Pontificia Universidad Católica de Chile. Departamento Ingeniería Eléctrica. IEE3372 Mercados Eléctricos. Informe Final

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1 Pontificia Universidad Católica de Chile Departamento Ingeniería Eléctrica IEE3372 Mercados Eléctricos Informe Final Tema: Mecanismos de estabilización de precios para fuentes de energía renovables con intermitencia Alumnas: Priscilla Alvarado Pérez Isabella Solari Irribarra Supervisor Externo: Profesor: Juan Carlos Olmedo Hugh Rudnick Fecha: 30 de Mayo del 2012

2 Contenido Introducción... 3 Capítulo 1: Energías Renovables No Convencionales (ERNC)... 5 Tipos de ERNC... 5 Contexto ERNC en Chile... 6 ENE Problemas que enfrentan las ERNC... 8 Capítulo 2: Posibles Soluciones Capítulo 3: Agregador Referencias Agregador de Demanda Referencias Agregador de Oferta Modelo de Negocios Customer Segments Value Propositions Channels Customer Relationships Revenue Streams Key Resources Key Activities Key Partnerships Cost Structure Simulación de Balance de Caja Bibliografía Documentos Páginas web

3 Introducción La necesidad de aumentar la capacidad instalada de la matriz energética chilena se ha hecho patente en las últimas décadas, tomando en consideración que el crecimiento de Chile conlleva un mayor consumo energético. Es posible ver en el Gráfico 1 que la tendencia mundial indica que un mayor desarrollo implica un mayor consumo energético: Gráfico 1 Tendencia histórica de Crecimiento económico de Demanda eléctrica El crecimiento histórico de la demanda eléctrica avala esta conclusión, la cual se puede observar en el gráfico siguiente: Gráfico 2 Demanda eléctrica y PIB Chileno, entre 1970 y

4 A estas razones se suma la necesidad de reducir los costos de la energía, para aumentar la competitividad chilena respecto a sus países vecinos. El precio spot promedio de la energía en Chile ha ido en aumento los últimos años, llegando a cuadruplicar el precio spot de otros países sudamericanos (ver Gráfico 3). Gráfico 3 Precio spot medio de la energía para Chile, Colombia, Perú y Argentina, en el período Enero 2009 a Marzo 2011 En el esfuerzo por incorporar capacidad energética, últimamente la mayoría de los proyectos incorporados han sido del tipo térmico y éstos están presentando dificultades de aprobación pública. Esto último hace imperativa la búsqueda de maneras de incorporar Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a la matriz energética, aunque debido a diversas razones que se revisan en el capítulo 1, ésta posee ciertas limitaciones. 4

5 Capítulo 1: Energías Renovables No Convencionales (ERNC) Tipos de ERNC En la actualidad se han estado desarrollando muchos tipos de energías renovables no convencionales: eólica, biomasa, solar fotovoltaica, geotérmica, mini centrales hidráulicas, entre otras. Se pondrá principal énfasis en las energías del tipo: Fotovoltaica: La energía es obtenida directamente de los rayos del sol, por medio de la fotodetección cuántica en las células fotovoltaicas de los paneles solares, la energía producida durante el día es inyectada a la red o almacenada en baterías para suministrar energía durante la noche, cuando el panel no puede captar luz. Para su desarrollo, se necesitan extensos terrenos sin obstáculos que vayan a producir sombra y equipos de última generación. Eólica: es la energía obtenida del viento, las corrientes de viento hacen girar los aerogeneradores produciendo energía cinética y está es transformada en energía eléctrica. Este tipo de energía es más variable, debido a que su fuente de alimentación es el viento. Los parques eólicos pueden ser instalados en extensos terrenos generando contaminación visual en muchos casos. Los aerogeneradores necesitan mantención constante y además vientos que no superen cierta velocidad máxima, para evitar que las aspas se rompan. Geotérmica: es la energía que se puede obtener del interior de la Tierra, mediante el aprovechamiento del calor de ésta. La principal dificultad que presenta este tipo de energía es la inversión inicial, pues de debe investigar posibles géiseres y en ello se pueden llegar a gastar varios de millones de dólares, además las plantas generadores se encontrarían cerca de la cordillera, lejos de la red eléctrica, sobre 100Km, para poder conectar a la red los generadores. Aunque en Chile este tipo de energía es muy viable, no es muy cotizada pues no hay estudios y tecnología que garanticen invertir en ella además de los costos de exploración. Estos tres tipos de energía son posibles de desarrollar en Chile, dado los recursos que éste posee; extensos desiertos y cielos limpios para el desarrollo de paneles solares, vientos patagónicos sobre los 20km por hora para generadores eólicos y geiseres en la cordillera. Se deben aprovechar los recursos 5

