gas y electricidad : ¿ qué hacer ahora ?
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Gas y electricidad : ¿ qué hacer ahora ?. Alexander Galetovic (CEA-DII) Juan Ricardo Inostroza (AES Gener S.A.) Cristián Muñoz (AES Gener S.A.). Trabajo financiado por AES Gener S.A. Opiniones nuestras, no de AES Gener S.A. La crisis del gas. El enfoque estándar - PowerPoint PPT PresentationTRANSCRIPT
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Gas y electricidad: ¿qué hacer ahora?
Alexander Galetovic (CEA-DII)
Juan Ricardo Inostroza (AES Gener S.A.)
Cristián Muñoz (AES Gener S.A.)
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• Trabajo financiado por AES Gener S.A.
• Opiniones nuestras, no de AES Gener S.A.
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La crisis del gas
• El enfoque estándar– ¿Cómo y porqué se originó?– ¿Es posible un suministro de gas confiable?– ¿Debe abandonarse el gas natural?
• Nuestro enfoque– ¿Bajo que condiciones la escasez de gas no
deviene en crisis de abastecimiento eléctrico a corto ni largo plazo?
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El problema
Insumos de disponiblidad variable
(agua y gas natural);
precios inflexibles que no reflejan escasez
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I Algunos hechos básicos
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¿Cuánto cuesta perder el gas?
(1) Inversión
(dólares por kW)i
(2) Costo de la
energía (dólares por
MWh)ii
(3) Mayor costo
de largo plazo (millones de
dólares)iii
(4) Mayor costo
de largo plazo (% por kWh
final )iv
Precio de nudo 2000-03 (Ciclo combinado, gas natural, sin restricción)a
---
34,7
---
---
Ciclo combinado, gas natural, restringido 500 horas por añob
506
41,7
4.218
8%
Carbónc 1.294 46,4 7.050 13% Ciclo combinado, gas licuadod
470 50,0 9.186 17%
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¿Fue mala idea traer gas natural?
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¿Se postergó al agua?
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Capacidad instalada en 2003
(1) Tipo de central
(2) Capacidad instalada
(en MW)i
(3) Participación
Pasada 1.295 19% Embalse 2.754 31% Total hidráulico 4.049 58% Carbón 838 12% Gas natural 1.717 25% Petróleo y derivados 307 4% Otrosii 79 1% Total térmico 2.941 42% Capacidad instalada 6.990 100% Demanda máxima (2003)
5.162
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La característica fundamental del sistema interconectado central (SIC):
insumos de disponibilidad volátil
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Clasificación de combustibles
Disponibilidad volátil
• Agua
• Gas natural
• Viento
Disponibilidad segura pero precio volátil
• Carbón
• Petróleo
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Implicancias (1)
El agua no es la tecnología de expansión
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Agua contra carbón
(1)
Demanda
(en GWh)i
(2)
Aumento
de la
demanda
(en GWh)
(3)
Inversión
hidráulica
(adicional,
en MW)ii
(4)
Inversión
carbón
(adicional,
en MW)iii
(5)
Costo
anual
(en US$
millones)iv
(6)
Costo
anual
(en US$
millones)v
(7)
Diferencia
(en US$
millones)
2005 38.592 2.525 770 360 234 138 96
2006 41.294 2.701 824 385 250 148 102
2007 44.184 2.891 882 412 267 158 110
2008 47.277 3.093 944 441 286 169 117
2009 50.587 3.309 1.010 472 306 181 125
2010 54.128 3.541 1.080 505 328 194 134
Total 5.511 2.577 1.671 987 684
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Implicancias (2)
Los años de escasez de energía
son inevitables en Chile Central
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Implicancias (3)
En los años de escasez extrema de agua
o gas el consumo tiene que disminuir
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D-1 [x(t)]
pN
x(t) x (pN)
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II La propuesta
(sinopsis)
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Estructura actual
DM
G1
CDEC
GENERACION
GN
Cmg
G1
CDEC
Generadores
GN
Cmg
Mercado spot
DM
Precio libre
Precio regulado:
Precio de nudo
D1
DISTRIBUCION
D1
Distribución
Precio de nudo + VAD
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G1
CDEC
GENERACION
GN
Cmg
G1
CDEC
Generadores
GN
Cmg
Mercado spot
Precio libre DISTRIBUCIONComercialización
Precio libre
C
DDistribución
VAD
Propuesta
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III Los defectos del contrato regulado
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“Contrato” regulado
• Abastecimiento a todo evento a precio de nudo
• Si a usted le cortan la luz, lo compensan a costo de falla (22,8 centavos/KWh contra 9 ó 4 centavos/KWh)
• Compensación se paga cuando hay un decreto de racionamiento
• Regulador define las condiciones del decreto
