historia del sector eléctrico chileno...3 1.- estructura del mercado generacion g 1 g 2 cmg no...
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Diagnóstico y análisis del sector eléctrico
en Chile. Políticas públicas de la última
década, efectos leyes corta I y II.
Jorge Rodríguez Grossi
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1.- Sector Eléctrico: sus principios
Seguridad de Suministro
Competencia
Protección Medio Ambiente
Generación, Transmisión y Distribución separadas
Concesiones y Derechos de Agua
Acceso abierto
Debiera promover inversión privada
Precios de mercado
100% PPAs
Aprobación ambiental
CDEC cada vez más independiente
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1.- Estructura del Mercado
GENERACION
G1
G2
CMg
No requiere concesión
Sí Dº de agua en hidro
Permiso Ambiental
Mercado spot
• Energía y Potencia
• Sólo Gencos
• Cargo de potencia explícito
CDECs
Despacho económico
Operación segura
•Planes de seguridad
•Decreto racionamiento
Precios
licitados
de LP
CLIENTES LIBRES
• >2 MW
• Libre negociación
TRANSMISION
• Expansión competitiva
• Licitación para nuevas obras• Precio regulado para instalaciones existentes
• Acceso abierto
DISTRIBUCION
• Regulados < 2MW
• Precio final= Precio licitado+ VAD regulado
• Retail integrado “con negocio de cables”
• Requiere Concesión
Peajes
Precio
libre
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1.- Entidades Hoy
Panel de Expertos:resuelve conflictos
Ministerio EnergíaPolítica energética
SECsupervisión y control
Clientes libres
CDEC independientes
Reguladores
GENERADORES Transmisores DISCOS
Miembros del CDEC
CNE:tarifas reguladas
MMAaprobaciones ambientales
Inversionistas
privados
Entidades
independientes
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1.- Mercado de Generación: principios estables
Suficiencia
SuficienciaSuficiencia y Eficiencia
en el Largo Plazo
Ciclo contratoS / planta
Precios de Largo Plazo de mercado; no
SPOT
SuficienciaEficiencia en el Corto Plazo
y evitar poder de mercado
Pool forzado.
Unos venden, otros compran.
Mito de Colusión. Costos auditados
SuficienciaSuficienciaCalce entre contratos y
despacho a mínimo costoTransferencias entre generadores
a precios spot. Cargo de Potencia explícito
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2.- Problemas en el camino y soluciones
(Ley Corta 1, año 2004)
Suficiencia
Desafío Solución usada: Mercado
Remuneración de transmisión Pago 100% por uso
SuficienciaDivergencias entre agentes
o con reguladorPanel de expertos
SuficienciaExpansión de la transmisión Licitaciones
SuficienciaAmpliaciones en transmisión
Las hace el
incumbente
Desafío Solución usada: Mayor regulación
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2.- Resultados LC-1
Tipo de obra Precio
Referencia
MMUS$/año
Precio final
MMUS$/año
%
Nuevas 41,9 31,5 -24%
Ampliaciones 22,4 24,5 9%
Regulación de Transmisión Eléctrica:” La vieja creencia de
monopolio natural se resolvió con competencia”
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2.- ¿Porqué funcionó la LC 1?
• No hay monopolio natural en las expansiones
– Hay combinaciones de precio cantidad que rentan a nuevos entrantes
– No hay barreras a la entrada (costos que la incumbente no tiene y los
entrantes si)
• Los “sunk costs” no son tan grandes
• Desintegración de la actividad no siempre es la solución económicamente
eficiente
– Usuarios del sistema son individualizables:
• Generadores ubicados hacia atrás en la cadena de producción
• Consumidores ubicados hacia delante en la cadena de producción
• No existe un sistema al “servicio de todos” en el que no se identifica
individualmente a los responsables de la expansión y el uso
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C
G1= 80
G2= 100
T = 40
• Si T es asignada al generador alejado de C, el precio final es:
100 (generador más barato) +0 (transporte) = 100
2.- La LC 1 logra un traspaso de costos eficientes al cliente:
señal de localización
• Si T es asignada al consumo C, el precio final es:
80 (generador más barato) +40 (transporte) = 120
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2.- Desarrollo Inversiones en Transmisión insuficiente por
lentitud de sistema que garantiza 100% de pago.
• Actual sistema se sustenta en Estudio que debe vincularse
a Plan de Obras de CNE. Dicho Plan es relativamente útil
para fijar precios de corto plazo basados en desarrollo por
precios de combustibles, pero es poco amplio en cuanto a
escenarios de inversión en generación.