6 naturales de Chile con la finalidad de obtener independencia energética y así lograr un desarrollo autónomo de energías externas y sustentables. Contexto ERNC en Chile ENE 2020 El mecanismo de promoción de las ERNC está normado por la Ley , Ley de Energías Renovables. La cual actualmente exige a los generadores que suministran energía al SIC y al SING con capacidad instalada superior a 200 MW que comercialicen un 10% de energía proveniente de fuentes renovables no convencionales o de centrales hidroeléctricas con potencia inferior a 40 MW, propios o contratados. Este porcentaje se logrará para el 2024 aumentando gradualmente en un 1% entre 2010 y 2014 y 0.5% entre 2015 y Aquellos que no cumplan con esta norma serán sancionados con multas, por cada MWH de ERNC no acreditado. A su vez esta normativa presenta algunas barreras para los proyectos independientes de ERNC, pues: sólo los generadores con contrato pueden adquirir ERNC - ellos deben acreditar el cumplimiento del 10% de ERNC-, pueden dar cumplimiento con generación propio o contratando a terceros y sólo los generadores pueden transar los excedentes de ERNC para generadores deficitarios. Por otra parte no se permite la comercialización de ERNC, el traspaso de excedentes se limita al monto exacto de déficit que posee el generador. Lo que en caso contrario permitiría mitigar el riesgo de colocación de los mismos y el riesgo de precio de venta, haciendo más viables los proyectos financieramente. El mecanismo para acreditar las ERNC es muy complejo: Es el cliente quien suscribe u contrato para la compra de ERNC. Es el cliente quien cede el contrato a su generador suministrador, en caso de poseer más de un suministrador, se pueden efectuar cesiones parciales del contrato. Falta una señal de precio de mercado del atributo ERNC, pues existe escasa información y mucha incertidumbre en precios al suscribir un contrato de venta, dado esto no es posible conocer el precio representativo en cualquier momento del tiempo debido al bajo número de transacciones. 6

7 Se limita la ERNC a inyecciones en barras supervisadas y coordinadas por el CDEC, limitando así a pequeños proyectos de ERNC que pueden obtener economías en la inversión requerida para la conexión a la red. En relación a Ley ERNC, existe una iniciativa en el Congreso para modificarla, la cual buscaría eliminar barreras de acceso al mercado eléctrico a los proyectos independientes. Algunas de las indicaciones que deben ser ajustadas en la ley son: Se plantea la emisión de certificados ERNC por la Comisión Nacional de Energía, esto haría más burocrático y más lento el mercado de transacciones de ERNC. Se busca alcanzar un objetivo de 20% de ERNC para el 2020, con un aumento de 2% a partir del 2011 hasta el 2015 y 1% a partir del 2016 hasta el 2020, esto dejaría afuera a los generadores independientes, pues poseen menor capacidad de reacción y se crea la necesidad de desarrollar la red de transmisión. Se plantea la eliminación de la posibilidad de transar certificados de ERNC entre sistemas, permitiendo solo transacciones dentro de cada sistema, esto se convierte en una importante barrera para el desarrollo de las ERNC en el corto plazo y costos excesivos en los consumidores. Se propone que las centrales hidroeléctricas de embalse con potencia máxima igual o mayor a 40MW se habiliten como ERNC, esto desplazará el desarrollo de ERNC e incentivará la creación de grandes centrales hidroeléctricas y se elimina la limitación de tamaño para estas centrales. Finalmente la iniciativa que existe para modificar la actual Ley de ERNC, no ayuda ni fomenta el desarrollo de proyectos independientes, sino todo lo contrario: obstruye su desarrollo. 7

