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Proyección del costo marginal y comercialización de la
energía: desafíos para la minihidro
29 de junio de 2016
1
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Agenda
1. Proyección del costo marginal1. Contexto2. Metodología Systep3. Principales supuestos de la simulación4. Resultados y análisis
2. Alternativas de comercialización1. Mercado spot
2. Mercado de clientes libres
3. Precio estabilizado
4. Licitaciones de suministro
3. Reflexiones finales
2
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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
Contexto del mercado actual
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Contexto del mercado actual
4
Costos marginales en el SIC (2015 – 2017)
Fuente: CDEC-SIC, Systep, 2016
CMg promedio(2015)
91,7 US$/MWh
CMg promedio (Ene – Jun 2016)62,7 US$/MWh
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Metodología proyección costos marginales
5
DProyectos
Topología de la redParque generador
existenteProyectos de generación
DemandaProyectos de alto
consumoCrecimiento escalonado
SupuestosProyección de precios
de combustibleTasa de descuento
Definición de plan de obras
Despacho económico54 Hidrologías – OSE 2000
Flujo de caja libre
Valorización económica y financiera
Modificación plan de obras
Resultados del modelo
Costos marginalesGeneración
Flujos en líneas de Tx
Flujo de caja libre¿VAN ≈ 0; TIR > WACC?
¿Factor de planta centrales GNL sustentan contrato de
gas?
Definición de escenarios de expansión
Sí
No
Systep utiliza una metodología basada en elsupuesto de racionalidad económica en elmercado
La fecha de entrada de centrales convencionales genéricas es ajustada de forma que se rentabilice la inversión, dadas condiciones mínimas de operación
Los precios son determinados por un balance entre oferta y demanda, cumpliendo el requerimiento ERNC (20% al 2025)
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Principales supuestos de la simulaciónEscenarios a simular
Incertidumbre en el nivel de
precios futuro
1. Caso Inferior: Los proyectos térmicos en base a carbón y proyectos hidráulicos serán la tecnología de expansión eficiente
0
20
40
60
80
100
120
2015 2020 2025 2030
US$/MWh Cono de incertidumbre
Caso Inferior Caso Superior
Cono de proyección
71,0 – 90,9 US$/MWh
2. Caso Superior: Los proyectos térmicos en base a GNL serán la tecnología de expansión eficiente 88,6 – 112,9 US$/MWh
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Principales supuestos de la simulaciónDemanda del sistema
7
Fuente : CDEC-SIC, CDEC-SING & Systep
Histórico
Proyectado
2001 5,8%2002 4,4%2003 6,9%2004 7,7%2005 3,6%2006 5,8%2007 4,7%2008 0,3%2009 0,5%2010 3,4%2011 5,9%2012 5,2%2013 3,4%2014 2,4%2015 2,7%2016 3,5%
2017 - 2020 3,1%2021 - 2030 3,6%
Año/Periodo Tasa de crecimiento de demanda SIC + SING [%]
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11,5
18
8
12
16
20
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
US$/MMBtu
GNL contrato GNL spot
4560 65 70
59
79 86 92
20
40
60
80
100
120
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
US$/bbl
Diesel (FOB) Quintero Diesel
80,5
60657075808590US$/Ton
Deutsche Bank Banco MundialCNE FMIICE Prom. DB‐BM‐CNE‐FMI‐ICE
7578
80
7173
76
60657075808590
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
US$/Ton
Carbón SIC (Ventanas) Carbón SING (Mejillones)
Principales supuestos de la simulaciónPrecio de los combustibles
8Fuentes: Deutsche Bank, Banco Mundial, CNE,FMI, NYMEX, e ICE. Elaboración: Systep, Marzo 2016
Carbón
GNL
Diesel
Promedio precio declaradoJunio 2016
Nueva Ventanas69,5 US$/Ton
Nueva Renca GNL11,5 US$/MMBtu
Quintero Diesel59,3 US$/bbl
82
20
40
60
80
100
120US$/bbl
