superamos trampa de inversiones
12000
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Ley Corta 2
10000
6000
8000
MW
4000
0
2000
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 20101999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
DD Máxima Anual Capacidad Instalada Capacidad Frenada DD Máxima Proyectada
2. Claves del modelo eléctrico chileno: exitoso a pesar de shocks externosa pesar de shocks externos
Propósitos Solución
SuficienciaSuficiencia y Eficiencia en el Largo Plazo
El Ciclo es, primero contrato, luego planta.(*)Precios de Largo Plazo de mercado; no SPOTen el Largo Plazo
SuficienciaEficiencia en el Corto PlazoPool forzado. CDEC y rivalidad.
Unos venden otros compran Mitoy evitar poder de mercado
Unos venden, otros compran. Mito De Colusión. Costos auditados
S fi i iCalce entre contratos y T f i dSuficienciaSuficienciaCalce entre contratos y despacho a mínimo costo
Transferencias entre generadoresa precios spot. Perdedores y ganadores.
Suficiencia(*) "Necesitamos de contratos de largo plazo para poder empezar la construcción (del complejo). En eso estamos y esperamos, idealmente, a inicios del próximo año comenzar a construir una unidad del proyecto", indicó Litsek gerente general de CGX Castilla Generación (en El Mercurio 19 de Mayo de 2011)Suficienciaindicó Litsek.gerente general de CGX Castilla Generación (en El Mercurio, 19 de Mayo de 2011)
2. Principales problemas en el camino y soluciones (Ley Corta 1, año 2004)( ey Co ta , a o 00 )
Desafío Solución usada: Mercado
SuficienciaRemuneración de transmisión Pago 100% por uso
SuficienciaExpansión de la transmisión Licitaciones
SuficienciaDivergencias entre agentesPanel de expertos
o con reguladorPanel de expertos
Desafío Solución usada: Mayor regulación
SuficienciaAmpliaciones en transmisiónLas hace el i b t
Desafío Solución usada: Mayor regulación
pincumbente
2. Un año después viene la Ley Corta 2, año 2005
Desafío Solución
SuficienciaIncentivo a Inversiones L.P. en medio de trampa de inversiones
Nueva forma de fijar precio de contratos donderiesgo retorno gas argentino barato se
obvia a productor: se considera riesgo político
SuficienciaProblemas de corto plazo:sequías, falta de gas, sustitución
por diesel
Incentivo ahorrosvoluntarios
SuficienciaIncentivo a Inversiones CPReconocimiento de costos en tarifas.Licitaciones por plazos cortos obliga a precios
por diesel
altos en C.P.
li lib d d dEntre el 1997 y hoy, el mercado de contra‐tos libres ha enfrentado fuertes cambios encondiciones y se ha adaptado.
Contratos con clientes libres adaptados cadavez que cambian fuertemente condiciones.A la baja con el GN, al alza sin el GN, indexa‐do al CMg cuando no había certeza de ofertado al CMg cuando no había certeza de ofertasegura.
Costos Marginales continúan siendo más problema del comercio entre generadoresl tili d i id l l li t lib
Comparación Costos Marginales - Precio Nudo - Precio Libres (US$/MWh l )
que volatilizando precios a consumidores, salvo a algunos clientes libres
400
(US$/MWh reales)
Precios Combustibles
300
350Sequía
Atraso Permisos
200
250
MW
h no
min
ales
50
100
150
US$
/M
0
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2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
CMg Precio medio Libres PNudo
Nuevas centrales deben hacer bajar los Costos Marginales. Esa es la lógica del sistema de costos marginales: altos CMg atraen inversión Pero hay que permitir
140Costos Marginales Proyectados SIC a la baja, US$/MWh
sistema de costos marginales: altos CMg atraen inversión. Pero hay que permitir las inversiones para que CMg y precios de largo plazo bajen.
120
140
2011 2012 2013 2014
80
100
40
60
0
20
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octub
reNoviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octub
reNoviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octub
reNoviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
CNE: Fijación de Precios de Nudo Octubre de 2010, preliminar
Costos Marginales Proyectados, US$/MWh Lineal (Costos Marginales Proyectados, US$/MWh)
3. El problema del Calentamiento Global tiene que estar influyendo nuestra opinión pública. ¿Pero al punto de cambiarnos la AGENDA? ¿OECD nos
N h d d d h b i
p p ppresiona para superar pobreza?
• No hay dudas que puede haber seriasconsecuencias para nosotros por culpade este fenómeno. Los daños nodisting en países al a dedistinguen países: alza detemperatura, sequías, menoshidroelectricidad, migraciones,deforestación levantamiento del niveldeforestación, levantamiento del niveldel mar.
Chile: Efecto sobre lluvias del Calentamiento Global: Escenario sin cambios (BAU). Aumenta frecuencia de sequías en principales áreas de
b lembalses (LA ECONOMÍA DEL CAMBIO CLIMÁTICO EN CHILE, CEPAL y Gobierno de Chile 2009).
Por el año 2025, si se permiten nuevas hidroeléctricas, no quedarán muchos más recursos inexplotados para la electricidad. ¿Qué deberemos considerar para abastecernos? ¿Cómo nos mantendremos competitivos en comercio internacional cumpliendo normas ambientales internacionales? Chile 38% hidro
50000 Chile: Capacidad Eléctrica45
CO2 Billones de Toneladas
BAU
internacional cumpliendo normas ambientales internacionales? Chile 38% hidro.
