Industria Eléctrica Chilena

Asociación Gremial de GeneradorasSurge la necesidad que la industria de generación tenga voz.

Sin energía no hay crecimiento y sin crecimiento el país no se desarrolla. La energía es el motor del desarrollo económico de Chile. Si el país quiere crecer al 6% anual es necesario duplicar la generación en los próximos doce años. Energía eléctrica debe ser confiable, segura, competitiva y sustentable

• Contribuir a la discusión informada sobre la generación y su composición, a través de un diálogo objetivo y aportar al diseño de políticas sectoriales sustentables y adecuadas que permitan alcanzar el desarrollo del país y mejorar la calidad de vida de todos los chilenos.

• Estar muy presentes en el debate aportando elementos constructivos e información.

NUESTRO DESAFÍO• Nuestro desafío es mostrar que la energía eléctrica es fundamental para la vida

moderna, generando la base del desarrollo económico de un país.

• Sin embargo para asegurar el suministro energético se hace indispensable emplear todas las fuentes de generación pues esto asegura que esta industria se desarrolle bajo tres pilares fundamentales:

CONFIABILIDADSEGURIDAD

COMPETENCIASUSTENTABILIDAD

Producto de calidad disponible en el momento que se requiere.

Número importante de emprendedores y de tecnologías eficientes complementarias.

Tecnologías de generación amistosas con el medio ambiente y decisiones participativas con la comunidad.

DESAFÍO DE LA ASOCIACIÓN

NUESTRO OBJETIVO

Autoridades MediosIndustria

COMUNIDADSocios

Mundo Académico

NUESTROS PÚBLICOS DE INTERÉS

Pese a que hay mayor interés por temas relacionados con la energía…

Hay percepciones equivocadas

Elementos centrales de la estrategia de comunicaciones

Sistema Interconectado del Norte Grande(SING)

Potencia Instalada: 3.698,7 MWGeneración Anual: 15.100,0 GWhDemanda Máxima : 1.998,0 MWCobertura: Regiones I y IIPoblación: 6.22%

Sistema Interconectado Central (SIC)

Potencia Instalada: 12.147,1 MWGeneración Anual: 43.254,8 GWhDemanda Máxima: 6.482,1 MWCobertura: Regiones II a X, Región XIV y Región Metropolitana.Población: 92,23%

Sistema Eléctrico de Aysén

Potencia Instalada: 40,2 MWGeneración Anual: 121,7 GWhDemanda Máxima: 20,4 MWCobertura: Región XIPoblación: 0.61%

Sistema Eléctrico de Magallanes

Potencia Instalada: 98,8 MWGeneración Anual: 268,9 GWhDemanda Máxima: 49,3 MWCobertura: Región XIIPoblación: 0,93%

Sistemas Eléctricos NacionalesGrupo de instalaciones interconectadas entre si que permiten abastecer la demanda de energía eléctrica.

Elementos centrales de la estrategia de comunicaciones

Mercado Eléctrico Al interconectarse las instalaciones de distintos agentes se forma el Mercado Eléctrico, donde, entre otros, se abastece la demanda de energía eléctrica de los consumidores residenciales, razón por la cual el Estado cumple un rol activo en la regulación, planificación y supervisión de este Mercado

LA INDUSTRIA TIENE UNA ESTRUCTURA INSTITUCIONAL BASADA EN LA PARTICIPACIÓN PRIVADA Y EN UNA REGULACIÓN PARTICULAR

SON LAS EMPRESAS ENCARGADAS DE DISTRIBUIR LA ENERGÍA DESDE LOS NIVELES ALTOS DE VOLTAJE A NIVELES BAJOS (10.000 VOLT, 220 VOLT – ENCHUFES DE LAS CASAS) Red de Líneas de

Distribución Costos de Inversión y

Operación&Mantenimiento

GENERACIÓNTRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓNSON LOS EMPRESAS PRODUCTORAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA.UTILIZAN DISTINTAS FORMAS DE PRODUCIR ENERGÍA Tipos de Centrales:

Hidraúlica, Témicas, Eólicas, Mareomotrices, Solares

Tipos de Combustiles: Agua, Carbón, Petroleo, Gas Natural, Biomasa, Nuclear, Viento, Mareas, Corrientes Marinas, Radiación Solar

Distintos Costos de Inversión y de Operación

SON LAS EMPRESAS ENCARGADAS DE TRANSPORTAR LA ENERGÍA DESDE LOS PRODUCTORES A LOS CONSUMIDORES EN NIVELES ALTOS DE VOLTAJE (SOBRE LOS 60.000 VOLTS) Red de Líneas de

Transmisión, Sub Estaciones (Transformadores)

Distintos Niveles de Voltaje: 500 kV, 220 kV, 110 kV, 66 kV.

