Sistema Interconectado Central PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD: CÓMO MEJORAR EL ESCENARIO FUTURO?

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1 Sistema Interconectado Central PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD: CÓMO MEJORAR EL ESCENARIO FUTURO? Juan Cembrano, director CDEC-SIC en representación Clientes Libres. Fuente cuadros, gráficos, etc.: elaboración propia sobre la base de datos disponibles en Simplificaciones en los ejercicios desarrollados. Cifras no incluyen exigencias ERNC. Basado en presentación en Concepción, en abril 2011.

2 TEMARIO 1. OBJETIVO 2. CUÁL ES EL ESCENARIO FUTURO? 3. CUÁLES SON LAS CAUSAS DE LOS PROBLEMAS?... UN ANÁLISIS DEL MERCADO 4. QUÉ PUEDE MEJORAR EL ESCENARIO FUTURO?

3 EL MERCADO ELÉCTRICO (SIC) Generación Usuarios sobre 2 MW: precio libre en generación Transmisión Troncal Usuarios sobre 2 MW: precio libre en generación Distribución Subtransmisión Usuarios bajo 2 MW: precio libre en generación: licitaciones de las EEDD. Opción de ser libres

4 EL MERCADO ELÉCTRICO (SIC) Generación Subtransmisión 50 usuarios, 27% del consumo Transmisión Troncal 650 usuarios, 21% del consumo Distribución usuarios, 52% del consumo Libres: 0,015% de los usuarios (700) con un 48% del consumo.

5 OBJETIVO: Esta presentación se centra en el precio de generación. (Mejoramiento potencial en el resto: tasa, licitaciones sistema troncal, empresas modelo, criterios de asignación) Generación Cmg1 Transmisión Troncal Peajes (t= 10% y licitación) Cmg2 Subtransmisión Peajes (t= 10%) Pnudo: libre Libre PNudo + STT + STx +VAD Libre Distribución Empresa modelo (t= 10%) Derecho a peajes

6 CUÁL ES EL ESCENARIO FUTURO? 250 PRECIO SPOT PROYECTADO 3 er y 4 o AÑO Y PRECIO REAL US$/MWh SIC, zona central. Supone Fc = 80%, con precio actual de la potencia. Se indica entre paréntesis en cada serie WTI protectado. Valores proyectados son para el promedio de las hidrologías. CNE 2003 (19) CNE 2004 (44) CNE 2005 (66) CNE 2006 (64) CNE 2007 (73) CNE 2008 (129) CNE 2009 (79) CNE 2010 (88) 50 Una referencia: cada 6 meses la CNE proyecta precios a cuatro años. Es razonable suponer que hacia el cuarto año supone adaptación entre oferta y demanda a una rentabilidad razonable para los inversionistas en centrales generadoras

7 CUÁL ES EL ESCENARIO FUTURO? 250 PRECIO SPOT PROYECTADO 3 er y 4 o AÑO Y PRECIO REAL US$/MWh SIC, zona central. Supone Fc = 80%, con precio actual de la potencia. Se indica entre paréntesis en cada serie WTI protectado. Valores proyectados son para el promedio de las hidrologías. CNE 2003 (19) CNE 2004 (44) CNE 2005 (66) CNE 2006 (64) CNE 2007 (73) CNE 2008 (129) CNE 2009 (79) CNE 2010 (88) REAL

8 CUÁL ES EL ESCENARIO FUTURO? PRECIO SPOT PROYECTADO 3 er y 4 o AÑO Y PRECIO REAL US$/MWh CNE 2003 (19) CNE 2004 (44) CNE 2005 (66) CNE 2006 (64) CNE 2007 (73) CNE 2008 (129) CNE 2009 (79) CNE 2010 (88) REAL

9 CUÁL ES EL ESCENARIO FUTURO? PRECIO SPOT PROYECTADO 3 er y 4 o AÑO Y PRECIO REAL US$/MWh SIC, zona central. Supone Fc = 80%, con precio actual de la potencia. Valores ajustados proporcionalmente 100% según variación WTI. CNE CNE 2004 CNE 2005 CNE 2006 CNE 2007 CNE 2008 CNE 2009 CNE 2010 REAL

