Mercado Eléctrico Chileno¿Alarma o Alarmismo?

Hugh Rudnick

Systep Ingeniería y Diseños

2

Preguntas planteadas

� ¿Es real la extrema precariedad del sistema eléctrico chileno?

� ¿Es efectivo que enfrentamos crecientes dificultades para el

desarrollo futuro del sistema? ¿Qué tan graves son los signos de

alarma?

� ¿Cuáles son las grandes palancas que debería accionarse para

mitigar los riesgos? ¿Cuáles serán los costos y beneficios de

hacerlo o no?

3

0

50

100

150

200

250

300

350

1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

US$/MWh

Precio Nudo en Alto Jahuel US$/MWh Cmg Alto Jahuel US$/MWh

Fuente: Systep, CDEC-SIC,CNE, 2012

Contexto históricoCostos marginales vs. precio de nudo – SIC

4

Contexto actual

� Crecientes dificultades en el desarrollo de la infraestructura

eléctrica

� Desafíos en proyectos de generación y transmisión

� Creciente judicialización de procesos, recursos administrativos

o judiciales, crecientes restricciones y dificultades

ambientales, politización de procesos de evaluación

� Inadecuados mecanismos de participación ciudadanía (todo

se canaliza vía estudios ambientales), creciente insatisfacción

de comunidades y regiones afectadas

� Surgimiento de la restricción de las comunidades indígenas

(Convenio 169 OIT)

� Politización de la discusión energética (crítica al capitalismo).

5

No a Barrancones (carbón, 540 MW)

Abril 2009

No a Hidroaysén (embalses, 2750 MW)

Junio 2011

Contexto actual- social

6

No a Chiloé (eólica, 112 MW)

Julio 2011

No al Tatio (geotérmica, 40 MW)

Julio 2010

Contexto actual- social

7

No a líneas eléctricas (entre

Loncoche y Villarrica)

Diciembre 2010

Contexto actual- social

8

� Radicalización

de posiciones políticas

� Rechazado por 46 a favor y 47 en contra….

Contexto actual- político

9Fuente: Systep, CNE, 2012

¿Futura expansión oferta SIC?

Fecha de entrada en

operaciónNombre

Capacidad

[MW]Tipo

Proyectos en etapa de construcción

2012 Santa María 343 Carbón

2012 Bocamina 02 342 Carbón

2013 Campiche 242 Carbón

2013 El Arrayan 115 Eólica

2013 Angostura 316 Hidráulica

2014 San Pedro 144 Hidráulica

Proyectos relevantes con aprobación en la EIA.

2015 Guacolda 05 154 Carbón

2016 Santa María II 115 Carbón

2016 - 2017 Alto Maipo 530 Carbón

2017-2018 Castilla 2.100 Carbón

2019 Neltume 473 Hidráulica

2022 Cuervo 640 Hidráulica

2021 - 2025 Hidroaysén 2.750 Hidráulica

10

Gas natural

Hidráulica

>Ralco

Carbón

hidráulica

Petróleo

Diesel

Hidráulica

Carbón

Capacidad Instalada SICEvolución histórica y centrales en construcción (2014) vs. demanda máxima

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

[MW]

Hidráulica Pasada Hidráulica Embalse Carbón Gas Natural Petróleo Diesel Biomasa Eólica Demanda maxima

11

-5,0%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014

Capacidad Demanda

Gas Natural Diesel

Retrasos en

inversión

Capacidad Instalada SIC-crecimientoVariación del crecimiento de la capacidad instalada (construcción) vs. crecimiento de la demanda

Ralco

12

Fuente: CNE, Systep. 2012

Riesgo HidrológicoEfecto de la hidrología en la capacidad de generación.

Riesgo hidrológico

13

Riesgo Hidrológico y CapacidadEfecto de la hidrología en la capacidad de generación.

Hidrología húmeda (20% de Probabilidad de Excedencia).

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13

h. humeda % Gen Hidráulica h. humeda % Gen. térmica

[%]

Fuente: Programación anual, CDEC-SIC.

Aprovechamiento

del recurso hídrico

14

Riesgo Hidrológico y CapacidadEfecto de la hidrología en la capacidad de generación.

Hidrología seca(90% de Probabilidad de Excedencia).

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13

h. seca % Gen Hidráulica h. seca % Gen. térmica

[%]

Fuente: Programación anual, CDEC-SIC.

Mayor uso de unidades

térmicas

15

Riesgo Hidrológico y ReservaEfecto de la hidrología en la capacidad de generación.

