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Mercado Eléctrico Chileno
Hugh RudnickFacultad de Ingeniería
Pontificia Universidad Católica de Chile
Curso de Minería para Periodistas 2009
9 Julio 2009
Objetivos
• Visión global del abastecimiento energético como requisito para un desarrollo sustentable
• Características y desarrollo del mercado eléctrico chileno y del Sistema Interconectado Central (SIC)
2
Los principales desafíos a futuro
1. Energía
2. Agua
3. Alimentación
4. Medio ambiente
5.
6.
33
El desafío del crecimiento v/s energía
4
Crecimiento económico y energético
Crecimiento del PIB vs. Consumo de Energía(variación % respecto del año base 1990)
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Consumo ElectricidadConsumo Energeticos PrimariosPIB
Chile: Crecimiento Producto Geográfico Bruto versus Consumo Energético (Fuente: CNE y Banco Central)
5
Estado del futuro - la energía
• Demanda energética mundial podría doblarse en 20 años.
• Sin cambios tecnológicos notables, los combustibles fósiles proveerán 81% de la energía primaria el 2030, con altas emisiones de carbón
• La demanda por el petróleo crecerá casi 40% desde 2006 al 2030, con máximos de producción alcanzándose en 40–70 años.
6
PGB y Consumo Eléctrico
OECD
Chile
UK
India
BrazilLat.Am.
Japan
Canada
China
World
Italy
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
GD
P pp
p (U
S$) p
er c
apit
a
MWh per capita
US
40.000
77Fuente: IEA 2006
8 8
Energía y calentamiento global
9
El origen
10 10
El negro futuro – el carbón
• Se construyen 850 nuevas plantas a carbón para operar el 2012 en EEUU, China, e India que acelerarán el cambio climático
• Resistencia creciente a su construcción; 60 de 151 propuestas de nuevas plantas en EEUU fueron detenidas durante el 2007 por gobiernos locales o estatales
• Precio del carbón llegó a duplicarse; futuros impuestos ambientales al carbón lo harán menos competitivo
11
Gestión del carbono
12
El negro futuro en Chile– el carbón
Chile: # proyectos ingresados al SEIA 2000‐08
13
Emisiones de CO2 1990 vs 2004
Chile emite el 0,2% de las emisiones mundiales
1414
49%
21%
11%9%
5%
3%5% 4%
3% 2% 1% 1% 0% 0%
46%
21%
17%
5% 5% 5% 4%3% 2% 2% 1% 1% 0% 0%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
OECD USA China Russia Latin America and the
Caribbean
India Japan Germany United Kingdom
Mexico Brazil Argentina Chile Peru
CO2 Emissions
1990 2004
Source: Human Development Report 2007/2008
Mini-Hidráulicas
Biomasa
Geotermia
Eólicas
Aysén
Mareomotriz
Eficiencia
15
Sistemas Eléctricos Chilenos (2008)
Fuente: CNE 16
SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC)
Crecimiento promedio anual 1999-2008: 5,1 %
Clientes Regulados/ No Regulados: 60% / 40%
Longitud 1.800 km
53%47%
0,2%
Hidráulica Térmica Eólico
17
Agentes del sector eléctrico chileno-SIC
9%
31%
3%
24%7%
26%
Gener Endesa Guacolda Colbún Pehuenche Otros
Distribución Capacidad Instalada SIC
Fuente:Systep 18
Evolución capacidad instalada SIC
1997: Llegada del Gas Natural
2004: Última Central de Embalse
1996: Última Planta a Carbón
19Fuente: CDEC SIC
Generación histórica – Costo marginal SIC
0
50
100
150
200
250
300
350
‐
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12 1 2 3 4 5 6
2006 2007 2008 2009
US$/M
Wh
GW
h
Pasada Embalse Eólico Carbón Gas Otro Diesel Costo Marginal (US$/MWh)
20Fuente: SYSTEP
Dependencia de la hidrología SIC
21Fuente: CNE
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
ene-
94fe
b-94
abr-9
4ju
n-94
ago-
94oc
t-94
nov-
94en
e-95
mar
-95
may
-95
jul-9
5a g
o-95
oct-9
5di
c-95
feb-
96ab
r-96
may
-96
jul-9
6se
p-96
nov-
96en
e-97
mar
-97
abr-9
7ju
n-97
ago-
97oc
t-97
dic-
97en
e-98
mar
-98
may
-98
jul-9
8se
p-98
oct-9
8di
c-98
feb-
99ab
r-99
jun-
99ju
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sep-
99no
v-99
ene-
00m
ar-0
0ab
r-00
jun-
00ag
o-00
oct-0
0di
c-00
ene-
01m
ar-0
1m
ay-0
1ju
l-01
sep-
01oc
t-01
dic-
01fe
b-02
abr-0
2ju
n-02
ago-
02se
p-02
nov-
02en
e-03
mar
-03
may
-03
jun-
03ag
o-03
oct-0
3di
c-03
feb-
04m
ar-0
4m
ay-0
4ju
l-04
sep-
04no
v-04
dic-
04fe
b-05
abr-0
5ju
n-05
ago-
05se
p-05
nov-
05en
e-06
mar
-06
may
-06
jul-0
6ag
o-06
oct-0
6di
c-06
feb-
07ab
r-07
may
-07
jul-0
7se
p-07
nov-
07en
e-08
feb-
08ab
r-08
jun-
08a g
o-08
oct-0
8no
v-08
ene-
09
GIG
AWAT
TS H
ORA
(G
Wh)
ENERGIA EMBALSADA SIC
RAPEL INVERNADA COLBUN CHAPO RALCO LAJA
Años secos
Dependencia de los combustibles SIC
Cortes de gas de Argentina a Chile
22
Desarrollo del mercado: Marco regulatorio
23
Desarrollo del mercado: Marco regulatorio
Generación Transmisión Troncal
Grandes Clientes
Clientes Medianos
Pequeños Clientes Distribución
BTDistribución
MT
Subtransmisión
24
El negocio de la energía: Bases económicas
Sistema de tarificación marginalista: En condiciones óptimas, (parque generador adaptado a la demanda) los ingresos por venta de energía a costo marginal, más los ingresos por venta de potencia al costo de desarrollo de centrales de punta, cubre el costo de capital y los costos de operación de los generadores.