10 ESTO NO ES ALGO NUEVO... PROYECCIÓN DE COSTOS MARGINALES - US$/MWh Abr-04 Abr-04 Abr-04 Abr-05 Abr-05 Abr-04 Abr-05 Abr-06 Abr-06 Abr-07 EL ESCENARIO REAL HA SIDO SIEMPRE PEOR QUE LO PROYECTADO... EL MERCADO ADAPTADO NO LLEGA May-04 May-05 May-06 May-07 May-08 May-09 May-10 May-11 May-12 May-13 May-14 May-04 Nov-04 May-05 Nov-05 May-06 Nov-06 May-07 Nov-07 May-08 Nov-08 May-09 Nov-09 May-10 Nov-10 May-11 Nov-11 May-12 Nov-12 May-13 Nov-13 May-14 Fuente: Presentación en la Cámara de Comercio Chileno Australiana, septiembre 2007

11 EL ESCENARIO ESPERADO HOY...? PRECIO MONÓMICO A NIVEL DE GENERACIÓN US$/MWh Mediano plazo Largo plazo CTE REGULADO SPOT CDEC SIC, zona central. Supone Fc = 80%, WTI de 89 US$/bbl, promedio hidrologías

12 EL ESCENARIO ESPERADO SOBREPRECIO DEL MERCADO SPOT PROMEDIO MÓVIL A 12 MESES DE LOS COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA MÁS POTENCIA EN QUILLOTA 220 kv US$/MWh PROMEDIO DE HIDROLOGÍAS?? Máximo razonable para mercado competitivo en condiciones de adaptación? 0

13 EL ESCENARIO ESPERADO PRECIOS MONÓMICOS EN BASE COMÚN US$/MWh? Licitaciones de EEDD 60 Primera Licitación Oct 2006 Segunda Licitación Oct 2007 Tercera Licitación Feb 2009 Cuarta Licitación 2011

14 CUÁLES SON LAS CAUSAS DE LOS PROBLEMAS?... OFERTA PRECIO MONÓMICO A NIVEL DE GENERACIÓN US$/MWh Mediano plazo Largo plazo CTE REGULADO SPOT CDEC SIC, zona central. Supone Fc = 80%, WTI de 82 US$/bbl, promedio hidrologías

15 MEDIANO PLAZO: OFERTA DEFINIDA (salvo hidrología, fallas) Sin considerar limitaciones de transmisión

16 MEDIANO PLAZO: OFERTA DEFINIDA (salvo hidrología, fallas)

17 CÓMO MEJORAR EL ESCENARIO DE MEDIANO PLAZO?... Cuál es el costo variable?

18 CÓMO MEJORAR EL ESCENARIO DE MEDIANO PLAZO?... 6,500 MW 6,300 Día 21 de julio de 2010 Horcones 236 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 154 US$/kW Trapén 188 US$/MWh Ref SEIA: Mot 481 US$/kW 6,100 Linares Norte 185 US$/MWh Teno 184 US$/MWh Ref SEIA: Mot 353 US$/kW 5,900 Coronel 183 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 319 US$/kW Antilhue 183 US$/MWh Tgas 5,700 5,500 5,300 Actualmente se considera como unidad de punta una turbina a gas diesel de 70 MW, con un costo de inversión de 718 US$/kW más una subestación eléctrica con un costo unitario de 71 US$/kW y una línea de interconexión al SIC, con un costo de 20 US$/kW Colihues 176 US$/MWh Ref SEIA: Mot 400 US$/kW Degañ 164 US$/MWh Ref SEIA: Mot 495 US$/kW Newen (P) 164 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 333 US$/kW Quellón 159 US$/MWh Ref SEIA: Mot 311 US$/kW Los Pinos 153 US$/MWh Ref SEIA: CCGT 5409 US$/kW Hidro, CCGT, Cogen, Carbón, menor que 152 US$/MWh

19 CÓMO MEJORAR EL ESCENARIO DE MEDIANO PLAZO?... EN EL MEDIANO PLAZO: LOGRAR EL ACCESO AL GNL EN LAS MEJORES CONDICIONES DE MERCADO posible AJUSTE EN PRECIO DE LA POTENCIA DE PUNTA dificil SOLUCIÓN A PROBLEMAS DE TRANSMISIÓN dificil MAYOR PESO EN EL CDEC posible pero es un tema menor en los problemas del mercado

20 CUÁLES SON LAS CAUSAS DE LOS PROBLEMAS?... OFERTA PRECIO MONÓMICO A NIVEL DE GENERACIÓN US$/MWh Mediano plazo Largo plazo CTE REGULADO SPOT CDEC SIC, zona central. Supone Fc = 80%, WTI de 82 US$/bbl, promedio hidrologías