• Además, parece haberse debilitado iniciativa privada para
invertir en Transmisión sin 100% de aseguramiento de
pago. Parece que incentivo a entrar en Estudio
determinado en LC1 es demasiado poderoso e inhibe
iniciativas más riesgosas de inversión.
• Difícil lograr marco óptimo. Pero es claro que holguras o
sobreinversión en transmisión debe tener un tope:
GRATIS no es.
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3.- Un año después de LC1 viene la Ley Corta 2,
año 2005: Solución a los cortes de gas
Desafío Solución
SuficienciaIncentivo a Inversiones CPReconocimiento de costos en tarifas.
Licitaciones por plazos cortos obliga a precios
altos en C.P.
SuficienciaProblemas de corto plazo:
sequías, falta de gas, sustitución
por diesel
Incentivo ahorros
voluntarios
SuficienciaIncentivo a Inversiones L.P. en
medio de trampa de inversiones
Nueva forma de fijar precio de contratos donde
riesgo retorno gas argentino barato se
obvia a productor: se considera riesgo político
Entre 1997 y hoy, el mercado de contra-
tos libres ha enfrentado fuertes cambios en
condiciones y se ha adaptado.
Contratos con clientes libres adaptados cada
vez que cambian fuertemente condiciones.
A la baja con el GN, al alza sin el GN, indexa-
do al CMg cuando no había certeza de oferta
segura.
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3.- Resultados LC 2: CMg, Gas Natural y Enfermedad
Holandesa a la inversa
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
ene-
94
ago
-94
mar
-95
oct
-95
may
-96
dic
-96
jul-
97
feb
-98
sep
-98
abr-
99
no
v-9
9
jun
-00
ene-
01
ago
-01
mar
-02
oct
-02
may
-03
dic
-03
jul-
04
feb
-05
sep
-05
abr-
06
no
v-0
6
jun
-07
ene-
08
ago
-08
mar
-09
oct
-09
may
-10
dic
-10
Costo Marginal SIC
Costo Marginal SIC
Solo se proyectaban plantasa Gas Natural
Entrada del GN
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3.- El Plan de Obras de la CNE para el SIC en
Octubre del 2003
Fecha de entradaObras Recomendadas Potencia
Mes Año
Julio 2006 Central a gas ciclo combinado 1 (VI Región) 358.7MW
Julio 2007 Central a gas ciclo combinado 2 (VIII Región) 385.10 MW
Octubre 2008 Línea de Interconexión SIC-SING Polpaico 220kV 600 MW
Enero 2009 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 1 100 MW
Enero 2010 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 2 100 MW
Abril 2010 Línea de Interconexión SIC-SADI centro 2x220 400 MW
Enero 2011 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 3 100 MW
Abril 2011 Central a gas ciclo combinado 3 (VIII Región) 385.10 MW
Octubre 2011 Central a gas ciclo combinado 4 (VIII Región) 381.00 MW
Octubre 2012 Central a gas ciclo combinado 5 (VIII Región) 381.00 MW
Abril 2013 Central Hidroeléctrica Neltume 400 MW
Octubre 2013 Central a gas ciclo combinado 6 (VIII Región) 379.40 MW
Enero 2015 Central a gas ciclo combinado 7 (VIII Región) 379.40 MW
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3.- Crisis del gas fue superada
• En el SIC ingresaron mas de los 3.970 MW originalmente
contemplados en el Plan del 2003
• 4.388 MW pero en otras tecnologías
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3.- Evolución de las inversiones en Generación y
sus efectos
4.720 MW 2.242 MW
• Sin inversión no hay desafío: altos precios
• Disminuye la competitividad
• Atenta contra el crecimiento y produce retraso económico
• Retrasa lucha contra la pobreza y aumenta la desigualdad
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4.- Inversiones despegan con LC2, pero se frenan y
caemos en nueva trampa
• A fines década pasada surge fuerte activismo anti
inversiones eléctricas.
• Junto a ello fuerte promoción ERNC Ley 10/2024 y
luego, en 2013, Ley 20/2025.
• Además caso Barrancones y rechazo judicial a Castilla.
• Sentida aspiración para bajar costos de generación sin
promover hidroeléctricas y térmicas a carbón no será
satisfecha.
• Se consolidará pérdida de competitividad de economía
chilena provocando un crecimiento económico más
lento.