25
El negocio de la energía: Costos marginales
26
Costo eficiente de producir una unidad adicional de energía a la demanda del sistema (1 kWh).
Corresponde al costo variable de la central térmica más ineficiente o al costo asociado de una central de embalse.
Centrales de pasada
Carbón eficiente
Carbón ineficiente
Central de embalse caroCiclo combinado diesel Diesel
CMg = costo variable de motores diesel
CMg = costo variable de CC diesel
CMg = costo variable de carbón eficiente
CMg = costo variable de carbón eficiente
MW
Tiempo
Centrales de embalse barato
Motores Diesel
Mercados spot y de contratos
• Mercado spot.– Mercado de energía y potencia.
– Precio horario de energía (unidad más cara).
– Solo generadores tienen acceso al mercado spot.
– Para intercambios entre generadores deficitarios y superavitarios.
• Mercado de contratos.– Mercados de energía y potencia.
– Abierto a todos.
– Obligación de suministro.
27
Agentes y estructura de precios y contratos
TransmisorGeneradores Distribuidor
Clientes Regulados
Clientes Libres BT
Clientes Libres AT
Precio Libre
Precio Libre
Precio de Licitación
Peaje
Peaje
Peaje
Peaje de Distribución
Precio de Nudo + VAD
Precio Spot (energía)
Precio Nudo de potencia
spot contratos 28
El negocio de la energía: Transferencias CDEC
CDEC: encargado del balance de transferencia de energía y potencia.
Generadores deficitarios.– Aquellos generadores con contratos
mayores a su generación real.
Generadores superavitarios.– Aquellos generadores con contratos que
son menores que su generación real.
G1 G2Excedentario Deficitario
E1
E1’
CMg
E2 + E1’
CDEC
Sistema
Mercado Spot(MWh)
(US$/MWh)
29
El negocio de la energía: Transferencias CDEC
Endesa.
Colbún.
‐30.000
‐20.000
‐10.000
‐
10.000
20.000
30.000
40.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1
2006 2007 2008 2009
‐100
0
100
200
300
400
500
GW
h
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MU
S$
‐60.000
‐50.000
‐40.000
‐30.000
‐20.000
‐10.000
‐
10.000
20.000
1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1
2006 2007 2008 2009
‐350
‐300
‐250
‐200
‐150
‐100
‐50
0
50
100
GW
h
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MU
S$
30
Precios regulados como proyección de spots‐ SIC
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
1 4 8 11 1 4 8 11 1 4 8 11 1 4 8 11 1 4 8 11 1 4 8 11 1 2
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
$/kWh Evolución Tarifa BT1 Región Metropolitana
31Fuente: CNE
Precios regulados como proyección de spots‐ SIC
‐
50
100
150
200
250
300
350
1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
US$
/MW
h
Precio de nudo vs Costos marginales
Precio Nudo en Alto Jahuel Costos Marginales Alto Jahuel
Gran diferencia entre el costo marginal y el precio regulado
32Fuente: CNE
Desarrollo del mercado: Marco regulatorio
33
Desarrollo del mercado: Marco regulatorio
34
Escenarios futuros y costos marginales
50
60
70
80
90
100
110
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
US$
/MW
h
SIC Quillota 220 Projected Marginal Costs
Installed Capacity (MW) New Accumulated New Accumulated New AccumulatedDiesel 623 623 0 623 0 623Coal 1.199 1.199 567 1.766 250 2.016Wind 244 244 320 564 0 564
Run of river 317 317 997 1.314 1.930 3.244Dual 240 240 0 240 0 240
Biomass 25 25 17 42 0 42Dam 0 0 150 150 0 150
Geothermal 0 0 65 65 90 155Total 2.648 2.648 2.116 4.764 2.270 7.034
2009-2010 2011-2015 2016-2019
Fuente: Systep 35
www.ing.puc.cl/power/
Hugh Rudnickhrudnick@puc.cl
Facultad de IngenieríaPontificia Universidad Católica de Chile
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