Acceso abierto. Costos de Inversión y

Operación&Mantenimiento

Los centros de producción están separados geográficamente de los centros de consumo: Se requieren medios físicos para conectar la producción con el consumo.

Mercado Eléctrico

LA INDUSTRIA TIENE UNA ESTRUCTURA INSTITUCIONAL BASADA EN LA PARTICIPACIÓN PRIVADA Y EN UNA REGULACIÓN PARTICULAR

GENERACIÓNTRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

La inversión está en manos de empresas privadas. Los esquemas de participación e inversión están adecuados al tipo de mercado.

Mercado Eléctrico

LIBRE COMPETENCIA

PRIVADOS DECIDEN INVERSIONES (UBICACIÓN, TECNOLOGIA, TAMAÑO)

RIESGOS DE MERCADO “CONTROLADOS” A TRAVÉS DE CONTRATOS DE VENTA DE ENERGÍA CON CLIENTES LIBRES Y/O REGULADOS

MONOPOLIO NATURAL

PLANIFICACIÓN CENTRALIZADA POR REDES DE USO COMÚN (TRONCAL)

ADJUDICACIÓN VIA LICITACIONES

RETORNO DE INVERSIÓN SEGÚN COSTOS DE MERCADO

OPEN ACCESS

MONOPOLIO NATURAL

CONCESIONES

TARIFAS REGULADAS

OBLIGACIÓN DE DAR SUMINSTRO A CLIENTES REGULADOS

La legislación restringe la Integración Vertical.

La Industria está sujeta a una legislación específica que viene del año 1982 (DFLN°1-1982), perfeccionada principalmente por Ley Corta I (Ley N°19.940/2004), Ley Corta II (Ley N°20.018/2005) y Ley ERNC (Ley N°20.257/2008): Hoy leyes refundidas en DFL N°4-2007.

Mercado EléctricoJe

rarq

uía L

egal

CONSTITUCIÓN

LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS

REGLAMENTOS ELÉCTRICOS

NORMAS TÉCNICAS, REGLAMENTOS INTERNOS Y PROCEDIMIENTOS CDEC

Una Ley especial para la industria eléctrica

(DFL N° 4 o LGSE)

Complementan y explicitan la Ley

(Reglamento de la LGSE y otros)

Normas para la operación del sistema

(Norma de SyCS)

Panel de Expertos: resuelve conflictos

Ministerio EnergíaPolítica energética

SECsupervisión y control

Clientes libres

CDEC

REGULADORES

Generadores Transmisores Distribuidores

Miembros del CDEC

CNE:tarifas reguladas

MMAaprobaciones ambientales

INVERSIONISTAS PRIVADOS

ENTIDADES INDEPENDIENTES

La legislación identifica a los agentes e instituciones que participan en el sector de energía eléctrica

Mercado Eléctrico

La Demanda Total (Clientes Finales + Pérdidas en Transmisión y Distribución) tiene que ser igual en todo momento a la producción de las plantas Generadoras (la energía eléctrica no se puede almacenar en grandes escalas).

Mercado Eléctrico

CLIENTESLIBRES

CLIENTESREGULADOS

GENERADORES TRANSMISORESDISTRIBUIDORES

CONSUMIDORES FINALES• INDUSTRIAL MAYOR

Generación = Demanda Total(en todo momento)

Mercado Eléctrico Por otra parte, en todo momento, la operación del sistema generación-transmisión debe ser realizada a mínimo costo y con niveles de seguridad establecidos.