8 Problemas que enfrentan las ERNC Varios de los problemas o dificultades que enfrentan las ERNC mencionados a continuación, en otros países se han resuelto con la ayuda del poder ejecutivo, del poder legislativo y de fuertes políticas públicas. Falta de Contratos Dentro de las barreras que presentan las ERNC es la falta de contrato o PPA (Power Purchase Agreement). A pesar de que por normativa cada generador debe producir un 10% de su energía por medios renovables no convencionales, el resto de las ERNC son producidas por proyectos independientes. Los proyectos independientes poseen más restricciones para competir y para firmar contratos, ya que al ser éstas de menor tamaño, no pueden competir con los grandes generadores, y sus riesgos implícitos - incertidumbre del viento o variabilidad de la energía solar - son más críticos que si tuviesen diversificada su generación. Esto trae consigo escasez de financiamiento, ya que sin contratos los bancos u otras entidades financieras no están dispuestos a financiarlos. En otros países se han planteado algunas soluciones, como subsidios a los proyectos independientes, precios de venta especiales para los KW provenientes de ERNC o financiamiento vía capital. Dificultades en la etapa de pre-inversión Largos períodos de aprobación, complejos y numerosos trámites para la obtención de permisos necesarios, los proyectos se ven enfrentados a una burocracia excesiva; las conexiones a las redes del SIC y SING por lo general son costosas debido a su lejanía; los contratos de energía son muy complejos de obtener o son a muy corto plazo; y en el caso de ser financiado por entidades extranjeras, éstas exigen estudios internacionales que encarecen el costo del proyecto hasta en 10%. Problemas con el mercado bancario local Falta de acceso a fondos que calcen con las necesidades de financiamiento de los proyectos: se cuenta con un acceso restringido a fondos en dólares y a largo plazo. 8

9 Desconocimiento o falta de experiencia en las tecnologías: la banca local no posee mucha información y experiencia al respecto, por lo cual es un factor a priori al momento de solicitar financiamiento por parte de los proyectos de ERNC. Falta de experiencia en financiamiento bajo Project finance: Project finance es la modalidad de financiamiento que poseen las ERNC, la cual consiste en créditos a largo plazo y en dólares, la banca chilena es pequeña y concentrada, además el crédito está centrado en el cliente, modelo financiero corporate, y no el proyecto como es el caso de los Project finance. Factores culturales: la banca chilena es muy conservadora, por lo cual presenta una aversión al riesgo, limitando los proyectos independientes de ERNC. Falta de mecanismos o instrumentos que mitiguen o transfieran los riesgos asociados a los proyectos Es importante que existan medidas para mitigar o transferir los riesgos en los proyectos de energías renovables, en el caso de las hidroeléctricas, el riesgo de construcción es el más importante, el caso de los parques eólicos, el principal riesgo es el de precio. Los riesgos de construcción deben ser mitigados o transferidos a los contratos de construcción o a cuentas de reservas que garanticen el término de la construcción a tiempo y forma. A su vez contratos del tipo llave en mano con una contraparte confiable encarecen el costo del proyecto, limitando a las pequeñas centrales hidroeléctricas. Frente a esto se pueden crear cuentas de reservas que permitan enfrentar el sobre costo o sobre plazos. Los riesgos de precio son enfrentados por la generación eólica y solar, por la variabilidad incertidumbre de la generación. Sumando a esto a la inexistencia de un PPA, existe una incertidumbre dificulta la estructuración financiera del proyecto. En el extranjero los Project Finance mitigan este riesgo con contratos de venta de activo subyacente. Los riesgos de recurso se refieren principalmente a la energía eólica, pues la variabilidad del viento hace más difícil el desarrollo y financiamiento de estos proyectos. En Chile aún no es posible contar con instrumentos que mitiguen este riego, dada la falta de estadística de vientos que permita diseñar tales instrumentos. 9