21 UN DIAGNÓSTICO ADECUADO EL CDEC OPERA LAS CENTRALES QUE HAY...UN PROBLEMA MÁS GRAVE ES QUÉ CENTRALES HAY Y QUÉ CENTRALES HABRÁ PARA OPERAR...DEBERÁ ENFRENTARLO

22 NECESIDAD DE PASAR DE UNA OFERTA INEFICIENTE A UNA EFICIENTE 100% COMPOSICIÓN DEL PARQUE GENERADOR EN EL AÑO MÁS SECO 80% 60% 40% Sobre 135 US$/MWh Intermedio 20% 0% mar 11 ago 11 ene 12 jun 12 nov 12 abr 13 sep 13 feb 14 jul 14 dic 14 Bajo 45 US$/MWh 100% 80% COMPOSICIÓN DEL PARQUE GENERADOR EN EL AÑO MÁS HÚMEDO 60% 40% 20% Sobre 135 US$/MWh Intermedio Bajo 45 US$/MWh 0% mar 11 ago 11 ene 12 jun 12 nov 12 abr 13 sep 13 feb 14 jul 14 dic 14

23 LARGO PLAZO: OFERTA POR DEFINIR CÓMO SE DEFINE? Las autoridades fijan las REGLAS y FISCALIZAN El desarrollo en generación surge de la COMPETENCIA de los actores, no de un Plan de Obras. Un tema no menor: si la hidroelectricidad no compite entre sí, o es limitada, su precio será el costo alternativo: opciones termoeléctricas. Llama la atención si el propietario de un nuevo proyecto hidroeléctrico lo promueve diciéndonos que al país le debe preocupar cuánto quiere pagar por la electricidad futura...en realidad, los usuarios pagarán por la producción hidroeléctrica el costo medio de centrales a carbón (o más si no se pueden construir estas centrales) y la diferencia de costo medio quedará para el propietario de la central (por ej., TIR 29%).

24 Algunos requisitos de la competencia 1.- Transparencia del mercado y homogeneidad del producto. Todos los participantes tienen pleno conocimiento del precio y la calidad del producto (conocimiento del mercado). 2.- Existencia de un elevado numero de oferentes y demandantes Inexistencia de economías de escala; la decisión individual de cada uno ejerce escasa influencia sobre el mercado global. Empresas son precio-aceptantes. 3.- Inexistencia de barreras de entrada y de salida. Mercado contestable. Experiencia real de Clientes Libres en el SIC

25 La realidad... Considera usted que está razonablemente definida la calidad con que le debe entregar hoy la electricidad su suministrador? 12% Si 40% 49% Parcialmente No Transparencia del mercado y homogeneidad del producto? Fte: Encuesta a Clientes Libres CDEC-SIC

26 La realidad... Todas las centrales Solo centrales eficientes + Endesa y Colbún (73%) en Hidroaysén Salvo contadas excepciones en licitaciones de suministro de grandes clientes no hay nuevos inversionistas presentes con centrales eficientes Existencia de un elevado número de oferentes...?

27 La realidad COSTO MEDIO RELATIVO US$/MWh Polinómica (Carbón) MW contratados 8 COSTO MEDIO RELATIVO US$/MWh Qué pasa bajo 150 MW?... Refleja la mayor parte de las contrataciones. Cuál es el costo de fijo de estar en Chile? Polinómica (CCGT) MW contratados Inexistencia de economías de escala...?

28 La realidad... La decisión individual de cada uno de ellos ejerce escasa influencia sobre el mercado global? Fte: Elaboración propia

29 La realidad... Desarrollo de un proyecto eficiente: Encontrar ubicación geográfica factible y a costos razonables seis meses a un año Desarrollar estudios ambientales un año de mediciones sin estudios de campo previos Obtener (sin certeza) RCA sobre 9 meses Así, 3 años para hacer la oferta y 4 para iniciar el suministro... total 7 años Meses entre EIA y RCA Es prácticamente imposible que un nuevo inversionista tome a su propio riesgo el desarrollo de un proyecto eficiente para una licitación necesidad de buscar opciones Inexistencia de barreras de entrada? Mercado contestable?