Deutsche Bank Banco MundialCNE FMINYMEX Prom. DB‐BM‐CNE‐FMI‐NYMEX
12
8
12
16
20US$/MMBtu
Deutsche Bank Banco MundialCNE FMINYMEX Prom. DB‐BM‐CNE‐FMI‐NYMEX
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Principales supuestos de la simulaciónPlan de obras de generación
Centrales en construcción 2016 a 2019 – SIC y SING
9Fuente: Systep, 2016
58%
42%
Renovable Térmica
747
875
235
48
110
5
907
540
31
0 200 400 600 800 1000
Pasada
Solar
Eólica
Geotérmica
Termosolar
Cogeneración
Carbón
GNL
Diesel
MW
Total: 3.498 MW
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0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
MW
Embalse Pasada Biomasa Carbón Eólica GNL Geotérmica Solar Diesel
Cerro DominadorCochrane I y II
Kelar
Los Cóndores
El Campesino
San Pedro
SarcoAuroraCTM 4
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
MW
Embalse Pasada Biomasa Carbón Eólica GNL Geotérmica Solar Diesel
Cerro DominadorCochrane I y II
Kelar
Los Cóndores
El Campesino
San Pedro
SarcoAuroraCTM 4
Principales supuestos de la simulaciónPlan de obras de generación
10
Caso Superior:Expansión en gas SICExpansión en carbón
SING
Caso Inferior:Expansión en carbón
Dadas las condiciones del mercado (demanda, combustibles, proyectos en construcción, entre
otros) disminuye la necesidad de proyectos térmicos de expansión hasta inicios de 2030
Total SIC y SING 2016-2035 = 9.888 MW
Total SIC y SING 2016-2035 = 10.537 MW
Fuente: Systep, 2016
Baja en costo marginal dificulta obtención de financiamiento para nuevas centrales (merchant)Sin embargo oportunidades de contratación podrían viabilizar proyectos
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El cumplimiento del requerimiento ERNC es excedido hasta el año 2023 sólo considerando las unidades existentes y en construcción
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
GWh
Hidráulica Biomasa Eólica Geotérmica Solar Energía Afecta ERNC SIC+SING GWh Requerimiento ERNC(GWh)
Principales supuestos de la simulaciónParticipación ERNC
11
Centrales en construcción
Entrada centrales ERNC genéricas para cumplir la ley 20/25
Fuente: Systep, 2016
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Principales supuestos de la simulaciónPrincipales 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 deTransmisión Troncal (ETT)
Obras genéricas posteriores al año 2022
12
Cardones 500 kV – Kapatur 500 kV
Línea HVAC
~600 km
~1500 MVA
~MUS$ 860
Principales líneas de transmisión Interconexión SIC-SING
Maitencillo ‐ Cardones 1x220 kV: aumento de capacidad Transelec 260 sep‐2016Cardones ‐ Diego de Almagro 2x220 kV (segundo circuito) SAESA/Chilquinta 1x290 ene‐2017Encuentro ‐ Lagunas 2x220 kV: nueva línea ISA 2x290 abr‐2017Ciruelos ‐ Pichirropulli 2x220 kV (incluye S/E Pichirropulli) SAESA/Chilquinta 2x290 may‐2018Charrúa ‐ Ancoa 1x500 kV: tercer circuito Elecnor 1x1700 mar‐2018Nueva Charrúa ‐ Charrúa 2x220 kV: nueva línea Transelec 1000 nov‐2018Pichirropulli ‐ Puerto Montt 500 kV Abengoa 1x660 mar‐2021
Descripción ResponsableCapacidad [MVA]
Puesta en servicio estimada
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Costo Marginal Alto Jahuel 220 kV, promedio estadístico anual de las 54 hidrologías simuladas
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
0
20
40
60
80
100
120
140
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
US$
/MWh
Caso Inferior Caso Superior
13
Fuente: Systep, 2016
64
62
98
8040
39
Corto - mediano plazo
Mediano - largo plazo Largo plazo
Resultados proyección costos marginales
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Distribución de probabilidad del costo marginal mensual de largo plazo en Charrúa 220 kV (2031 – 2035)
Análisis estadístico considera todos los valores posibles de las 54 hidrologías simuladas