10 Dificultades basadas en el tipo de tecnología En Chile la única tecnología probada por la banca local es la hidroeléctrica. A pesar de que en el exterior la generación eólica está probada, en Chile aún no se confía en ésta debido a la falta de información. En relación a otros tipos de energía como la geotérmica, se consideran de alto riesgo (debido a la incertidumbre de encontrar fuentes en las exploraciones), por lo que no se considera viable su financiamiento vía deuda. Dificultades basadas en los altos costos de la estructuración de un Project Finance Los costos de los project finance son elevados y relativamente fijos, independientes del tamaño del proyecto, estos están compuestos por los costos del due diligence que oscilan entre US$100 mil y US$ 400 mil y por los fees o comisiones cobradas por la entidad. Acceder a financiamientos con agencias internacionales condiciona el cumplimiento de estándares y protocolos internacionales que encarecen más el proyecto, aumentando la escala mínima y un mayor nivel de sofisticación por el desarrollador. Problemas relacionados con el perfil del sponsor o desarrollador En general el financiamiento de los proyectos de ERNC se ve centrado en el sponsor, por lo que si éste no posee un historial de crédito o sus antecedentes no son buenos se dificulta el financiamiento del proyecto. Además, la capacidad financiera del sponsor afecta el porcentaje de financiamiento y si el proyecto es financiado o no. La experiencia del desarrollador también influye en la evaluación ya que implica que el proyecto se concrete de forma exitosa. Falta de información Tanto los desarrolladores de proyectos como la banca se encuentran muy poco informados con respecto al tema de las ERNC, a pesar de que existen grandes desarrollos en el exterior, en Chile se ha dejado de lado o simplemente los entes participantes no presentan interés en el tema. 10

11 Problemas en los modelos de negocio para proyectos independientes Los modelos desarrollados por las empresas independientes se encuentran en desventaja frente a las grandes empresas de la industria eléctrica chilena, entre cuyas razones están que: Las principales brechas se encuentran en gestión de proyectos, en la parte de conceptualización y evaluación económica, conexión eléctrica y ejecución, en estructuración comercial, gestión operacional y comercial junto con gestión financiera. En general estas brechas se dan porque se subestiman los valores de inversión y las dificultades constructivas, que la experiencia pueden mitigar. La estructura comercial no está muy desarrollada en las ERNC. En algunos casos después de que los proyectos entran al sistema se comienza a buscar contratos de energía. Además la falta de experiencia en evaluación económica-financiera en la compra de equipos, estructuración de contratos de construcción, y obtención de permisos son variables muy importantes, pues en muchos proyectos si éstos no están en norma no pueden continuar funcionando. Por otra parte la gestión operacional y comercial también es una brecha en el caso que no se contemplen algunas fallas de diseño, que se traduzcan en una operación de las plantas más costosa y menor producción de lo esperado. Así las empresas no se encuentran en condiciones de ser contrapartes efectivas en los CDEC, además en Chile existe un déficit de empresas con la adecuada capacidad de operación y mantenimiento, y tampoco se cuenta con técnicos capacitados, ni con programas de estudios que permita en un plazo corto de tiempo formar a los mismos. Ilustración 1 El modelo de las ERNC 1. Identificar la idea 2.Conceptualización del proyecto 3. Evaluación económica 4. Obtención de Permisos 5. Desarrollo de la ingeniería 6. Conexión eléctrica 7. Búsqueda de contratos de venta 8.Financiamiento 9. Ejecución 10. Operación comercial 11