CapacidadNo hidroeléctrica
35000
40000
45000
30
35
40
BAU
Mejor escenario
20000
25000
30000
15
20
25
5000
10000
15000
0
5
10
0
2000 2010 2020 2030 2040
Potencia Eléctrica
2000 2010 2020 2030 2040
CO2 Escenario de Referencia
AñoAñoPotencia Hidroeléctrica
• La presencia masiva del carbón en nuestra matriz, con todas lasrestricciones que ya se le ha puesto a esas centrales, es inescapabley muy valiosa. En el mundo tiene y tendrá una enorme presencia.Además, con seguridad mejorará tecnología. Carbón presente en36% capacidad eléctrica del mundo en 2030 (IEA).p ( )
• Problema de Calentamiento Global y amenaza aumento de costosinternacionales sobre nuestras exportaciones nos obliga a actuar:Medidas de «buena conducta» chilenas tienen que responder aMedidas de «buena conducta» chilenas tienen que responder aplan y no a espontaneísmo. Sino, carreta delante de los bueyes.
• Necesidad de Plan Coherente y económicamente racional:exigencias ambientales de acuerdo a nuestro grado de avanceeconómico.
• Equilibrio en las medidas ambientales: la producción de energía esEquilibrio en las medidas ambientales: la producción de energía esresponsable de 32% de las emisiones de CO2, pero ¿qué pasa con eltransporte (26%), el uso de la leña y biogas (21%), y los sectoresminero e industrial (15%)? Fte: CNEminero e industrial (15%)? Fte: CNE.
¿Quién le explica a la gente para lograr consistencia?consistencia?
Mundo, BWN Patagonia , 22/1120102010
Según encuesta la construcción de Hidroaysén tiene el 79% de rechazo. Agencia UPIAgencia UPI
Así lo reprodujeron en los medios chilenos: La II Encuesta sobre Percepción y Actitudes hacia el Medioambiente reveló que el 79 por ciento de los chilenos calificó negativamente la construcción del
lé i Hid é i lpolémico proyecto Hidroaysén para construir una central hidroeléctrica; mientras que el 69 por ciento cree que el Gobierno no está preocupado por el medioambiente. http://www.adnradio.cl/
¿Y no nos damos cuenta de que la energía será más cara aún y¿Y no nos damos cuenta de que la energía será más cara aún y que creceremos menos?
¿Amenaza de crisis energética¿Amenaza de crisis energética o de crisis política? Hay que reposicionar la Agenda por el Crecimiento y el combate a la Pobreza transversalmentePobreza transversalmente
Jorge Rodríguez GrossiJorge Rodríguez Grossi
450
5006.000
Gráfico N° IMPORTACIONES GAS NATURAL Y PRECIOS. US$
350
400
4 000
5.000
250
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3.000
4.000
ones m
3
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2.000
Millo
50
1001.000
00
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
IMPORTACIONES GAS NATURAL MILLONES M3 PRECIO MEDIO CIF US$/MILLON M3IMPORTACIONES GAS NATURAL MILLONES M3 PRECIO MEDIO CIF US$/MILLON M3
Costos de Desarrollo por tipo de plantas
HidroEmbalse
Hidropasada Geotermia Carbón GNL Eólico Diesel Solar
Tipo de Central
Embalse pasada
Potencia Instalada (MW) 500 100 80 340 360 100 80 30
Inversión Unitaria ( Miles US$/MW) 1,800 2,000 3,700 2,350 800 2,500 720 3,500Inversión Unitaria ( Miles US$/MW) 1,800 2,000 3,700 2,350 800 2,500 720 3,500
Factor de planta (%) 60% 50.0% 85.0% 83.6%65.0% 30.0% 85.0% 15%
Generación anual (MWh/MW) 5,256 4,380 7,446 7,323 5,694 2,628 7,446 1,314
Costo Var. de Operación (US$/MWh) 1.5 0.0 2.0 41.0 84.4 7.7 273.0 7.7
Costo Anual (kUS$/MW) 18 27.4 98.3 64.7 20.6 55.1 18.9 35
Potencia a firme reconocida (%) 45% 40% 80% 80% 70% 20% 90% 15%
Precio de la Potencia (kUS$/MW-año) 111.3 110.3 110.3 110.3 110.3 110.3 110.3 110.3
Ingresos por potencia (kUS$) 25,043 4,412 7,059 30,00227,79
6 2,206 7,942 496
Costo Desarrollo (US$/MWh) 46 64 74 83 93 141 274 360
Chil G N l P i P di US$/ il 3
800,00
900,00
Chile: Gas Natural, Precio Promedio US$/mil m3
700,00
800,00
500,00
600,00
300,00
400,00 PRECIO GAS NATURAL
PRECIO GNL
100,00
200,00
0,00
Fuente: construido con datos de la CNE
Perfil Crudo WTIEnero 2004 - Septiembre 2010
140,00
160,00
120,00
,
100,00
l
60,00
80,00
US$
/bbl
40,00
0,00
20,00
,
SICSIC
330360
120
140
MW
h)
MW
h)
Precio Medio Mensual
Precio Medio Mercado
150180210240270300
60
80
100
120
nsua
l SIC
(US$
/M
Men
sual
(US$
/M CMg SIC
0306090120150
0
20
40
60
Mg
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Prec
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ibre
M
00
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7
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9
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0
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Jun1
0
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CM
SINGSING
350190
sual
o
Precio Medio Libre US$/MWh
Precio Medio Mercado US$/MWh
250
300
130
150
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omed
io M
ens
US$
/MW
h
ecio
Mer
cado
$
CMg SING US$/MWh
150
200
90
110
130
Mar
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50
100
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