14
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
18%Prob. %
US$/MWh
Dist. Prob. Caso Superior Distribución de probabilidad Prob. Acumulada Superior Probabilidad acumulada
Prob. Acumulada
Caso Inferior Caso SuperiorPromedio 76,1 94,0Desviación estándar 23,9 24,8Mínimo 35,6 39,1Máximo 149,0 174,75% menor 40,8 63,75% mayor 120,3 145,3
Costos Marginales [US$/MWh]
Largo plazo (2031 ‐ 2035)
Análisis hidrológico
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0
20
40
60
80
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
USD/MWh
Promedio estadístico anual ‐ Alto Jahuel 220 kV Promedio estadístico anual ‐ Cardones 220 kV
Efectos de congestiones Zona Norte – Centro en los costos marginales
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
Desacoples por limitaciones de transmisión y exceso de energía económica durante las horas de sol
Desacoples desaparecen con la puesta en servicio de las líneas de 500 kV
Análisis de congestiones
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Efectos en los costos marginales de congestiones Zona Norte – Centro
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)
48 48 48 48 48 48 4842
29
30 0 0 0 0 0
10
47 49 49 49 49 49 49
54 54 54 54 54 54 54 5458
62 6259 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56
0
50
100
150
200
250
300
0
10
20
30
40
50
60
70MW
07‐06‐2016
Costo marginal Carrera Pinto 220 kV (07/06/2016) Costo marginal Alto Jahuel 220 kV (07/06/2016)
US$/MWh
16
Generación Solar en SIC Norte
Costos marginales 07/06/2016
Fuente: CDEC-SIC, 2016
Guacolda
SolaresPasada
Eólica
3530
0
Costo VariableUS$/MWh
60 50
Quintero GNL Rapel
Análisis de congestiones
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Efectos en los costos marginales de congestiones Zona Centro – Sur
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)
17
53
38 3835 35 35 35 35 36
51
60 60 60 60 60 60 60
50
36 36 38 38 38 36
4 4 4 4 4 4 4 4 4 7 21 21 21 21 21 21 21
33 33 35 35 35 33
4
0
10
20
30
40
50
60
70
13‐09‐2015
Costo marginal Alto Jahuel 220 kV Costo marginal Charrúa 220 kV Costo marginal Puerto Montt 220 kV
US$/MWh Costos marginales 13/09/2015
PehuencheRapel
SolaresPasada
Eólica
4035
0
Costo VariableUS$/MWh
60 50
Cipreses
Ralco2520
Diferencia en costos marginales por congestión de línea Charrúa – Ancoa 500 kV
Fuente: CDEC-SIC, 2016
Análisis de congestiones
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Efectos en los costos marginales de congestiones Zona Centro – Sur
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)
6049 48 45 41
34 34 3549 51
63 64 64 64 64 62 57 53 4957 64 64 64 64
6655 53 50 45
38 3851
101
137144 144 144 144 144 144 144 144 144
134
117
71 69 69
0
20
40
60
80
100
120
140
160
27‐02‐2016
Costo marginal Alto Jahuel 220 kV Costo marginal Charrúa 220 kV Costo marginal Puerto Montt 220 kV
US$/MWh
18
Costos marginales 27/02/2016
SolaresPasada
Eólica0
Costo VariableUS$/MWh
150140
Diesel
San IsidroRalco
6045
Diferencia en costos marginales por congestión de línea Ciruelos – Valdivia 220 kV
Fuente: CDEC-SIC, 2016
Análisis de congestiones
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Factores relevantes para proyección de marginales
• ¿Carbón, GNL o ERNC?• ¿Nueva ley requerimiento ERNC?• Impuesto a las emisiones
Resumen análisis costos marginales
19
Corto mediano plazo Largo plazoMediano largo plazo(2017-2020) (2021-2030) (2031-2035)
Alternativas de expansión
Tasa de descuento (WACC)
• Centrales en construcción• Centrales licitadas
• Futuras obras viabilizadas por el proceso de licitación 2015
• Sobre inversión/ exceso oferta
• Mejoras tecnológicas• Disminución costos de inversión
• ¿Cuál será el perfil de riesgo de los desarrolladores?