12 Capítulo 2: Posibles Soluciones En el caso de países extranjeros el desarrollo de las ERNC se ha podido realizar gracias al apoyo del sector público, usando una amplia gama de medidas y mecanismos de incentivos. Entre los mecanismos posibles están: Subsidios directos a la inversión, reducen las necesidades de capital de los desarrolladores de proyectos e incentivan la inversión en ERNC. Generalmente son entregados en kw producido o porcentaje de inversión, por su simplicidad son atractivos pero deben ser monitoreados para prevenir abusos y asegurar que los costos del proyecto no están sobredimensionados. Tax Equity, también reducen las necesidad de capital, reduciendo las inversiones realizadas de su base impositiva. Esta medida es útil para grandes empresas e individuos de alto patrimonio, pero no para pequeños desarrolladores, pues no pueden aprovechar el 100% del beneficio y los incentivos se ven diluidos, esto incide en los proyectos terminen financiándose con una porción de capital propio que otros mecanismos, así el costo de capital del proyecto(wacc) termina siendo mayor, incentivando un sistema con mayores costos de generación de energía en términos comparativos. Otros incentivos a la inversión, tales como excepciones al pago de aranceles a la importación de maquinaria y equipos, rebajas en el pago del impuesto al valor agregado, depreciación acelerada de los equipos. El riesgo de estos incentivos es que sean captados por los proveedores de equipos en vez de los desarrolladores de proyectos. Créditos impositivos, créditos entregados por kw de energía renovable generada. Posee las mismas desventajas que los Tax Equity. Feed in tariffs, pago de un premio al precio de la energía generada a partir de fuentes renovables no convencionales, los cuales varían de acuerdo al tipo de tecnología. Facilitan el desarrollo de proyectos de menor escala y han demostrado ser altamente efectivos, pero no así eficientes. Un problema de esta solución es que la inversión es elástica al valor del premio, por lo que se puede caer en un incremento del gasto público, otra desventaja es que difícilmente incentiva la producción de la energía a ser eficiente en costos. 12

13 Renewable Quota Obligations, sistemas basados en competencia, se establece una proporción obligatoria de compra de energía proveniente de energías renovables, acompañado de la emisión de certificados que son transables en forma independiente a la energía producida. Impuestos a la generación por combustibles fósiles, intentan mitigar el cambio climático, ayudando a compensar los subsidios existentes a la generación por carbón, petróleo diesel y gas natural. Certificados verdes, el productor de ERNC recibe un certificado que puede ser vendido o transado en un mercado secundario y equivalente a un subsidio, la utilidad depende del precio determinado por la oferta y demanda. Condiciones de financiamiento preferentes, el costo de capital es principalmente variable para el desarrollo de cualquier proyecto de inversión de energía, pues dada su naturaleza se debe ser intensivo en capital, con largos períodos de construcción y largos horizontes de operación, así reduciendo las tasas de interés y ampliando los plazos del crédito tienen un impacto significativo en el costo total del financiamiento. Además las ERNC se enfrentan a mayores riesgos tecnológicos y de recurso, lo que hace difícil acceder a financiamiento, en comparación a las energías convencionales. La falla de proyectos anteriores restringe el acceso a capital y encarece el costo de la deuda, por otro lado las entidades financieras no cuentan con la experiencia suficiente en la evaluación del riesgo para este tipo de tecnologías. Otras formas de financiamiento son vía capital, pues siempre hay inversionistas que están dispuestos a invertir en proyectos de ERNC, pero los dueños originales del proyecto no están dispuestos a ceder el control. En el siguiente capítulo se presenta una posible solución a los problemas de las ERNC en el cual se ingresa un nuevo agente al sistema eléctrico: el Agregador. 13

