Mercado Eléctrico Chileno Alarma o Alarmismo?

Transcripción

1 Systep Ingeniería y Diseños Mercado Eléctrico Chileno Alarma o Alarmismo? Hugh Rudnick

2 Preguntas planteadas Es real la extrema precariedad del sistema eléctrico chileno? Es efectivo que enfrentamos crecientes dificultades para el desarrollo futuro del sistema? Qué tan graves son los signos de alarma? Cuáles son las grandes palancas que debería accionarse para mitigar los riesgos? Cuáles serán los costos y beneficios de hacerlo o no? 2

3 Contexto histórico Costos marginales vs. precio de nudo SIC US$/MWh 350 Precio Nudo en Alto Jahuel US$/MWh Cmg Alto Jahuel US$/MWh Fuente: Systep, CDEC-SIC,CNE,

4 Contexto actual Crecientes dificultades en el desarrollo de la infraestructura eléctrica Desafíos en proyectos de generación y transmisión Creciente judicialización de procesos, recursos administrativos o judiciales, crecientes restricciones y dificultades ambientales, politización de procesos de evaluación Inadecuados mecanismos de participación ciudadanía (todo se canaliza vía estudios ambientales), creciente insatisfacción de comunidades y regiones afectadas Surgimiento de la restricción de las comunidades indígenas (Convenio 169 OIT) Politización de la discusión energética(crítica al capitalismo). 4

5 Contexto actual-social No a Barrancones (carbón, 540 MW) Abril 2009 No a Hidroaysén(embalses, 2750 MW) Junio

6 Contexto actual-social No a Chiloé (eólica, 112 MW) Julio 2011 No al Tatio (geotérmica, 40 MW) Julio

7 Contexto actual-social No a líneas eléctricas (entre Loncoche y Villarrica) Diciembre

8 Contexto actual-político Radicalización de posiciones políticas Rechazadopor46afavory47encontra. 8

9 Futura expansión oferta SIC? Fecha de entrada en operación Nombre Proyectos en etapa de construcción Capacidad [MW] Tipo 2012 Santa María 343 Carbón 2012 Bocamina Carbón 2013 Campiche 242 Carbón 2013 El Arrayan 115 Eólica 2013 Angostura 316 Hidráulica 2014 San Pedro 144 Hidráulica Proyectosrelevantescon aprobaciónen la EIA Guacolda Carbón 2016 Santa María II 115 Carbón Alto Maipo 530 Carbón Castilla Carbón 2019 Neltume 473 Hidráulica 2022 Cuervo 640 Hidráulica Hidroaysén Hidráulica Fuente: Systep, CNE,

10 Capacidad Instalada SIC Evolución histórica y centrales en construcción (2014) vs. demanda máxima [MW] Hidráulica >Ralco Petróleo Diesel Carbón hidráulica Gas natural Hidráulica Carbón Hidráulica Pasada Hidráulica Embalse Carbón Gas Natural Petróleo Diesel Biomasa Eólica Demanda maxima 10

11 Capacidad Instalada SIC-crecimiento Variación del crecimiento de la capacidad instalada (construcción) vs. crecimiento de la demanda 25,0% 20,0% Gas Natural Diesel 15,0% Ralco 10,0% Retrasos en inversión 5,0% 0,0% ,0% Capacidad Demanda 11

12 Riesgo Hidrológico Efecto de la hidrología en la capacidad de generación. Riesgo hidrológico Fuente: CNE, Systep

13 Riesgo Hidrológico y Capacidad Efecto de la hidrología en la capacidad de generación. Hidrología húmeda (20% de Probabilidad de Excedencia). 80,0 [%] Aprovechamiento del recurso hídrico 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 h. humeda % Gen Hidráulica h. humeda % Gen. térmica Fuente: Programación anual, CDEC-SIC. 13

14 Riesgo Hidrológico y Capacidad Efecto de la hidrología en la capacidad de generación. Hidrología seca(90% de Probabilidad de Excedencia). 80,0 [%] Mayor uso de unidades térmicas 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 h. seca % Gen Hidráulica h. seca % Gen. térmica Fuente: Programación anual, CDEC-SIC. 14