• La operación la realizan los CDEC (Centros de Despacho Económico de Carga)

• Se despachan primero las centrales de menor costo variable (por orden de mérito) el Despacho es independiente de los compromisos comerciales (venta de energía por contrato) que tengan los generadores.

• En la operación de una determinada hora se define el costo de la energía como el costo variable de la unidad generadora más cara despachada (el costo marginal de esa hora).

• Las diferencias entre lo generado y los compromisos comerciales se liquidan en el Mercado Spot al costo marginal de la energía. Los Generadores que generaran más que sus compromisos por

contrato, venden su excedente en el mercado spot al costo marginal de la energía

Los Generadores que generaran menos que sus compromisos por contrato, compran su déficit en el mercado spot al costo marginal de la energía

Mercado Eléctrico

1985-1996 Era de hidroelectricidad y carbón barato. Sequía en 1988

1997-2004 Disponibilidad de gas natural argentino barato. Sequías mayores en 1997 y 1998-1999 con racionamiento

2005-2009 Cortes de gas, el sistema opera con carbón y una alta proporción de diesel. Precios de los combustibles se incrementan en el mercado mundial. Sequía mayor en 2008

2010 Se reduce el precio de los combustibles, aparecen las primeras unidades carboneras.Terremoto

2011 Sequía mayor

SIC: Nominal Marginal cost

0

50

100

150

200

250

300

350

40019

8519

8619

8719

8819

8919

9019

9119

9219

9319

9419

9519

9619

9719

9819

9920

0020

0120

0220

0320

0420

0520

0620

0720

0820

0920

1020

11

US$

/MW

h

Era del carbón antes del gas natural

Disponibilidad de gas natural

Crisis del gas; altos precios de

combustibles

El Costo Marginal responde a la disponibilidad y precio de los combustibles y, en el caso del SIC, a la disponibilidad de generación con recursos hidroeléctricos.

Mercado Eléctrico En definitiva: Para los Generadores existe un Mercado de Contratos y un Mercado Spot

• Transferencias de energía y potencia entre EEGG.

• La comercialización está basada en balances de inyecciones y retiros que realiza el CDEC.

• Precio de la Potencia: Precio de Nudo

• Precio de energía: Costo Marginal instantáneo.

• No se suscriben contratos de comercialización.

Definición: Clientes con capacidad

conectada igual o mayor a 2.000 kW

Clientes con capacidad mayor que 500 kW y que opten por contratar con un generador.

Los precios y otras condiciones de suministro y se pactan libremente.

Se suscriben contratos de suministro.

Formas de convenir suministro:

Licitación Pública Licitación por

invitación. Negociación Directa.

Las EEDD: por aquella parte del suministro a clientes < 2.000 kW (>500 kW que no optan).

Antes sus precios eran fijados semestralmente (P. Nudos de CP).

Con LC II, los precios resultan de una Licitación Pública.

Características de la Licitación Pública:

Abierta y competitiva. Bases son reguladas por

la normativa eléctrica. Precio energía es libre

con un tope definido por Ley.

Permite la licitación conjunta de varias EEDD.

Permite la adjudicación conjunta de varios EEDD.

Se suscriben contratos

MERCADO SPOT

Clientes Libres Clientes Regulados

MERCADO DE CONTRATOS

Esquema de Transacciones en un Mercado EléctricoMercado Eléctrico

GE

NE

RA

DO

RE

S

TRA

NS

MIS

OR

ES

DIS

TRIB

UID

OR

ES

CL.

LIB

RE

SC

L. R

EG

ULA

DO

S

Precios Libremente Pactados

Precios Licitados –MR (licitaciones públicas)

Peajes

Tarifa Reg. (incluye VAD+Peajes)

PeajesPrecios Libremente

Pactados

Dem. < 2 MW

Dem. > 2 MW

0.5 MW

< Dem

. < 2 M

W derecho a elegir

Peajes

Precios Libremente Pactados-MNR

Mdo. Spot

Los Precios por Contrato siguen una tendencia distinta a los Costos Marginales instantáneos

Mercado Eléctrico

• Sistema tarifario protege a consumidores finales regulados• El precio a clientes debiera reflejar el costo de desarrollo de largo plazo del sistema

eléctrico más el margen de comercialización. • En periodos de desajuste, las fórmulas de indexación operan.