14 Capítulo 3: Agregador Un agente Agregador puede agregar demanda u oferta. Agregar demanda es aglutinar un conjunto de demandas en una sola cuenta, para poder obtener precios más convenientes al comprar electricidad en el mercado energético para abastecerla. La idea es que todos los involucrados en la demanda se vean beneficiados con la economía de escala generada. En otras palabras, si se logra agrupar una cantidad de demanda suficiente para optar a ser cliente libre, se podrá tener el derecho a comprar energía en el mercado o suscribir contratos bilaterales con generadores o comercializadores. En el caso de la agregación de la oferta, esta consiste en la suma de las curvas de producción de electricidad de los generadores implicados, para de esta manera ofertar el conjunto como un todo en el mercado. El beneficio es que disminuye el riesgo de sufrir pérdidas debidas a la compra de energía en el mercado spot para cumplir la demanda, lo cual es especialmente atractivo para las generadoras que poseen una producción interrumpida o poco predecible - como es el caso de las ERNC en especial cuando el CMg es alto. 14

15 Referencias Agregador de Demanda Texas El Aggregator en Texas representa a un grupo de clientes que se han juntado a través de alguna organización, como puede ser una iglesia, junta de vecinos, etc. y han reclutado nuevos miembros interesados en participar. Con el tiempo se han extendido a pueblos y ciudades, u otro tipo de organizaciones y empresas. Su función es comparar las ofertas y los términos de los contratos que ofrecen los comercializadores, y negociar sus tarifas apoyándose en la cantidad de demanda que representa. De esta manera, el agregador ayuda a sus clientes, ahorrándoles tiempo, esfuerzo y dinero. Es importante mencionar que para ser agregador es necesario tener un conocimiento profundo del sector eléctrico de Texas y entender cabalmente las regulaciones impuestas por PUC. Para ser Aggregator, se debe registrar primero en el Public Utilities Commision of Texas (PUC). PUC es la entidad encargada de regular la transmisión y la distribución eléctricas, para asegurar la confiabilidad y seguridad del servicio. Además PUC es el encargado de regular a los comercializadores y de proteger a los consumidores, promoviendo la libre competencia e infraestructura de calidad. Oak Park, Illinois (2011) A través del programa de agregación de demanda, Oak Park (Illinois, EEUU) se ha convertido en el primer municipio del estado (y posiblemente del país) en tener energía 100% verde a través del acuerdo de 2 años entre el Village Board e Integrys Energy Services. Sin embargo, esto no representó un alza en las cuentas de los consumidores, sino que por el contrario les ha representado alrededor de un 25% de ahorro. 15

16 Referencias Agregador de Oferta Caso de las grandes generadoras en Chile Las principales empresas generadoras en Chile, para afrontar los altos Costos Marginales de los últimos años, han optado por diversificar su matriz energética. En otras palabras, agregan las producciones de todas sus centrales y de las filiales para poder evitar los altos costos que implica comprar energía en el mercado spot. A continuación se presentan las centrales que poseían al 2010 las empresas AES Gener S.A., Colbún S.A. y Endesa de acuerdo a los años en que se pusieron en marcha para ilustrar lo anterior (fuente: Anuario 2010 CDEC-SIC): Tabla 1 Centrales de AES Gener S.A. al año 2010 AES Gener S.A. Nombre Central Año puesta en servicio Tipo de Combustible Principal [Alternativo] Potencia Instalada en kw Queltehues 1928 Pasada Volcán 1944 Pasada Ventanas Carbón Ventanas Carbón Alfalfal 1991 Pasada Nueva Renca (2) 1997 Gas Natural [ Petróleo Diesel ] Laguna Verde TG 2004 Petróleo Diesel Los Vientos 2007 Petróleo Diesel Santa Lidia 2009 Petróleo Diesel Maitenes 1923 U1-U2-U3; 1989 U4-U5 Pasada Laguna Verde 1939-U1; 1949-U2 Carbón Renca 1962 Petróleo Diesel A AES Gener S.A. es un generador principalmente térmico, cuya estrategia de agregación para estabilización de precios era la combinación de centrales de pasada con centrales térmicas de bajo costo, mientras que las térmicas de alto costo no lo necesitaban (sólo generan en sequía). Este precio consistía en los costos marginales esperados más un margen de comercialización. Luego este precio fue indexado al costo de los combustibles y a la inflación. De la tabla cabe destacar que Alfalfal fue creada con el objetivo de mitigar parte de los costos de mantención a los que se sometían las centrales térmicas en los meses de deshielo y que luego de los cortes de gas argentino, Gener instaló centrales térmicas a Diesel. 16