15 Riesgo Hidrológico y Reserva Efecto de la hidrología en la capacidad de generación. Escenarios (seco, medio y húmedo) 80,0 [%] 70,0 60,0 50,0 40,0 Capacidad Efectiva Hidraúlica h. seca 2507MW h. media 3142 MW h. húmeda 3509MW 30,0 20,0 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 h. seca % Gen Hidráulica h. seca % Gen. térmica h. media % Gen Hidráulica h. media % Gen. térmica h. humeda % Gen Hidráulica h. humeda % Gen. térmica MW menos Fuente: Programación anual, CDEC-SIC. 15

16 Riesgo Hidrológico CDEC y Capacidad Efecto de la hidrología en la capacidad de generación. Reducción de capacidad efectiva hidrología seca. MW ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 Capacidad Hidráulica (Seca) Carbón Gas Natural Petróleo Diesel Biomasa Eólica Demanda maxima Fuente: Programación anual, CDEC-SIC, Systep

17 Riesgo Hidrológico y Capacidad extrapolado Efecto de la hidrología en la capacidad de generación. Reducción de capacidad efectiva hidrología seca. MW Hidráulica - h.seca Carbón Gas Petróleo Diesel Biomasa Eólica demanda maxima Fuente: Programación anual, CDEC-SIC, Systep

18 Capacidad instalada extrapolada SIC capacidad efectiva por hidrología ( ) MW Hidrología húmeda 20% excedencia MW Hidrología seca 90% excedencia Hidráulica Carbón Gas Petróleo Diesel Biomasa Eólica demanda maxima 18

19 Efecto en la reserva Efecto de la hidrología en la capacidad de generación y reserva Reducción de capacidad efectiva hidrología seca. MW año Margen [%] ,4% ,8% ,8% ,9% Hidráulica - h.seca Carbón Gas Petróleo Diesel Biomasa Eólica demanda maxima Fuente: Programación anual, CDEC-SIC, Systep

20 Cuales son posibles alternativas futuras? Es posible invertir en carbón? Mayor costo inversión y menor costo variable Significativo impacto ambiental y rechazo social Altas probabilidades de sufrir importante oposición Estarán dispuestos a invertir millones US$ y 2-3 años de estudios, ingeniería y permisos para finalmente tener que desechar el proyecto? Es posible invertir en GNL? Menor costo de inversión y mayor costo variable Menor impacto ambiental Menor rechazo social? Estarán dispuestos a firmar contratos de suministro de gas, viabilizar terminales de GNL, etc. para luego ser desplazados por el carbón en el despacho? 20

21 Análisis de alternativas Costos de desarrollo Escenario expansión a Carbón Escenario expansión GNL CC Inversión unitaria US$/kW US$/kW Factor de planta 85% 80% Precio combustible US$/Ton 11,0-13,0 US$/MMBtu Costo variable total 37,0-47,5 US$/MWh 78,2-91,8 US$/MWh Estructura deuda-patrimonio 70%/30% 70%/30% Costo de desarrollo de la energía 73,8-91,1 US$/MWh 91,5-108,4 US$/MWh 21

22 Escenario Inferior: Desarrollo basado en hidroelectricidad y carbón Supuestos: la inversión entra en forma oportuna HidroAysén Energía Austral Castilla Guacolda 5 Santa María II Neltume Alto Maipo 180,0 160,0 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 CMg(US$/MWh) 20,0 Costo marginal de largo plazo en torno a 80 US$/MWh 0, % de excedencia (húmeda) Promedio Anual 95% de excedencia (seca) * Quillota 220KV es la barra de referencia 22

23 Escenario Superior: Desarrollo basado en GNL, con restricciones en hidroelectricidad Supuestos: Desarrollo de CC GNL No se realiza Neltume No se realiza Castilla HidroAysén (2025) Energía Austral (2026) 180,0 160,0 140,0 120,0 100,0 CMg(US$/MWh) 80,0 60,0 40,0 20,0 Costo marginal de largo plazo en torno a 100 US$/MWh 0, % de excedencia (húmeda) Superior Promedio Esc. Superior 95% de excedencia (seca) Superior * Quillota 220KV es la barra de referencia 23