30 La realidad... CAPACIDAD PROMEDIO ANUAL DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ERNC y cogeneración 45% 2% 38% Hidroelectricidad Carbón 6% 10% CCGT menor que 135 US$/MWh) Resto (sobre 135 US$/MWh) La sobrecapacidad ineficiente afecta negativamente los ingresos que podrían recibir por la venta de su potencia firme las nuevas centrales eficientes. Importancia de un precio correcto de la potencia Supone 1,5 udes de CCGT con GNL a costo intermedio

31 SOBREPRECIO DEL MERCADO SPOT PROMEDIO MÓVIL A 12 MESES DE LOS COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA MÁS POTENCIA EN QUILLOTA 220 kv US$/MWh PROMEDIO DE HIDROLOGÍAS? Qué percepción tiene usted del precio a que compra la electricidad su empresa? 3% 0% 0% Mucho más alto del que considera razonable 0 39% Más alto del que considera razonable 58% Razonable Mercado Competitivo? Fte: Elab. propia y encuesta a Clientes Libres CDEC-SIC Más bajo del que considera razonable Mucho más bajo del que considera razonable

32 Problemas concretos más relevantes 1. Mercado altamente concentrado en la propiedad y en los derechos de aguas, incrementado con incentivo común en Hidroaysén. 2. Existencia de economías de escala (tamaño licitación es relevante) 3. Existencia de barreras de entrada: a) Dificultad para el desarrollo de nuevos proyectos b) Sistemas de transmisión sin holguras c) Sobreprecio de la potencia y parque desadaptado d) Incertidumbre en varias materias

33 Cómo mejorar el escenario de Largo Plazo? 1. Reducir la concentración de la propiedad No es realista 2. Garantizar un mercado contestable: garantizar el acceso a nuevos proyectos de centrales termoeléctricas e hidroeléctricas... promover la participación de nuevos inversionistas... LO ÚNICO QUE PODRÍA GARANTIZAR Objetivizar lo más posible todo el proceso de obtención de permisos para nuevas centrales. LA Procurar COMPETENCIA que existan zonas EN en EL que SECTOR se permita la construcción de nuevas centrales termoeléctricas sujeto a que cumplan con ELÉCTRICO (GENERACIÓN) ES QUE cierta normativa preestablecida, clara y objetiva (con acceso a terrenos, sin problemas relativos SIEMPRE a concesiones, PUEDAN permisos, ENTRAR etc.); generar NUEVOS proyectos concretos susceptibles INVERSIONISTAS de ser tomados por CON nuevos CENTRALES inversionistas. Establecer condiciones para el EFICIENTES el libre acceso al terminal de GNL y el costo variable a reconocer para centrales basadas en este combustible en el CDEC. Procurar que el pago de patentes por no uso de los derechos de aguas opere adecuadamente. No basta con que los generadores existentes Avanzar en posibilitar tengan el desarrollo proyectos de otras para tecnologías desarrollar generación convenientes para el país.

34 Cómo mejorar el escenario de Largo Plazo? 4. Generar condiciones para la agregación de la demanda. 5. Procurar que los sistemas de transmisión se desarrollen con holguras razonables y facilitar el acceso a las SSEE del ST. 6. Corregir el precio de la potencia. Incluir en la potencia firme los sistemas de transmisión asociados. 7. Mejorar los procesos de licitación de las EEDD, particularmente cuando existe integración vertical (objeto: plazos de inicio que permitan competencia, generar volúmenes adecuados, criterios de evaluación que consideren proyección de precio de los insumos).

35 Cómo mejorar el escenario futuro? Además, los usuarios deben desarrollar otras acciones mínimas, concretas, que facilitan lograr los objetivos anteriores: a. Aportar a una mejor regulación del sector eléctrico. Generar instancias comunes de análisis económico y jurídico del sector. Analizar en particular el acceso al terminal de GNL y el costo variable a reconocer para centrales basadas en este combustible en el CDEC. b. Participar activamente en los estudios de desarrollo del sistema de transmisión. c. Tomar conocimiento y aprovechar a nivel de grupos de usuarios- la experiencia positiva de algunos grandes Clientes Libres.... Y prudencia en las exigencias de ERNC

36 Al finalizar, qué acciones concretas destacar? Acciones para cambiar el escenario de mediano plazo: ES POSIBLE PARAR LA PELOTITA...! Procurar generar condiciones para facilitar el acceso al GNL Entregar fundamentos para modificar el precio de la potencia Acciones con que se puede cambiar el escenario de largo plazo: Desarrollar y dejar disponibles para nuevos inversionistas proyectos de generación eficiente con todas las aprobaciones correspondientes. Licitar suministro en forma conjunta Un desafío para la Autoridad y los usuarios... Contrarrestar el peso que tienen las empresas eléctricas existentes ante las autoridades: ganarse un lugar.

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