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El mecanismo de compensación
Com
pens
ació
n
D-1 [x(t)]
pN
x(t) x (pN)
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Defecto 1: El contrato impone una sola condición de abastecimiento; impide que los consumidores elijan el riesgo que asumen; la matriz energética es más cara
Defecto 2: El contrato regulado es difuso; riesgos los asigna el gobierno durante la crisis con la vista puesta en el people meter
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Defecto 3: Las compensaciones son inflexibles; el precio de nudo impide que los usuarios contraten libremente sus restricciones de consumo en escasez
Defecto 4: En la práctica, se raciona mediante cortes; esto es mucho más caro que lo necesario
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IV La propuesta
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G1
CDEC
GENERACION
GN
Cmg
G1
CDEC
Generadores
GN
Cmg
Mercado spot
Precio libre DISTRIBUCIONComercialización
Precio libre
C
DDistribución
VAD
Propuesta
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El sistema de precios apropiado• Riesgos distribuidos eficientemente en
contratos libres
• Precios reflejan costos de seguridad de abastecimiento
• “Matriz energética” refleja preferencias de usuarios
• Mecanismos que permitan disminuir eficientemente el consumo durante escasez (i.e. recorriendo la curva de demanda)
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Propuesta 1: Separar la distribución de energía de la comercialización. Separar los precios de electricidad y distribución (VAD)
Propuesta 2: Abrir la comercialización de energía y potencia a empresas especializadas
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Propuesta 3: Actuales distribuidoras deben establecer filiales comercializadoras
Propuesta 4: Eliminar el límite de clientes libres
Propuesta 5: Continuar con el despacho a costo marginal
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Doña Juanita ...
Propuesta 6: Contrato de condiciones reguladas, pero precio libre, para “doña Juanita”; abastecimiento a todo evento, pero el comercializador puede “premiar” al cliente por disminuir consumo
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Regulación prudencial
• Equilibrio oferta-demanda en cada instante
• Un comercializador oportunista podría vender contratos baratos sabiendo que no los cumplirá en escasez
• Sus clientes siguen retirando energía en escasez y la luz se corta
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Propuesta 7: Regulación prudencial de comercializadores
• Capital mínimo
• Calce entre energía y potencia contratada y vendida en cada contingencia
• Contabilidad centralizada de contratos en SEC
• Plan de contingencia y monitoreo en escasez
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V Algunas bondades de la liberalización
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• “Matriz energética” refleja preferencias de consumidores (contratos seguros se respaldan con carbón; baratos, pero sujetos a escasez, con gas y agua)
• Una escasez es considerablemente más barata
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Costo de la escasez de 1998-1999
• Restricción septiembre 1998 a junio de 1999: 450 GWh, equivalente a 2,5% consumo total (18.000 GWh en nueve meses)
• Restricción eficiente (Benavente et al. 2004): US$ 0,11/KWh ó US$ 0,05/KWh, entre US$ 22,5 y 26 millones
• Valorados a costo de falla: US$ 0,23/KWh o US$ 94,5 millones (más o menos cuatro veces más)
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Competencia debiera
favorecer a doña Juanita
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• Hoy doña Juanita paga tarifa BT1, que combina energía (45%), potencia (25%) y VAD (30%), equivalentes a US$ 0,09/KWh)
• Combinar energía con potencia y VAD distorsiona la decisión de cuánta energía demandar en el margen
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![Page 44: Gas y electricidad : ¿ qué hacer ahora ?](https://reader035.vdocumento.com/reader035/viewer/2022070411/568147b3550346895db4f3d3/html5/thumbnails/44.jpg)
Benavente et al. (2004) permite estimar que el triángulo es:
• Alrededor de US$ 58 millones anuales, US$ 1.160 millones en valor presente (5%/10%)
• Equivalente a 8,4% de la cuenta actual
• Casi por sí sólo compensa la hipotética pérdida del gas
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Conclusión
• Episodios de escasez de energía son inevitables en Chile
• Una escasez no debería devenir en crisis• La escasez deviene en crisis por precios y contratos
inflexibles • Liberalizar la comercialización de energía es el
camino correcto– Salva el gas natural– Evita que la escasez se convierta en crisis– Disminuye costos de la escasez– Compensaría la pérdida del gas