Sistema Interconectado Central

Fuente: Ministerio de Energía a partir de estudio «Análisis de la Estructura de Gasto en Energía a Nivel Internacional» encargado por la CNE a la Fundación para la Transferencia Tecnológica & Programa de Gestión y Economía Ambiental (Universidad de Chile)

Nota: Estimación basada en definición de clientes «tipo» del año 2010 para clientes residenciales e industriales de distribuidoras seleccionadas en los países de referencia. Incluye impuestos.

Residencial IndustrialAustralia 0,30 0,11Brasil 0,21 0,18Canadá 0,19 0,10Colombia 0,16 0,16Perú 0,15 0,09Sudáfrica 0,09 0,10

Promedio 0,18 0,12

Chile 0,21 0,15

Tarifas Medias Residencial e Industrial Comparación Países Seleccionados (US$/kWh)

¿Por qué necesitamos más energía?

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

-4.0%

-2.0%

0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

12.0%

Consumo Electricidad

PIB

Chile: Tasa Crecimiento AnualConsumo de Energía Eléctrica v/s Producto Interno Bruto

Fuente: CDEC, FMI

Crecimiento de la demanda eléctricaConsumo de electricidad se duplica cada 10 años

1987

1996

2006

Consumo de Energía EléctricaFuente: Worldbank.org

19601962

19641966

19681970

19721974

19761978

19801982

19841986

19881990

19921994

19961998

20002002

20042006

20082010

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

kWh

per

cápi

ta a

nual

Chile

Miembros OCDE(Chile x 2,5)

Nueva Zelandia(Chile x 2,9)

Estados Unidos(Chile x 4,1)

Canadá(Chile x

5,1)

1968 2008

Proyección Potencia Instalada a Nivel Nacional2010: Fuente CDEC-SIC

Proyección AGG

2010 2020 2030 -

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

16.000

28.500

52.000

MW

Tasa de Crecimiento Anual: 6%

El Desafío que tenemos por delante

Adoptar visión de largo plazo y establecer una regulación que incentive el desarrollo eficiente de la oferta y su diversificación

Agilizar y destrabar la tramitación de proyectos y elevar certeza jurídica.

Asegurar el libre acceso de nueva demanda y oferta.

Incentivar el desarrollo de energías renovables y diversificación.

Integrar a la comunidad y resguardo del medio ambiente

Asegurar el abastecimiento del consumo de energía en base a una oferta Confiable, Económica y Sustentable

I. Visión de Largo Plazo

Regulación y normativa moderna. Modificaciones no deben afectar las decisiones de inversión ya tomadas. Objetivo de eliminar las incertidumbres regulatorias

Promover procesos que efectivamente consigan nueva inversión bajo esquema de Calidad, Eficiencia y Sustentabilidad

Ejemplo: Licitaciones de suministro regulado

Revisar los plazos que las distribuidoras tienen para licitar su suministro Establecer períodos transitorios que cubran los riesgos de atraso de

proyectos Flexibilizar las bases de licitación y mejorar asignación de los riesgos

II. Agilización de Tramitación de Proyectos

1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 20100

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Número Total de Días Transcurrido para Aprobar Proyectos Termoeléctricos(media móvil de tres años; 70 proyectos de 40 MW o más)

Fuente: Determinación de los tiempos de tramitación ambiental de proyectos termoeléctricos en el SEIA, Rodríguez, Espinoza y Herrera, U. Alberto Hurtado, Mayo de 2011

Situación actual

Ley Corta 2

Aumentan plazos de tramitación ambiental

Fuente: CChC

Proyectos en calificación por sector económico al 30 de septiembre de 2011excluidos los que llevan más de 1.000 días en el sistema.

