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 1 Diagnóstico y análisis del sector eléctrico en Chile. Políticas públicas de la última década, efectos leyes corta I y II. Jorge Rodríguez Grossi

2 2 1.- Sector Eléctrico: sus principios Generación, Transmisión y Distribución separadas Seguridad de Suministro Concesiones y Derechos de Agua Acceso abierto Competencia Debiera promover inversión privada Precios de mercado 100% PPAs Protección Medio Ambiente Aprobación ambiental CDEC cada vez más independiente

3 3 1.- Estructura del Mercado GENERACION G 1 CMg Precios licitados de LP DISTRIBUCION Regulados < 2MW Precio final= Precio licitado+ VAD regulado Retail integrado con negocio de cables Requiere Concesión G 2 No requiere concesión Sí Dº de agua en hidro Permiso Ambiental Mercado spot Energía y Potencia Sólo Gencos Cargo de potencia explícito CDECs Precio libre Despacho económico Operación segura Planes de seguridad Decreto racionamiento Peajes TRANSMISION Expansión competitiva Licitación para nuevas obras Precio regulado para instalaciones existentes Acceso abierto CLIENTES LIBRES >2 MW Libre negociación

4 4 1.- Entidades Hoy MMA aprobaciones ambientales Ministerio Energía Política energética Reguladores CNE: tarifas reguladas SEC supervisión y control Entidades independientes CDEC independientes Panel de Expertos: resuelve conflictos GENERADORES Transmisores DISCOS Clientes libres Miembros del CDEC Inversionistas privados

5 5 1.- Mercado de Generación: principios estables y Eficiencia en el Largo Plazo Ciclo contratos / planta Precios de Largo Plazo de mercado; no SPOT Eficiencia en el Corto Plazo y evitar poder de mercado Pool forzado. Unos venden, otros compran. Mito de Colusión. Costos auditados Calce entre contratos y despacho a mínimo costo Transferencias entre generadores a precios spot. Cargo de Potencia explícito

6 2.- Problemas en el camino y soluciones (Ley Corta 1, año 2004) Desafío Solución usada: Mercado 6 Remuneración de transmisión Pago 100% por uso Expansión de la transmisión Licitaciones Divergencias entre agentes o con regulador Panel de expertos Desafío Solución usada: Mayor regulación Ampliaciones en transmisión Las hace el incumbente

7 2.- Resultados LC-1 7 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

8 8 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

9 2.- La LC 1 logra un traspaso de costos eficientes al cliente: señal de localización 9 G 1 = 80 G 2 = 100 T = 40 C Si T es asignada al generador alejado de C, el precio final es: 100 (generador más barato) +0 (transporte) = 100 Si T es asignada al consumo C, el precio final es: 80 (generador más barato) +40 (transporte) = 120

10 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.

11 3.- Un año después de LC1 viene la Ley Corta 2, año 2005: Solución a los cortes de gas Desafío Solución 11 Incentivo a Inversiones L.P. 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 Problemas de corto plazo: sequías, falta de gas, sustitución por diesel Incentivo ahorros voluntarios Incentivo a Inversiones CP Reconocimiento de costos en tarifas. Licitaciones por plazos cortos obliga a precios altos en C.P. Entre 1997 y hoy, el mercado de contratos 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, indexado al CMg cuando no había certeza de oferta segura.

12 ene-94 ago-94 mar-95 oct-95 may-96 dic-96 jul-97 feb-98 sep-98 abr-99 nov-99 jun-00 ene-01 ago-01 mar-02 oct-02 may-03 dic-03 jul-04 feb-05 sep-05 abr-06 nov-06 jun-07 ene-08 ago-08 mar-09 oct-09 may-10 dic Resultados LC 2: CMg, Gas Natural y Enfermedad Holandesa a la inversa 400,00 350,00 300,00 Entrada del GN Costo Marginal SIC Solo se proyectaban plantas a Gas Natural 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 Costo Marginal SIC

13 3.- El Plan de Obras de la CNE para el SIC en Octubre del Fecha de entrada Mes Año Obras Recomendadas Potencia Julio 2006 Central a gas ciclo combinado 1 (VI Región) 358.7MW Julio 2007 Central a gas ciclo combinado 2 (VIII Región) MW Octubre 2008 Línea de Interconexión SIC-SING Polpaico 220kV 600 MW Enero 2009 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa MW Enero 2010 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa MW Abril 2010 Línea de Interconexión SIC-SADI centro 2x MW Enero 2011 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa MW Abril 2011 Central a gas ciclo combinado 3 (VIII Región) MW Octubre 2011 Central a gas ciclo combinado 4 (VIII Región) MW Octubre 2012 Central a gas ciclo combinado 5 (VIII Región) MW Abril 2013 Central Hidroeléctrica Neltume 400 MW Octubre 2013 Central a gas ciclo combinado 6 (VIII Región) MW Enero 2015 Central a gas ciclo combinado 7 (VIII Región) MW

14 3.- Crisis del gas fue superada 14 En el SIC ingresaron mas de los MW originalmente contemplados en el Plan del MW pero en otras tecnologías

15 3.- Evolución de las inversiones en Generación y sus efectos MW 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 15

16 4.- Inversiones despegan con LC2, pero se frenan y caemos en nueva trampa 16 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.

17 17 Diagnóstico y análisis del sector eléctrico en Chile. Políticas públicas de la última década, efectos leyes corta I y II. Jorge Rodríguez Grossi