“Marco para el desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en Chile” Lima, 14 de Agosto de 2008

DANIEL SALAZAR JAQUE Jefe Área Eléctrica Comisión Nacional de Energía

Contenidos I.

Sector Eléctrico en Chile.

II.

Reformas Año 2004.

III.

Reformas Año 2005.

IV.

ERNC en Chile.

V.

Líneas de Acción.

VI.

Ley Nº 20.257.

VII.

Impactos Previstos.

I.

Sector Eléctrico en Chile (i)

PRINCIPIOS REGULATORIOS • Economía se desarrolla sobre la base de un sistema de mercado. • Fomento a la competencia donde ésta sea posible. • La iniciativa privada es el motor del crecimiento. • Regulación es necesaria sólo cuando existen fallas de mercado: Insuficiente competencia; Externalidades medioambientales; Restricción de insumos principales. • Precios deben reflejar costos; Ausencia de subsidios cruzados evitables. • Entregar señales para promover decisiones eficientes del sector privado.

I.

Sector Eléctrico en Chile (ii)

DATOS GENERALES 30 %

Clientes Regulados 10% 3.596 MW

Clientes Libres 90%

Clientes Regulados 55% 69 %

8.842 MW Clientes Libres 45%

0,3 %

0,6 %

34 MW

65 MW

Clientes Regulados 100% Clientes Regulados 100%

I.

Sector Eléctrico en Chile (iii) Capacidad Instalada [MW]

CAPACIDAD INSTALADA

14.000 12.000 10.000 MGNC

8.000

Eólico Hiráulico

6.000

Térmico 4.000 2.000 0 1995

SIC Térmico Hidroeléctrico Eólico MGNC Total

1995 891 3.108 0 85 4.084

2000 2.585 3.948 0 113 6.646

2006 3.498 4.613 0 156 8.267

2007 3.935 4.736 0 227 8.898

2010 6.469 5.274 78 341 12.162

2015 6.859 9.181 260 341 16.641

SING Térmico Hidroeléctrico Eólico MGNC Total

1995 1.144 0 0 13 1.157

2000 3.028 0 0 13 3.041

2006 3.583 0 0 13 3.596

2007 3.583 0 0 13 3.596

2010 3.583 0 0 13 3.596

2015 4.833 0 0 13 4.846

Se consideró como MGNC sólo centrales ≤ 20 de capacidad instalada, y del tipo geotérmica, eólica, solar, biomasa, mareomotriz y pequeñas centrales hidroeléctricas.

2000

2006

2007

2008

2009

2010

RAPEL INVERNADA COLBUN CHAPO RALCO LAJA

jul-08

ene-08

jul-07

ene-07

jul-06

ene-06

jul-05

ene-05

jul-04

ene-04

jul-03

ene-03

jul-02

ene-02

jul-01

ene-01

jul-00

ene-00

jul-99

ene-99

jul-98

ene-98

jul-97

ene-97

jul-96

ene-96

jul-95

ene-95

jul-94

ene-94

GIGAWATTS HORA (GWh)

I. Sector Eléctrico en Chile (iv)

VARIABILIDAD HIDROLÓGICA ENERGIA EMBALSADA SIC

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

I.

Sector Eléctrico en Chile (v) 80.000

DEMANDA

11%

Ventas SIC

GWh

70.000

10% 9%

60.000

8%

50.000

7% 6%

40.000

5%

30.000

4%

20.000

3%

Ventas SIC Tasa Crecimiento

10.000

2% 1%

Ventas SING 20.000

GWh

15.000 Ventas SING Tasa Crecimiento

5.000

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

0 1994

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

28% 26% 24% 22% 20% 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0%

25.000

10.000

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

0% 1994

0

I.

Sector Eléctrico en Chile (vi)

SEGMENTO DE GENERACIÓN i. • • • • ii. • •

Segmento en competencia Generadores venden en tres mercados: regulado, libre y spot. Se fijan tarifas (precio de nudo) para distribuidoras y clientes cuya potencia conectada es inferior a 500 kW. Para el resto de los clientes la tarifa es libre. Tarificación incluye energía y potencia. Mercado spot y Operador (CDEC) Función : Ajustar oferta a la demanda requiere de centro coordinador. Mercado spot : Generador debe vender o comprar al precio spot de energía y potencia; Precio spot = Costo marginal instantáneo.