DIA EIA Total

Inversión (MMUS$)

Nº proyectos

días promedio*

Inversión (MMUS$)

Nº proyectos

días promedio*

Inversión (MMUS$)

Nº de proyectos

Agropecuario 107 14 209 0 0 - 107 14Energía 3.761 49 122 4.683 19 295 8.444 68Equipamiento 18 8 144 0 0 - 18 8Forestal 101 4 221 0 0 - 101 4Infra. Hidráulica 67 14 194 85 1 252 153 15Infra. Portuaria 282 10 81 225 1 507 507 11Infra. Transporte 168 8 56 60 2 144 228 10Instalaciones Fabriles 296 25 175 3 1 7 298 26Minería 1.099 80 106 12.689 7 131 13.788 87Pesca 304 139 141 4 1 114 308 140Planif. Territorial 0 2 621 0 0 - 0 2Saneamiento 629 215 126 22 3 350 651 218Vivienda 1.277 50 113 0 0 - 1.277 50Otros 1.046 64 118 59 3 469 1.104 67Total 9.152 682 130 17.831 38 267 26.983 720

Fuente: CChC

Categoría de ingreso al SEIA

Tecnología Combustible Promedio de días en evaluación

DIA

ERNC 208

Hídrico 308

Térmica Diesel 158

Gas Natural 99 EIA

ERNC 346Hídrico 480Térmica Carbón 434

Diesel 167

Gas Natural 316

Fuente: Ministerio de Energía a partir de datos SEIA y estudio “Identificación de dificultades en la tramitación de permisos de proyectos del sector eléctrico”

La evaluación ambiental de proyectos relevantes toma entre 1 y 2 años.

Adicionalmente se requieren permisos sectoriales. Ejemplos: Termoeléctricas: concesiones marítimas (de 600 a 900 días) Hidroeléctricas: derechos de agua, permisos de obras hidráulicas (hasta 500 días) ERNC: concesiones geotérmicas (hasta 400 días), compra o arriendo de bienes fiscales (hasta 700 días)

Tiempos promedio de aprobación ambiental por tecnología

II. Agilización de Tramitación de Proyectos Situación actual: Efecto en las inversiones

Fuente: El Mercurio, Jueves 11 de Agosto de 2011

Que exista una mejor coordinación entre los organismos del Estado.

Avanzar en la discusión y aprobación de la normativa para resolver anticipadamente problemas con la comunidad, territoriales, ambientales y otros.

Fortalecer el carácter técnico de las instituciones.

Aumentar certezas.

II. Agilización de Tramitación de Proyectos Mejoras posibles

Necesidad de expandir una adecuada red de transmisión La producción de energía se está alejando de los centros de consumo Las fuentes de energía renovable se ubican donde están los recursos

Acceso libre y efectivo que garantice y transparente competencia en generación y transmisión

Necesidad de promover procesos efectivos para la entrada de nuevos actores al mercado. Plazos adecuados y eficiencia en la tramitación Ley de Concesiones SEIA Licitaciones

III. Acceso al Mercado

Proyectos en Construcción: total 2.350 MW

Fuente: centralenergía Nov.2011

27%

42%

14%

10%

7%

Hídrico

Térmicas a Carbón

Otras Térmicas

Eólicas

Biomasa/Biogas/Cogeneración

Geotérmicas

Solar

Proyectos con SEIA Aprobado: total 14.133 MW

Fuente: centralenergía Nov.2011

29%

51%

1%

13%

3%3%

Hídrico

Térmicas a Carbón

Otras Térmicas

Eólicas

Biomasa/Biogas/Cogeneración

Geotérmicas

Solar

Proyectos con SEIA en trámite: total 3.870 MW

Fuente: centralenergía Nov.2011

37%

20%

7%

25%

1%1% 8%

Hídrico

Térmicas a Carbón

Otras Térmicas

Eólicas

Biomasa/Biogas/Cogeneración

Geotérmicas

Solar

IV. La Comunidad, el Medio Ambiente y los trabajadores Generar las instancia para desarrollar confianzas y colaboración

sostenible en el tiempo Espacios de diálogo y negociación en base objetiva Entrega de información concreta y relevante Marco jurídico preciso

Alinear las políticas de desarrollo energético procurando el decrecimiento de las emisiones de GEI que contribuya a reputación del sector.

Priorizar normas y procedimientos estrictos en el ámbito de la salud y seguridad industrial

¿Hay una matriz energética ideal?