24 Comparación de Escenarios Valorización de los costos marginales resultantes [MMUSD] Horizonte MMUSD Ejercicio simple de valoración: Diferencia en valor presente 2015 de costo de la energía (a valor marginal): millones de dólares (16% del valor base) entre 2015 y 2023 Inferior (exp Carbón) Superior( exp GNL) 24

25 Escenario desadaptado: escenario inferior con retrasos en la inversión Supuestos: Retraso de 1 año de los proyectos en construcción Retraso de 2 años de los proyectos que inician operación entre CMg(US$/MWh) Se obtiene un costo marginal de largo plazo en torno a 100 US$/MWh 5% de excedencia (húmeda) desadaptado Promedio Anual Esc. Desadaptado 95% de excedencia (seca) desadaptado * Quillota 220KV es la barra de referencia 25

26 Cómo los agentes deben enfrentar la incertidumbre y el riesgo? En estas condiciones de incertidumbre, es necesario que los distintos agentes del mercado evalúen sus decisiones y el impacto sobre el desarrollo de sus proyectos: Caso generador: criterio conservador sería evaluar sus proyectos considerando un escenario como el inferior en el desarrollo futuro Caso cliente libre: criterio conservador será considerar una situación coherente con el escenario superior o desadaptado Utilización de técnicas de evaluación de riesgo, consideración de distintos escenarios e incorporación de clausulas de revisión e indexación de contratos. 26

27 Acciones realizadas para superar la incertidumbre a nivel político CADE Noviembre

28 Acciones realizadas para superar la incertidumbre a nivel político CCTP Noviembre 2011 Diálogo de sordos? 28

29 Acciones realizadas para superar la incertidumbre a nivel político 1. Eficiencia Energética 2. ERNC 3. Energías Tradicionales Hidroelectricidad 4. Carretera Eléctrica Pública 5. Mercado Eléctrico más Competitivo Febrero Interconexión Eléctrica Regional Respuesta a falta de estrategia? 29

30 Acciones para superar la incertidumbre 1. Liderazgo político claro del Gobierno Anuncios de cambios regulatorios, sin una oportuna formulación de proyectos concretos, introducen riesgo y retrasos en la inversión. Enfrentar riesgo importante del ciclo político que puede demorar el despeje de la incertidumbre en las señales (2012 y 2013: años de elecciones) Necesidad construir puentes con la oposición (acuerdo macropolítico) Cambios legales en participación, compensaciones, estudios ambientales 2. Crear esquemas de participación de la sociedad civil en el desarrollo económico Quitar presión a procesos ambientales, reforzando esquemas y oportunidades de representación dentro del desarrollo social 30

31 Acciones para superar la incertidumbre 3. Formalizar y estandarizar metodologías técnicas de evaluación ambiental Uniformar criterios técnicos de evaluación ambiental Eliminar arbitrariedades de resoluciones calificación ambiental Superar dificultades en relación a bosque nativo, uso del agua, etc. 4. Diseño de esquemas de compensación para comunidades locales que son afectadas por proyectos específicos Compensar excesivo centralismo de país y ganar apoyo local a desarrollos de infraestructura 31

32 Acciones para superar la incertidumbre 4. Desarrollo de acciones de ordenamiento territorial Identificar localizaciones y condiciones para desarrollo térmico Entregar certeza sobre el desarrollo de los proyectos 6. Propuesta concreta sobre carretera eléctrica ( ) Acción de ordenamiento territorial Superar conflictividad política Premura por definir la carretera eléctrica no debiera contaminar el esquema de remuneración de la transmisión 32

33 Preguntas planteadas Es real la extrema precariedad del sistema eléctrico chileno? NO Es efectivo que enfrentamos crecientes dificultades para el desarrollo futuro del sistema? SI Qué tan graves son los signos de alarma? CONDICION CRITICA DE PRECIOS Cuáles son las grandes palancas que debería accionarse para mitigar los riesgos? POLITICAS Y REGULATORIAS Cuáles serán los costos y beneficios de hacerlo o no? IMPORTANTES 33

34 Systep Ingeniería y Diseños Hugh Rudnick hrudnick@ing.puc.cl Publicaciones sobre el sector energía: Reporte Mensual del sector eléctrico: