1. Educación

Sistema Interconectado Central
PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD:
¿CÓMO MEJORAR EL
ESCENARIO FUTURO?
Juan Cembrano, director CDEC-SIC en representación Clientes Libres.
Fuente cuadros, gráficos, etc.: elaboración propia sobre la base de datos disponibles en
www.cne.cl , www.cdec-sic.cl , www.seia.cl . Simplificaciones en los ejercicios desarrollados. Cifras
no incluyen exigencias ERNC. Basado en presentación en Concepción, en abril 2011.
TEMARIO
1. OBJETIVO
2. ¿CUÁL ES EL ESCENARIO FUTURO?
3. ¿CUÁLES SON LAS CAUSAS DE LOS
PROBLEMAS?... UN ANÁLISIS DEL
MERCADO
4. ¿QUÉ PUEDE MEJORAR EL ESCENARIO
FUTURO?
EL MERCADO ELÉCTRICO (SIC)
Generación
Subtransmisión
Transmisión Troncal
Distribución
Usuarios sobre
2 MW: precio
libre en
generación
Usuarios sobre
2 MW: precio
libre en
generación
Usuarios bajo 2
MW: precio
libre en
generación:
licitaciones de
las EEDD.
Opción de ser
libres
EL MERCADO ELÉCTRICO (SIC)
Generación
Subtransmisión
Transmisión Troncal
Distribución
50 usuarios,
27% del
consumo
Libres: 0,015% de los
usuarios (700) con un
48% del consumo.
650 usuarios,
21% del
consumo
4.942.000
usuarios, 52%
del consumo
OBJETIVO: Esta presentación se centra en el precio de generación.
(Mejoramiento potencial en el resto: tasa, licitaciones sistema troncal, empresas modelo,
criterios de asignación)
Generación
Cmg2
Cmg1
Subtransmisión
Peajes (t= 10%)
Transmisión Troncal
Peajes (t= 10% y licitación)
Pnudo: libre
PNudo + STT + STx +VAD
Libre
Libre
Distribución
Empresa modelo (t= 10%)
Derecho a peajes
¿CUÁL ES EL ESCENARIO FUTURO?
250
PRECIO SPOT PROYECTADO 3er y 4o AÑO Y PRECIO REAL US$/MWh
SIC, zona central. Supone Fc = 80%, con precio actual de la potencia. Se indica entre paréntesis en cada serie WTI protectado. Valores proyectados son para el promedio de las hidrologías.
200
CNE 2003 (19)
150
CNE 2004 (44)
CNE 2005 (66)
CNE 2006 (64)
CNE 2007 (73)
100
CNE 2008 (129)
CNE 2009 (79)
CNE 2010 (88)
Una referencia: cada 6 meses la CNE proyecta precios a
cuatro años. Es razonable suponer que hacia el cuarto año
supone adaptación entre oferta y demanda a una rentabilidad
razonable para los inversionistas en centrales generadoras...
50
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
¿CUÁL ES EL ESCENARIO FUTURO?
250
PRECIO SPOT PROYECTADO 3er y 4o AÑO Y PRECIO REAL US$/MWh
SIC, zona central. Supone Fc = 80%, con precio actual de la potencia. Se indica entre paréntesis en cada serie WTI protectado. Valores proyectados son para el promedio de las hidrologías.
200
CNE 2003 (19)
CNE 2004 (44)
150
CNE 2005 (66)
CNE 2006 (64)
CNE 2007 (73)
CNE 2008 (129)
100
CNE 2009 (79)
CNE 2010 (88)
REAL
50
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
¿CUÁL ES EL ESCENARIO FUTURO?
250
PRECIO SPOT PROYECTADO 3er y 4o AÑO Y PRECIO REAL US$/MWh
200
CNE 2003 (19)
CNE 2004 (44)
150
CNE 2005 (66)
CNE 2006 (64)
CNE 2007 (73)
CNE 2008 (129)
100
CNE 2009 (79)
CNE 2010 (88)
REAL
50
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
¿CUÁL ES EL ESCENARIO FUTURO?
250
PRECIO SPOT PROYECTADO 3er y 4o AÑO Y PRECIO REAL US$/MWh
SIC, zona central. Supone Fc = 80%, con precio actual de la potencia. Valores ajustados proporcionalmente 100% según variación WTI.
200
CNE 2003
CNE 2004
150
CNE 2005
CNE 2006
CNE 2007
CNE 2008
100
CNE 2009
CNE 2010
REAL
50
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
ESTO NO ES ALGO NUEVO...
PROYECCIÓN DE COSTOS MARGINALES - US$/MWh
180
160
140
120
100
Abr-04
Abr-04
Abr-04
Abr-05
Abr-05
Abr-04
Abr-05
Abr-06
Abr-06
Abr-07
EL ESCENARIO REAL HA SIDO SIEMPRE PEOR
QUE LO PROYECTADO ...
