Proyección del costo marginal y comercialización de la energía: desafíos para la minihidro 29 de junio de 2016 1
Agenda 1. Proyección del costo marginal 1. Contexto 2. Metodología Systep 3. Principales supuestos de la simulación 4. Resultados y análisis 2. Alternativas de comercialización 1. Mercado spot 2. Mercado de clientes libres 3. Precio estabilizado 4. Licitaciones de suministro 3. Reflexiones finales 2
Contexto del mercado actual Incertidumbre en la tecnología de expansión Factores regulatorios y sociales (rechazo) Incertidumbre en precios de combustible Carbón, GNL o ENRC? Aumento del nivel de competencia Nuevos participantes en licitaciones de suministro Bajas en el costo de inversión de centrales ERNC Cambios en la estructura del mercado Sistema nacional 500 kv (Crucero-Charrúa) e interconexión SIC-SING Baja en la proyección de crecimiento de demanda por menor crecimiento económico Regulación (derechos de agua, peajes transmisión, ambiental) Operador independiente del sistema Efectos en la zona sur del SIC Desacoples en transmisión 3
Contexto del mercado actual Costos marginales en el SIC (2015 2017) CMg promedio (2015) 91,7 US$/MWh CMg promedio (Ene Jun 2016) 62,7 US$/MWh Fuente: CDEC-SIC, Systep, 2016 4
Metodología proyección costos marginales Systep utiliza una metodología basada en el supuesto de racionalidad económica en el mercado Definición de escenarios de expansión Proyectos Topología de la red Parque generador existente Proyectos de generación Demanda Proyectos de alto consumo Crecimiento D escalonado Supuestos Proyección de precios de combustible Tasa de descuento Definición de plan de obras La fecha de entrada de centrales convencionales genéricas es ajustada de forma que se rentabilice la inversión, dadas condiciones mínimas de operación Modificación plan de obras Despacho económico 54 Hidrologías OSE 2000 Flujo de caja libre Valorización económica y financiera Los precios son determinados por un balance entre oferta y demanda, cumpliendo el requerimiento ERNC (20% al 2025) No Flujo de caja libre VAN 0; TIR > WACC? Factor de planta centrales GNL sustentan contrato de gas? Sí Resultados del modelo Costos marginales Generación Flujos en líneas de Tx 5
Principales supuestos de la simulación Escenarios a simular 1. Caso Inferior: Los proyectos térmicos en base a carbón y proyectos hidráulicos serán la tecnología de expansión eficiente 71,0 90,9 US$/MWh US$/MWh 120 Cono de de incertidumbre proyección Incertidumbre en el nivel de precios futuro 100 80 60 40 20 0 2015 2020 2025 2030 Caso Inferior Caso Superior 2. Caso Superior: Los proyectos térmicos en base a GNL serán la tecnología de expansión eficiente 88,6 112,9 US$/MWh 6
Principales supuestos de la simulación Demanda del sistema Histórico Proyectado Año/Periodo Tasa de crecimiento de demanda SIC + SING [%] 2001 5,8% 2002 4,4% 2003 6,9% 2004 7,7% 2005 3,6% 2006 5,8% 2007 4,7% 2008 0,3% 2009 0,5% 2010 3,4% 2011 5,9% 2012 5,2% 2013 3,4% 2014 2,4% 2015 2,7% 2016 3,5% 2017-2020 3,1% 2021-2030 3,6% Fuente : CDEC-SIC, CDEC-SING & Systep 7
Principales supuestos de la simulación Precio de los combustibles Promedio precio declarado Junio 2016 Nueva Ventanas 69,5 US$/Ton US$/Ton 90 85 80 75 70 65 60 US$/MMBtu 20 75 71 78 73 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Carbón SIC (Ventanas) Carbón GNL 18 80 76 Carbón SING (Mejillones) US$/Ton 90 85 80 75 70 65 60 Deutsche Bank CNE ICE US$/MMBtu 20 80,5 Banco Mundial FMI Prom. DB BM CNE FMI ICE Nueva Renca GNL 11,5 US$/MMBtu 16 12 16 12 12 8 11,5 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 8 Quintero Diesel 59,3 US$/bbl US$/bbl 120 100 80 60 40 20 59 45 79 60 GNL contrato Diesel 86 65 GNL spot 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 92 70 Deutsche Bank CNE NYMEX US$/bbl 120 100 80 60 40 20 Banco Mundial FMI Prom. DB BM CNE FMI NYMEX 82 Diesel (FOB) Quintero Diesel Fuentes: Deutsche Bank, Banco Mundial, CNE,FMI, NYMEX, e ICE. Elaboración: Systep, Marzo 2016 Deutsche Bank CNE NYMEX Banco Mundial FMI Prom. DB BM CNE FMI NYMEX 8
Principales supuestos de la simulación Plan de obras de generación Centrales en construcción 2016 a 2019 SIC y SING Diesel 31 GNL 540 Carbón 907 Cogeneración 5 Termosolar Geotérmica Eólica 48 110 235 Total: 3.498 MW 42% 58% Solar 875 Pasada 747 0 200 400 600 800 1000 MW Renovable Térmica Fuente: Systep, 2016 9
Principales supuestos de la simulación Plan de obras de generación MW 3.000 2.500 Cerro Dominador Cochrane I y II Kelar Total SIC y SING 2016-2035 = 10.537 MW 2.000 1.500 1.000 Sarco Aurora CTM 4 El Campesino Caso Inferior: Expansión en carbón 500 0 MW 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 Los Cóndores San Pedro 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Embalse Pasada Biomasa Carbón Eólica GNL Geotérmica Solar Diesel Cerro Dominador Cochrane I y II Kelar Sarco Aurora CTM 4 Los Cóndores El Campesino San Pedro Total SIC y SING 2016-2035 = 9.888 MW Baja en costo marginal dificulta obtención de financiamiento para nuevas centrales (merchant) Sin embargo oportunidades de contratación podrían viabilizar proyectos Dadas las condiciones del mercado (demanda, combustibles, proyectos en construcción, entre otros) disminuye la necesidad de proyectos térmicos de expansión hasta inicios de 2030 Caso Superior: Expansión en gas SIC Expansión en carbón SING 0 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Embalse Pasada Biomasa Carbón Eólica GNL Geotérmica Solar Diesel Fuente: Systep, 2016 10
Principales supuestos de la simulación Participación ERNC GWh 30.000 Entrada centrales ERNC genéricas para cumplir la ley 20/25 25.000 20.000 Centrales en construcción 15.000 10.000 5.000 0 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Hidráulica Biomasa Eólica Geotérmica Solar Energía Afecta ERNC SIC+SING GWh Requerimiento ERNC(GWh) El cumplimiento del requerimiento ERNC es excedido hasta el año 2023 sólo considerando las unidades existentes y en construcción Fuente: Systep, 2016 11
Principales supuestos de la simulación Principales obras de transmisión Interconexión SIC - SING se considera a partir de enero de 2018 (Resolución Exenta N 96.) Se consideran proyectos de transmisión incluidos en el Estudio de Transmisión Troncal (ETT) Obras genéricas posteriores al año 2022 Interconexión SIC-SING Cardones 500 kv Kapatur 500 kv Línea HVAC ~600 km ~1500 MVA ~MUS$ 860 Descripción Principales líneas de transmisión Responsable Capacidad [MVA] Puesta en servicio estimada Maitencillo Cardones 1x220 kv: aumento de capacidad Transelec 260 sep 2016 Cardones Diego de Almagro 2x220 kv (segundo circuito) SAESA/Chilquinta 1x290 ene 2017 Encuentro Lagunas 2x220 kv: nueva línea ISA 2x290 abr 2017 Ciruelos Pichirropulli 2x220 kv (incluye S/E Pichirropulli) SAESA/Chilquinta 2x290 may 2018 Charrúa Ancoa 1x500 kv: tercer circuito Elecnor 1x1700 mar 2018 Nueva Charrúa Charrúa 2x220 kv: nueva línea Transelec 1000 nov 2018 Pichirropulli Puerto Montt 500 kv Abengoa 1x660 mar 2021 12
Resultados proyección costos marginales Costo Marginal Alto Jahuel 220 kv, promedio estadístico anual de las 54 hidrologías simuladas 140 120 100 Corto - mediano plazo Mediano - largo plazo Largo plazo 98 US$/MWh 80 60 40 20 40 39 64 62 80 0 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 3 8 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 3 8 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 3 8 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Caso Inferior Caso Superior Fuente: Systep, 2016 Costos marginales decrecen en el periodo 2018 2020 por: Menor demanda proyectada Menores precios de combustibles Puesta en servicio de nuevos proyectos renovables y convencionales Mejoras en el sistema de transmisión solucionan congestiones de transmisión 13
Análisis hidrológico Distribución de probabilidad del costo marginal mensual de largo plazo en Charrúa 220 kv (2031 2035) Prob. % 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% Prob. Acumulada US$/MWh Dist. Prob. Caso Superior Distribución de probabilidad Prob. Acumulada Superior Probabilidad acumulada 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Costos Marginales Largo plazo (2031 2035) [US$/MWh] Caso Inferior Caso Superior Promedio 76,1 94,0 Desviación estándar 23,9 24,8 Mínimo 35,6 39,1 Máximo 149,0 174,7 5% menor 40,8 63,7 5% mayor 120,3 145,3 Análisis estadístico considera todos los valores posibles de las 54 hidrologías simuladas 14
Análisis de congestiones Efectos de congestiones Zona Norte Centro en los costos marginales USD/MWh 80 Desacoples por limitaciones de transmisión y exceso de energía económica durante las horas de sol 60 40 20 Desacoples desaparecen con la puesta en servicio de las líneas de 500 kv 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 2017 2018 2019 2020 Promedio estadístico anual Alto Jahuel 220 kv Promedio estadístico anual Cardones 220 kv Desde el 2018, costos marginales vuelven a acoplarse A partir de esa fecha, habría capacidad de transmisión suficiente para transportar energía económica ubicada en el SIC Norte 15
Análisis de congestiones Efectos en los costos marginales de congestiones Zona Norte Centro US$/MWh 70 60 50 40 30 20 10 0 54 54 54 54 54 54 54 54 48 48 48 48 48 48 48 Costos marginales 07/06/2016 42 29 58 3 62 62 59 0 0 0 0 0 0 56 56 56 56 56 56 56 56 60 56 56 56 Quintero 250GNL 50 Rapel 10 47 Costo Variable US$/MWh MW 300 200 49 49 49 49 49 49 35 Guacolda 150 30 100 0 Eólica50 Solares Pasada 0 Actualmente existen desacoples de costos marginales entre la zona norte y centro Ocurren principalmente durante las horas de sol, dados los altos niveles de penetración ERNC (solar FV y eólica) 07 06 2016 Costo marginal Carrera Pinto 220 kv (07/06/2016) Costo marginal Alto Jahuel 220 kv (07/06/2016) Generación Solar en SIC Norte Fuente: CDEC-SIC, 2016 16
Análisis de congestiones Efectos en los costos marginales de congestiones Zona Centro Sur US$/MWh Costos marginales 13/09/2015 70 60 50 40 30 20 10 0 53 38 38 35 35 35 35 35 36 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 51 60 60 60 60 60 60 60 Diferencia en costos marginales por congestión de línea Charrúa Ancoa 500 kv 7 50 21 21 21 21 21 21 21 Costo Variable US$/MWh 60 50 36 36 38 38 38 40 36 33 33 35 35 35 35 33 25 20 0 Cipreses Pehuenche Rapel Ralco Eólica Solares Pasada 2015 2017: Desacoples de línea Charrúa Ancoa 500 kv durante los meses de lluvia en la zona centro sur del país Exceso de energía económica zona sur no se puede transportar a los centros de consumo Situación disminuiría con la puesta en servicio del tercer circuito entre Charrúa y Ancoa 500 kv (2018) 13 09 2015 Costo marginal Alto Jahuel 220 kv Costo marginal Charrúa 220 kv Costo marginal Puerto Montt 220 kv Fuente: CDEC-SIC, 2016 17
Efectos en los costos marginales de congestiones Zona Centro Sur 140 120 100 Análisis de congestiones US$/MWh 160 80 60 40 20 0 66 60 55 53 50 49 48 45 45 41 38 38 51 34 34 35 Costos marginales 27/02/2016 101 49 51 137 144 144 144 144 144 144 144 144 144 134 Diferencia en costos marginales por congestión de línea Ciruelos Valdivia 220 kv 63 64 64 64 64 62 57 53 49 57 117 Costo Variable US$/MWh 150 140 71 69 69 60 64 64 6445 64 0 Diesel San Isidro Ralco Eólica Solares Pasada 2015 2016: Desacople de línea Ciruelos Valdivia 220 kv por bajas precipitaciones en zona sur del país (cercanías a Puerto Montt) Disminuye la energía económica en zona Puerto Montt y congestión impide el transporte de energía desde Charrúa Situación disminuiría con un mayor nivel de precipitaciones en esa zona, el seccionamiento del segundo circuito de la línea Cautín - Valdivia 220 kv (2017) y la puesta en servicio de las líneas asociadas a la subestación Pichirropulli 220 kv (2018) 27 02 2016 Costo marginal Alto Jahuel 220 kv Costo marginal Charrúa 220 kv Costo marginal Puerto Montt 220 kv Fuente: CDEC-SIC, 2016 18
Resumen análisis costos marginales Factores relevantes para proyección de marginales Corto mediano plazo Alto Jahuel Charrúa Mediano largo plazo Largo plazo (2017-2020) (2021-2030) (2031-2035) Inf: 39,5 62,1 80,0 Sup: 39,9 63,7 98,1 Inf: 36,8 59,3 76,1 Sup: 36,9 60,9 94,0 Retaso toma de carga proyectos de demanda Centrales en construcción Centrales licitadas Menor demanda proyectada Entrada nuevas obras generación Disminución en costos de combustibles Retraso proyectos de demanda Futuras obras viabilizadas por el proceso de licitación 2015 Sobre inversión/ exceso oferta Expansión de transmisión Interconexión SIC-SING Sistema de 500 kv Incertidumbre costo de combustible Recuperación costos de combustibles Alternativas de expansión Mejoras tecnológicas Disminución costos de inversión Factores regulatorios y sociales Carbón, GNL o ERNC? Nueva ley requerimiento ERNC? Impuesto a las emisiones Tasa de descuento (WACC) Cuál será el perfil de riesgo de los desarrolladores? Estabilización de precios de combustibles (esperada) 19
Agenda 1. Proyección del costo marginal 1. Contexto 2. Metodología Systep 3. Principales supuestos de la simulación 4. Resultados y análisis 2. Alternativas de comercialización 1. Mercado spot 2. Mercado de clientes libres 3. Precio estabilizado 4. Licitaciones de suministro 3. Reflexiones finales 20
Alternativas de comercialización Mercado de contratos y Mercado spot Mercado de contratos Mercado spot Clientes libres Contrato bajo negociación directa Empresas generadoras convencionales + ERNC CMg energía y precio potencia Compra/venta energía y potencia CDEC Empresas distribuidoras Contrato regulado por licitaciones PMGD PMG Precio estabilizado Fuente: Systep, 2016 21
Mercado spot-proyección costos marginales Costo Marginal Alto Jahuel 220 kv, promedio estadístico anual de las 54 hidrologías simuladas 140 120 98 US$/MWh 100 80 60 40 43 42 66 66 80 20 0 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 3 8 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 3 8 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 3 8 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Caso Inferior Caso Superior Fuente: Systep, 2016 22
Mercado de contratos Clientes libres Posibilidades de contratación por la entrada de nuevos proyectos de consumo (ej: proyectos mineros) o por vencimiento de contratos existentes Precio de contrato estará dado por la visión de precios futuros que tenga el generador y el consumidor Estos precios debiesen tender a la baja por mercado más competitivo 23
Régimen de precio estabilizado (PE) Origen de PE Decreto Supremo 244 de 2005 - Medios de Generación No Convencionales y Pequeños Medios de Generación Requisitos de acceso a PE: Central debe ser PMGD o PMG Generación menor a 9 MW PMGD: Conectada a red de distribución PMG: Conectada a transmisión troncal, subtransmisión o transmisión adicional 24
Régimen de precio estabilizado (PE) Condiciones: Precio estabilizado definido en el decreto de precio de nudo Elección entre CMg y precio estabilizado debe ser avisada 6 meses antes de la fecha de comisionamiento Tiempo de estadía mínimo en régimen de precios elegido: 4 años Para cambiarse de régimen se debe avisar con 12 meses de anticipación Otras ventajas PMG/PMGD: Si además es ERNC, no paga peaje troncal (límite de 5% de la energía del sistema) Entre 9 MW y 20 MW, ERNC paga parte del peaje troncal 25
Mercado spot v/s régimen de precio estabilizado Precio estabilizado v/s costo marginal histórico Alto Jahuel 220 US$/MWh 350 300 250 200 Posible tendencia? 150 100 50 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Costo marginal Alto Jahuel 220 kv Precio estabilizado Alto Jahuel 220 kv Históricamente, el precio estabilizado ha sido menor que el costo marginal. Sin embargo, eso no significa que esa tendencia continúe en el futuro Fuente: CDEC-SIC, Systep 2016 26
Mercado de contratos Licitaciones de suministro Licitación 2015/01 Bloque de suministro Energía anual [GWh] (Base + Variable) Horario de suministro Periodo de suministro 1 2-A 2-B 2-C 3 3.080 680 1.000 520 7.150 24 horas 0:00 a 7:59 y 23:00 a 23:59 8:00 a 17:59 18:00 a 22:59 24 horas 2021-2040 2021-2040 2021-2040 2021-2040 2022-2041 Dados los resultados de la licitación 2015-02, en cuanto al número de participantes (incluyendo Endesa, AES Gener y Colbún), se prevé que la licitación 2015-01 será muy competitiva. 27
Mercado de contratos Licitaciones de suministro Resultados de últimas licitaciones 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Energía adjudicada [GWh año] 129 78% 113 0% 15% 92% 108 2013/01 2013/02 2013/03 2013/03 2 llamado 100% 79 2015/02 3.545 0 682 10.899 1.200 % de energía adjudicada Precio adjudicación 140 120 100 80 60 40 20 0 [US$/MWh] 28
Mercado de contratos Licitaciones de suministro Energía contratada clientes regulados por empresa generadora GWh 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Endesa Aes Gener Colbún E CL ENEL BiobioGenera Otros Proyección Demanda Systep Dado el vencimiento de contratos de grandes empresas generadoras se anticipa alta competitividad en la licitación 2015/01 29
Reflexiones finales Incertidumbre en la tecnología de expansión Systep utiliza como mínimo 2 escenarios de expansión de manera de entregar un rango de valores posibles para los costos marginales futuros Análisis adicionales con sensibilidades para efecto del precio de combustibles (incertidumbre de precios) y otras variables. Aumento del nivel de competencia Disminución costos marginales (corto-mediano plazo), producto de una gran penetración de nuevos proyectos convencionales y ERNC con importantes reducciones de costos Procesos de licitación como principal motor de inversión, permitiendo la entrada de nuevos participantes al mercado 30
Reflexiones finales Cambios en la estructura del mercado Proyectos de transmisión permiten descongestionar problemas de capacidad, acoplando los costos marginales del sistema Interconexión SIC-SING permitirá transportar energía económica de un sistema a otro Cambios regulatorios que impliquen una mayor penetración de proyectos (Ej: peajes de transmisión pagados por los retiros) Efectos en la zona sur del SIC En el corto plazo se ven desacoples en los costos marginales producto de restricciones de transmisión Desacoples generan efectos distintos según la zona: el costo marginal baja de Charrúa a Ciruelos 220 kv, pero sube en las barras al sur de Valdivia 220 kv 31
Reflexiones finales Necesidad de contratos para financiamiento Bajos retornos en el mercado spot (corto y mediano plazo) Contratos vía licitaciones de distribuidoras como buena alternativa, aunque alta competencia Contratos libres debieran seguir tendencia a reducción Precio estabilizado como interesante alternativa, a reevaluar en 4 años (banca considerándolo atractivo como PPA con precio relativamente estable) 32
Más información sobre el sector energía Publicaciones sobre el sector energía Reporte mensual del sector eléctrico Estadísticas del sector Reporte Systep 33
Proyección del costo marginal y comercialización de la energía: desafíos para la minihidro 29 de junio de 2016 34