Escenarios (seco, medio y húmedo)

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13

h. seca % Gen Hidráulica h. seca % Gen. térmica

h. media % Gen Hidráulica h. media % Gen. térmica

h. humeda % Gen Hidráulica h. humeda % Gen. térmica

[%]

Capacidad

Efectiva

Hidraúlica

h. seca 2507 MW

h. media 3142 MW

h. húmeda 3509 MW

Fuente: Programación anual, CDEC-SIC.

1.000 MW

menos

16

Riesgo Hidrológico CDEC y CapacidadEfecto de la hidrología en la capacidad de generación.

Reducción de capacidad efectiva 2012-2013 – hidrología seca.

Fuente: Programación anual, CDEC-SIC, Systep 2012.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13

Capacidad Hidráulica (Seca) Carbón Gas Natural Petróleo Diesel Biomasa Eólica Demanda maxima

MW

17

Riesgo Hidrológico y Capacidad extrapoladoEfecto de la hidrología en la capacidad de generación.

Reducción de capacidad efectiva 2012 – 2015 – hidrología seca.

Fuente: Programación anual, CDEC-SIC, Systep 2012.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

2012 2013 2014 2015

MW

Hidráulica - h.seca Carbón Gas Petróleo Diesel Biomasa Eólica demanda maxima

18

Capacidad instalada extrapolada SICcapacidad efectiva por hidrología (2012 - 2015)

0

2000

4000

6000

8000

10000

2012 2013 2014 2015

MW

Hidráulica Carbón Gas Petróleo Diesel Biomasa Eólica demanda maxima

0

2000

4000

6000

8000

10000

2012 2013 2014 2015

MW

Hidrología húmeda 20% excedencia

Hidrología seca90% excedencia

19

Efecto en la reservaEfecto de la hidrología en la capacidad de generación y reserva

Reducción de capacidad efectiva 2012 – 2015 – hidrología seca.

Fuente: Programación anual, CDEC-SIC, Systep 2012.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

2012 2013 2014 2015

MW

Hidráulica - h.seca Carbón Gas Petróleo Diesel

Biomasa Eólica demanda maxima

añoMargen

[%]

2012 36,4%

2013 34,8%

2014 28,8%

2015 21,9%

20

¿Cuales son posibles alternativas futuras?

� ¿Es posible invertir en carbón?– Mayor costo inversión y menor costo variable

– Significativo impacto ambiental y rechazo social

– Altas probabilidades de sufrir importante oposición

– ¿Estarán dispuestos a invertir 10-20 millones US$ y 2-3 años de estudios, ingeniería y permisos para finalmente tener que desechar el proyecto?

� ¿Es posible invertir en GNL?– Menor costo de inversión y mayor costo variable

– Menor impacto ambiental

– Menor rechazo social?

– ¿Estarán dispuestos a firmar contratos de suministro de gas, viabilizar terminales de GNL, etc. para luego ser desplazados por el carbón en el despacho?

21

Análisis de alternativasCostos de desarrollo

Escenario expansión a Carbón Escenario expansión GNL CC

Inversión unitaria 2.400 - 2800 US$/kW 1000 - 1200 US$/kW

Factor de planta 85% 80%

Precio combustible 100 - 130 US$/Ton 11,0 - 13,0 US$/MMBtu

Costo variable total 37,0 - 47,5 US$/MWh 78,2 - 91,8 US$/MWh

Estructura deuda-patrimonio 70%/30% 70%/30%

Costo de desarrollo

de la energía 73,8 - 91,1 US$/MWh 91,5 - 108,4 US$/MWh

22

Escenario Inferior:Desarrollo basado en hidroelectricidad y carbón

Costo marginal de

largo plazo en torno

a 80 US$/MWh

Supuestos: la

inversión entra en

forma oportuna� HidroAysén

� Energía Austral

� Castilla

� Guacolda 5

� Santa María II

� Neltume

� Alto Maipo

* Quillota 220KV es la barra de referencia

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

5% de excedencia (húmeda) Promedio Anual 95% de excedencia (seca)

CMg (US$/MWh)

23

Escenario Superior:Desarrollo basado en GNL, con restricciones en

hidroelectricidad

* Quillota 220KV es la barra de referencia

Supuestos:� Desarrollo de CC GNL

� No se realiza Neltume

� No se realiza Castilla

� HidroAysén (2025)

� Energía Austral (2026)

Costo marginal de

largo plazo en torno

a 100 US$/MWh

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

5% de excedencia (húmeda) Superior Promedio Esc. Superior 95% de excedencia (seca) Superior

CMg (US$/MWh)

24

Comparación de EscenariosValorización de los costos marginales resultantes [MMUSD]Horizonte 2015 - 2023

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

MMUSD

Inferior (exp Carbón) Superior( exp GNL)

Ejercicio simple

de valoración:Diferencia en valor

presente 2015 de

costo de la energía (a

valor marginal):

5.305 millones de

dólares (16% del

valor base) entre

2015 y 2023

25

Escenario desadaptado: escenario inferior con retrasos en la inversión

* Quillota 220KV es la barra de referencia

Supuestos:� Retraso de 1 año de los

proyectos en

construcción

� Retraso de 2 años de los

proyectos que inician

operación entre 2015 –

2018.

Se obtiene un costo

marginal de largo

plazo en torno a

100 US$/MWh

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

5% de excedencia (húmeda) desadaptado Promedio Anual Esc . Desadaptado

95% de excedencia (seca) desadaptado

CMg (US$/MWh)

26

¿Cómo los agentes deben enfrentar la

incertidumbre y el riesgo?

� En estas condiciones de incertidumbre, es necesario que los

distintos agentes del mercado evalúen sus decisiones y el

impacto sobre el desarrollo de sus proyectos:

– Caso generador: criterio conservador sería evaluar sus proyectos

considerando un escenario como el inferior en el desarrollo futuro

– Caso cliente libre: criterio conservador será considerar una situación

coherente con el escenario superior o desadaptado

� Utilización de técnicas de evaluación de riesgo, consideración

de distintos escenarios e incorporación de clausulas de

revisión e indexación de contratos.

27

CADE – Noviembre 2011

Acciones realizadas para superar la

incertidumbre a nivel político

28

CCTP – Noviembre 2011

Acciones realizadas para superar la

incertidumbre a nivel político

¿Diálogo de sordos?

29

1. Eficiencia Energética

2. ERNC

3. Energías Tradicionales

Hidroelectricidad

4. Carretera Eléctrica Pública

5. Mercado Eléctrico más

Competitivo

6. Interconexión Eléctrica Regional

Febrero 2012

Acciones realizadas para superar la

incertidumbre a nivel político

¿Respuesta a falta de estrategia?

30

Acciones para superar la incertidumbre

1. Liderazgo político claro del Gobierno

– Anuncios de cambios regulatorios, sin una oportuna formulación de

proyectos concretos, introducen riesgo y retrasos en la inversión.

– Enfrentar riesgo importante del ciclo político que puede demorar el

despeje de la incertidumbre en las señales (2012 y 2013: años de

elecciones)

– Necesidad construir puentes con la oposición (acuerdo macropolítico)

– Cambios legales en participación, compensaciones, estudios ambientales

2. Crear esquemas de participación de la sociedad civil en el

desarrollo económico

– Quitar presión a procesos ambientales, reforzando esquemas y

oportunidades de representación dentro del desarrollo social

31

3. Formalizar y estandarizar metodologías técnicas de evaluación

ambiental

– Uniformar criterios técnicos de evaluación ambiental

– Eliminar arbitrariedades de resoluciones calificación ambiental

– Superar dificultades en relación a bosque nativo, uso del agua, etc.

4. Diseño de esquemas de compensación para comunidades

locales que son afectadas por proyectos específicos

– Compensar excesivo centralismo de país y ganar apoyo local a desarrollos

de infraestructura

Acciones para superar la incertidumbre

32

4. Desarrollo de acciones de ordenamiento territorial

– Identificar localizaciones y condiciones para desarrollo térmico

– Entregar certeza sobre el desarrollo de los proyectos

6. Propuesta concreta sobre carretera eléctrica (21-05-11)

– Acción de ordenamiento territorial

– Superar conflictividad política

– Premura por definir la carretera eléctrica no debiera contaminar el

esquema de remuneración de la transmisión

Acciones para superar la incertidumbre

33

Preguntas planteadas

� ¿Es real la extrema precariedad del sistema eléctrico chileno?

NO

� ¿Es efectivo que enfrentamos crecientes dificultades para el

desarrollo futuro del sistema? SI ¿Qué tan graves son los signos

de alarma? CONDICION CRITICA DE PRECIOS

� ¿Cuáles son las grandes palancas que debería accionarse para

mitigar los riesgos? POLITICAS Y REGULATORIAS ¿Cuáles serán

los costos y beneficios de hacerlo o no? IMPORTANTES

Hugh Rudnick

hrudnick@ing.puc.cl

Systep Ingeniería y Diseños

• Publicaciones sobre el sector energía:

http://web.ing.puc.cl/~power/publications/publications.htm

http://www.systep.cl/publicaciones.php

• Reporte Mensual del sector eléctrico:

http://www.systep.cl/reportes.php