Fuentes de Generación• Hidroelectricidad: Embalse y Pasada• Termoeléctricas: Carbón y GNL• Diesel• Eólica• Biomasa• Solar• Geotérmica• Nuclear• Mareomotriz

www.energiaparachile.cl

Fuentes de Generación EléctricaFuente: AIE 2010 (datos 2008)

(*) Incluye centrales de embalse

GEI

Alza Combustibles

Depen

dencia

Exter

na

Hidrología Se

ca

Conflictivid

ad

Impact

o Ecosis

tema

Residuos

Confiabilid

ad

Madurez

Tecnología

0

1

2

3

4

TV

Hidro

Eólico

Petróleo

Nuclear

GN

Solar

Biomasa

Geotermia

Mare-omotriz

Escenario/Atributo

Ries

go

Alto

Medio

Bajo

La necesidad de una matriz diversificadaSegura, competitiva y sustentable

¿Cuál tecnología conviene más?

Ley N° 20.257 (Ley ERNC) Fecha promulgación: 20 de marzo de 2008 (vigencia a partir del 01 de abril de

2008) Objetivo: diversificar la matriz de generación Qué establece? : que el 10% de los retiros de energía anuales que efectúan los

generadores para dar suministro a clientes regulados o libres sean respaldados mediante energía proveniente de ERNC efectivamente inyectada al sistema

Qué se considera ERNC (Energía Renovable No Convencional)?:

Centrales Hidroeléctricas < 20 MW Centrales eólicas Centrales solares Centrales geotérmicas Centrales a biomasa Centrales mareomotrices Cualquier otra central que utilice energía renovable para la generación de

electricidad (lo determina la CNE)

Esquema básico de Inyecciones y Retiros

CLIENTESLIBRES

CLIENTESREGULADOS

Parque Generador

Sistema de Transmisión

Demanda

Inyecciones

RetirosBalance Energético (GWh):Inyecciones = Retiros + Pérdidas

Pérdidas

Sistema de Transmisión RetirosPérdidas

Inyecciones

Aplicando Ley ERNC…

ERNC Inyección ERNC = 10% Retiros 10%

Gradualidad en Aplicación Ley ERNC

20102011

20122013

20142015

20162017

20182019

20202021

20222023

20240%1%2%3%4%5%6%7%8%9%

10%

Obligación

La Obligación se calcula sobre los Retiros a clientes de acuerdo a contratos firmados, renegociados o extendidos a partir del 31 de agosto de 2007.

La Obligación podrá ser cumplida con Inyecciones ERNC en el SING o en el SIC, independiente de donde se realizan los Retiros.

Resultado Balance ERNC 2010

SIC SING Total0

200

400

600

800

1000

12001028.9

2.9

1031.8

513.8

133.6

647.4

Inyecciones Obligación

MWhRetiros Afectos a la Obligación (SIC+SING) 12,948,344 Obligación según Ley ERNC (5%) 647,417 Inyecciones efectivas ERNC 2010 (SIC+SING) 1,031,836 % Inyecciones Efectivas/Retiros Afectos 7.97%

Retiros Totales 2010 (SIC+SING) 54,853,900 % Inyecciones Efectivas/Retiros Totales 1.88%

GWh

Promover desarrollo de toda fuente de energía renovable económicamente eficiente evitando distorsiones.

Alinear las políticas de promoción con los desafíos de Chile frente al Cambio Climático y evaluar económicamente los costos. Somos un país en desarrollo (principio de las responsabilidades comunes pero diferenciadas). Ojo con la adicionalidad.

Contribuir a un debate informado sobre cada tecnología de generación eléctrica asociada a sus costos y beneficios. Aprender de la experiencia internacional.

Procurar un desarrollo armónico entre las distintas tecnologías asegurando la competitividad, la minimización de costos y la confiabilidad del sistema.

El Desarrollo de ERNC debe traducirse en eficiencia

La Industria de Generación ha hecho y seguirá haciendo esfuerzos para desarrollar ERNC

Fuente: AGG

Tipo ERNC Total Nacional Total AGG %MW MW

Eólica 198.7 172.2 87%Hidráulica 250.0 114.1 46%Biomasa 130.8 12.7 10%Total 579.6 299.0 52%

La Ley 20.257 establece cuotas de ERNC: 10% de la demanda al año 2024