abr-08

350

Precio Medio Libre

CMg SING

200

150

100

50

0 abr-08

feb-08

dic-07

oct-07

ago-07

jun-07

abr-07

feb-07

dic-06

oct-06

ago-06

jun-06

abr-06

300

feb-06

dic-05

oct-05

[US$/MWh]

PRECIOS

feb-08

dic-07

oct-07

ago-07

jun-07

abr-07

feb-07

dic-06

oct-06

ago-06

jun-06

250

abr-06

300

feb-06

dic-05

oct-05

[US$/MWh]

I. Sector Eléctrico en Chile (vii) 350

Precio Medio Libre

250

CMg SIC

200

150

100 50 0

II. Reformas Año 2004 (i) DIAGNÓSTICO Y PROBLEMAS • Regulación y Tarificación de sistema de transmisión no estimulaba la inversiones. • Ciertos tramos del sistema no se estaban remunerando. • Consecuencia de lo anterior, comienzan a aparecer suministros regulados sin contrato. • Autoridad dicta resolución en la cual se obliga a empresas generadoras a proveer suministro a precio regulado.

Energía clientes regulados

GWh 35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0 2005

2006

Sin Contrato

2007

2008

Total

2009

Año

II. Reformas Año 2004 (ii) SOLUCIONES ADOPTADAS • Reforma estructural a la regulación y tarificación de los sistemas de transmisión (troncal, subtransmisión y adicional). • Proceso de Expansión coordinado para el Sistema de Transmisión Troncal. • Solución inmediata para obras de transmisión “urgentes”. • Creación del Panel de Expertos. • Fomento a las Energías Renovables No Convencionales. • Confiabilidad. • Clientes Libres.

III. Reformas Año 2005 (i) INCERTIDUMBRE EN IMPORTACIONES DE GAS • Reforma 2004 dio certidumbre a inversiones en subsector transmisión. • Compañías generadoras se aprestaban a invertir y distribuidoras sin contratos llamaban a licitaciones. • Sobrevienen cortes de gas desde Argentina y mercado de generación se hunde en la trampa de la indecisión por incertidumbre. ¿Habrá o no gas argentino de nuevo? • Demanda eléctrica invita a invertir en generación. Hay que generar condiciones que anulen mal efecto de la crisis argentina.

III. Reformas Año 2005 (ii) NEUTRALIZAR LA INCERTIDUMBRE ARGENTINA • Incertidumbre impide inversión en tecnologías que usan combustibles más caros que el gas argentino. Restricciones pueden o no ser permanentes. • Se requiere eliminar volatilidad en los ingresos por venta de electricidad a clientes regulados por motivo del gas argentino: vender a futuro. • Así, los retornos de inversiones no dependerán de lo que ocurra con el gas argentino sino que, con un contrato de plazo fijo, se asegura un precio que evoluciona sin esta incertidumbre implícita.

III. Reformas Año 2005 (iii) SOLUCIÓN PROPUESTA • Esquema de precios mayoristas (precios de nudo) anterior – fijación semestral- transmitía la incertidumbre argentina : No se fomentan los contratos. • Propuesta : licitaciones de suministro realizadas por compañías distribuidoras, públicas y reguladas por la autoridad. • Se reserva –derecho- para que Energía Renovable No Convencional suministre a clientes regulados, tomando precio promedio de licitaciones.

III. Reformas Año 2005 (iv) CÓMO CRUZAR EL DESIERTO ?? • Distribuidoras sin contrato (~ 20 %) enfrentan altos costos de producción frente a precio de nudo que reacciona lento al cambio : Desincentivo a presentar ofertas de suministro. • Resolución (pre-existente) de la Autoridad obliga a generadoras a dar suministro. • Generadoras reciben precio de nudo como retribución. Restricciones de Gas Argentino, agudiza diferencias entre precio de nudo y costos marginales. • Turbinas de Emergencia enfrentan fuerte desincentivo.

III. Reformas Año 2005 (v) TRANSICIÓN HACIA EL NUEVO RÉGIMEN • A partir de 2010 se proyecta solución, a partir de licitaciones de largo plazo, con presencia de nuevos combustibles (GNL, geotermia, carbón, entre otros). • En el intertanto, suministros sin contrato deben pagar costo marginal. Diferencias entre costo marginal y precio de nudo se prorratean entre todos los consumidores regulados de cada sistema eléctrico.

IV. ERNC en Chile (i) • ERNC : subconjunto de las energías renovables. • Combinaciones de energía renovable y tecnología que no están presentes de manera importante en el mercado eléctrico nacional. Energías Renovables • Hidráulica > 20 MW • • • • •

– Hidráulica