Menor demanda proyectada
Entrada nuevas obras generación
Incertidumbre costo de combustible
Factores regulatorios y sociales
Alto Jahuel
Inf: 39,5 62,1 80,0Sup: 39,9 63,7 98,1
Charrúa Inf: 36,8 59,3 76,1Sup: 36,9 60,9 94,0
• Retaso toma de carga proyectos de demanda
• Retraso proyectos de demanda
• Disminución en costos de combustibles
• Recuperación costos de combustibles
• Estabilización de precios de combustibles (esperada)
Expansión de transmisión• Interconexión SIC-SING• Sistema de 500 kV
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Agenda
1. Proyección del costo marginal1. Contexto
2. Metodología Systep
3. Principales supuestos de la simulación
4. Resultados y análisis
2. Alternativas de comercialización1. Mercado spot2. Mercado de clientes libres3. Precio estabilizado4. Licitaciones de suministro
3. Reflexiones finales
20
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Mercado spotMercado de contratos
Alternativas de comercializaciónMercado de contratos y Mercado spot
21
Fuente: Systep, 2016
Empresas generadoras convencionales + ERNC
PMGDPMGEmpresas
distribuidoras
Clientes libres
CDEC
Contrato regulado por licitaciones
Contrato bajo negociación
directa CMg energía y precio potencia
Precio estabilizado
Compra/venta energía y potencia
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Costo Marginal Alto Jahuel 220 kV, promedio estadístico anual de las 54 hidrologías simuladas
0
20
40
60
80
100
120
140
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
US$
/MWh
Caso Inferior Caso Superior
Mercado spot-proyección costos marginales
22Fuente: Systep, 2016
66
66
98
8043
42
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Mercado de contratos – Clientes libres
23
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
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Régimen de precio estabilizado (PE)
24
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
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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
Régimen de precio estabilizado (PE)
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Precio estabilizado v/s costo marginal histórico Alto Jahuel 220
Históricamente, el precio estabilizado ha sido menor que el costo marginal. Sin embargo, eso no significa que esa tendencia continúe en el futuro
26Fuente: CDEC-SIC, Systep 2016
0
50
100
150
200
250
300
350
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Costo marginal Alto Jahuel 220 kV Precio estabilizado Alto Jahuel 220 kV
US$/MWh
¿Posible tendencia?
Mercado spot v/s régimen de precio estabilizado
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Mercado de contratos–Licitaciones de suministro
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Licitación 2015/01
Dados los resultados de la licitación 2015-02, en cuanto al número de participantes (incluyendo Endesa, AES Gener y Colbún), se prevé que la licitación 2015-01 será muy competitiva.
27
Bloque de suministro 1 2-A 2-B 2-C 3
Energía anual [GWh] (Base + Variable)
3.080 680 1.000 520 7.150
Horario de suministro 24 horas 0:00 a 7:59 y
23:00 a 23:59 8:00 a 17:59 18:00 a 22:59 24 horas
Periodo de suministro 2021-2040 2021-2040 2021-2040 2021-2040 2022-2041
www.systep.cl 28
Resultados de últimas licitaciones
28
78%
0% 15%
92%100%
129
113 108
79
0
20
40
60
80
100
120
140
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%
100%
2013/01 2013/02 2013/03 2013/03 2°llamado
2015/02
[US$/M
Wh]
Energía adjudicada [GWh‐año]
3.545 0 682 10.899 1.200
% de energía adjudicada Precio adjudicación
Mercado de contratos–Licitaciones de suministro
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Energía contratada clientes regulados por empresa generadora
Dado el vencimiento de contratos de grandes empresas generadoras se anticipa alta competitividad en la licitación 2015/01
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
GWh
Endesa Aes Gener ColbúnE‐CL ENEL BiobioGeneraOtros Proyección Demanda Systep
Mercado de contratos–Licitaciones de suministro
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Reflexiones finales
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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 deuna gran penetración de nuevos proyectos convencionales y ERNCcon importantes reducciones de costos
Procesos de licitación como principal motor de inversión, permitiendola entrada de nuevos participantes al mercado
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Reflexiones finales
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Cambios en la estructura del mercado
Proyectos de transmisión permiten descongestionar problemas decapacidad, acoplando los costos marginales del sistema
Interconexión SIC-SING permitirá transportar energía económica deun sistema a otro
Cambios regulatorios que impliquen una mayor penetración deproyectos (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 barrasal sur de Valdivia 220 kV
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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 preciorelativamente estable)
Reflexiones finales
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Más información sobre el sector energía
Publicaciones sobre el sector energía Reporte mensual del sector eléctrico Estadísticas del sector
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Reporte Systep
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Proyección del costo marginal y comercialización de la
energía: desafíos para la minihidro
29 de junio de 2016
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