17 Tabla 2 Centrales de Colbún S.A. al año 2010 Colbún S.A. Nombre Año puesta en servicio Tipo de Combustible Principal [Alternativo] Potencia Instalada en kw Colbún 1985 Embalse Machicura 1985 Embalse Canutillar 1990 Embalse San Ignacio 1996 Pasada Rucúe 1998 Pasada Nehuenco (2) 1998 Gas Natural [ Petróleo Diesel - GNL ] Nehuenco 9B 2002 Gas Natural [ Petróleo Diesel - GNL ] Chacabuquito 2002 Pasada Nehuenco II (2) 2003 Gas Natural [ GNL ] Candelaria 2005 Gas Natural [ Petróleo Diesel ] Quilleco 2007 Pasada Chiburgo 2007 Pasada Los Pinos 2009 Petróleo Diesel San Clemente 2010 Pasada Los Quilos 1943 U1-U2; 1989-U3 Pasada Aconcagua 1993-Ublanco; 1994-Ujuncal Pasada Como se observa en la tabla, Colbún S.A. en sus inicios era totalmente hidráulica, lo que con el pasar de los años complementó con un portafolio térmico a gas dado el abastecimiento de gas argentino (Nehuenco I y II). Al acabarse el gas y decidir no comprar GNL, adaptó su parque instalando centrales de pasada. 17

18 Tabla 3 Centrales de Endesa al año 2010 Endesa Nombre Año puesta en servicio Tipo de Combustible Principal [Alternativo] Potencia Instalada en kw Cipreses 1955 Embalse Sauzalito 1959 Pasada Rapel 1968 Embalse El Toro 1973 Embalse Antuco 1981 Embalse Pehuenche 1991 Embalse Curillinque 1993 Pasada Pangue 1996 Embalse Loma Alta 1997 Pasada San Isidro (2) 1998 Gas Natural [ Petróleo Diesel - GNL ] Taltal Gas Natural [ Petróleo Diesel ] Taltal Gas Natural [ Petróleo Diesel ] Ralco 2004 Embalse Palmucho 2007 Pasada Quintero 2009 Petróleo [ GNL ] Abanico 1948 U1-U2-U3-U4; 1959 U5-U6 Pasada Isla 1963-U1; 1964-U2 Pasada Bocamina 1970 Carbón Huasco TG 1977 U1-U2; 1979-U3 Petróleo Diesel [ Petróleo IFO-180 ] D.de Almagro 1981 Petróleo Diesel San Isidro II Gas Natural [ Petróleo Diesel - GNL ] Tabla 4 Centrales Eólicas de Endesa (filiales) Canela Central Eólica Canela S.A Canela II (3) Central Eólica Canela S.A Desde sus inicios, se caracterizaba por poseer un portafolio de tipo hidráulico. Con la llegada del gas argentino diversificó su matriz integrando centrales de tipo térmico, que luego utilizó con GNL. Los últimos años Endesa ha tomado un enfoque hacia las ERNC, cuyos principales exponentes son las centrales eólicas Canela I y Canela II. 18

19 Asimismo, la mayoría de los Generadores independientes de tipo PMG (Pequeños Medios de Generación) y PMGD (PMG Distribuida) han aparecido a partir del 2006: Nombre Central Propietario Año puesta en servicio Tipo de Combustible Principal S. Andes Gen. Sauce Los Andes 1909 Pasada Los Bajos (3) Carbomet 1944 Pasada Ancud SAGESA 2006 Petróleo Diesel Quellón (1) SAGESA 2006 Petróleo Diesel Las Vegas TecnoRed 2007 Petróleo Diesel ConCón TecnoRed 2007 Petróleo Diesel Constitución 1 ElektraGen 2007 Petróleo Diesel Maule Consorcio Energético Nacional 2007 Petróleo Diesel Curauma (3) TecnoRed 2007 Petróleo Diesel Casablanca (3) TecnoRed 2007 Petróleo Diesel Monte Patria ElektraGen 2007 Petróleo Diesel Punitaqui ElektraGen 2007 Petróleo Diesel Cañete (1) SAGESA 2007 Petróleo Diesel Angol (Los Sauces) (1) SAGESA 2007 Petróleo Diesel Chufken (Traiguén) (1) SAGESA 2007 Petróleo Diesel Curacautín (1) SAGESA 2007 Petróleo Diesel Collipulli (Malleco) (1) SAGESA 2007 Petróleo Diesel El Rincón Soc. Canalistas del Maipo 2007 Pasada Eyzaguirre Soc. Canalistas del Maipo 2007 Pasada El Totoral TecnoRed 2008 Petróleo Diesel Quintay TecnoRed 2008 Petróleo Diesel Placilla TecnoRed 2008 Petróleo Diesel Chiloé ElektraGen 2008 Petróleo Diesel Skretting Nutreco 2008 Petróleo Diesel Puclaro Hidroeléctrica Puclaro S.A Pasada El Manzano Hidroeléctrica El Manzano 2008 Pasada Linares Norte TecnoRed 2009 Petróleo Diesel San Gregorio TecnoRed 2009 Petróleo Diesel Tapihue TecnoRed 2009 Gas Natural Eagon (3) SAGESA 2009 Petróleo Diesel Biomar SAGESA 2009 Petróleo Diesel Potencia Instalada en kw Salmofood I SAGESA 2009 Petróleo Diesel

20 Salmofood II SAGESA 2009 Petróleo Diesel Watt (3) SAGESA 2009 Petróleo Diesel Watt II (3) SAGESA 2009 Petróleo Diesel MultiExport I (3) SAGESA 2009 Petróleo Diesel MultiExport II (3) SAGESA 2009 Petróleo Diesel PMGD Planta Curicó CGI Iansa 2009 Carbón (3) Orafti (3) Beneo Orafti 2009 Petróleo Diesel Lousiana Pacific SAGESA 2009 Petróleo Diesel Pehui GeneRhom 2009 Pasada Trufultruful Hidroelec S.A Pasada Lebu Cristalerías Toro 2009 Motor Asincrónico Loma Los Colorados KDM 2010 BioGas (KDM) La Paloma HidroPaloma S.A Pasada Trueno Hidroeléctrica Trueno S.A Pasada Los Corrales Central Los Corrales 2010 Pasada Doña Hilda Forestal y Ganadera Carrán 2010 Pasada Ltda Dongo Soc. Hidroeléctrica DONGO 2010 Pasada SPA Monte Redondo Monte Redondo S.A Motor Asincrónico Totoral Norvind S.A Motor Asincrónico Los Morros E.E. Los Morros 1930 U1-U2-U3; 1994 U4-U5 Caemsa (3) Caemsa 1962 U1-U2; 1985-U3 Pasada Pasada

21 Ejemplo de agregación de oferta La analogía usada en este ejemplo es la del caso de las grandes generadoras chilenas. Se supuso una empresa virtual que tuviera las centrales eólicas Totoral y Canela 1 y la central mini-hidro Eyzaguirre y que enfrentara como demanda la mitad de la demanda de la barra Alto Jahuel 110, representando un posible contrato. Los datos fueron obtenidos del informe de operación del CDEC-SIC para el año 2011, y para obtener las cuervas respectivas se consideró el promedio de cada hora. Los gráficos siguientes muestran cómo estas centrales se enfrentarían a la demanda de forma separada y de forma agregada. Gráfico 4 Comparación entre las curvas de generación de las centrales Eyzaguirre, Canela 1 y Totoral (eólica) vs. la demanda, de forma separada 21

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