EL MERCADO ADAPTADO “NO LLEGA”
80
60
40
20
M
ay
-0
4
May-04
M
ay
Nov-04
-0
5
May-05
M
ay
Nov-05
-0
6
May-06
M
ay
Nov-06
-0
7
May-07
M
ay
Nov-07
-0
8
May-08
M
ay
Nov-08
-0
9
May-09
M
ay
Nov-09
-1
0
May-10
M
ay
Nov-10
-1
1
May-11
M
ay
Nov-11
-1
2
May-12
M
ay
Nov-12
-1
3
May-13
M
ay
Nov-13
-1
4
May-14
0
Fuente: Presentación en la Cámara de
Comercio Chileno Australiana, septiembre
2007
EL ESCENARIO ESPERADO HOY...¿?
PRECIO MONÓMICO A NIVEL DE GENERACIÓN
US$/MWh
160
140
120
100
80
60
Mediano plazo
Largo plazo
40
CTE REGULADO
20
SPOT CDEC
0
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
SIC, zona central. Supone Fc = 80%, WTI de 89 US$/bbl, promedio hidrologías
EL ESCENARIO ESPERADO...
100
90
80
70
60
SOBREPRECIO DEL MERCADO SPOT
PROMEDIO MÓVIL A 12 MESES DE LOS COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA MÁS POTENCIA EN QUILLOTA 220 kV ‐ US$/MWh PROMEDIO DE HIDROLOGÍAS ?
?
50
40
30
20
10
0
Máximo razonable para mercado competitivo en
condiciones de adaptación
?
EL ESCENARIO ESPERADO...
130
120
PRECIOS MONÓMICOS EN BASE COMÚN ?
US$/MWh
110
100
90
80
70
Licitaciones de
EEDD
60
Primera Licitación Segunda Licitación Tercera Licitación Cuarta Licitación Oct 2006
Oct 2007
Feb 2009
2011
¿CUÁLES SON LAS CAUSAS DE LOS PROBLEMAS?... OFERTA
PRECIO MONÓMICO A NIVEL DE GENERACIÓN
US$/MWh
140
120
100
80
60
Mediano plazo
Largo plazo
40
CTE REGULADO
20
SPOT CDEC
0
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
SIC, zona central. Supone Fc = 80%, WTI de 82 US$/bbl, promedio hidrologías
MEDIANO PLAZO: OFERTA DEFINIDA (salvo hidrología, fallas)
Sin
considerar
limitaciones
de
transmisión
MEDIANO PLAZO: OFERTA DEFINIDA (salvo hidrología, fallas)
¿CÓMO MEJORAR EL ESCENARIO DE MEDIANO PLAZO?...
¿Cuál es el costo variable?
¿CÓMO MEJORAR EL ESCENARIO DE MEDIANO PLAZO?...
6,500
MW
Día 21 de julio de 2010
Horcones 236 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 154 US$/kW
6,300
Trapén 188 US$/MWh Ref SEIA: Mot 481 US$/kW
Linares Norte 185 US$/MWh
6,100
Teno 184 US$/MWh Ref SEIA: Mot 353 US$/kW
Coronel 183 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 319 US$/kW
5,900
5,700
5,500
Antilhue 183 US$/MWh Tgas
Actualmente se considera como
unidad de punta una turbina a gas
diesel de 70 MW, con un costo de
inversión de 718 US$/kW más una
subestación eléctrica con un costo
unitario de 71 US$/kW y una línea
de interconexión al SIC, con un
costo de 20 US$/kW.
5,300
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Colihues 176 US$/MWh Ref SEIA: Mot 400 US$/kW
Degañ 164 US$/MWh Ref SEIA: Mot 495 US$/kW
Newen (P) 164 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 333 US$/kW
Quellón 159 US$/MWh Ref SEIA: Mot 311 US$/kW
Los Pinos 153 US$/MWh Ref SEIA: CCGT 5409 US$/kW
Hidro, CCGT, Cogen, Carbón, menor que 152 US$/MWh
¿CÓMO MEJORAR EL ESCENARIO DE MEDIANO PLAZO?...
EN EL MEDIANO PLAZO:
• LOGRAR EL ACCESO AL GNL EN LAS
MEJORES CONDICIONES DE MERCADO Î
posible
• AJUSTE EN PRECIO DE LA POTENCIA DE
PUNTA Î dificil
• SOLUCIÓN A PROBLEMAS DE TRANSMISIÓN Î
dificil
• MAYOR PESO EN EL CDEC Î posible pero es un tema menor
en los problemas del mercado
¿CUÁLES SON LAS CAUSAS DE LOS PROBLEMAS?... OFERTA
PRECIO MONÓMICO A NIVEL DE GENERACIÓN
US$/MWh
140
120
100
80
60
Mediano plazo
Largo plazo
40
CTE REGULADO
20
SPOT CDEC
0
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
SIC, zona central. Supone Fc = 80%, WTI de 82 US$/bbl, promedio hidrologías
UN DIAGNÓSTICO ADECUADO
EL CDEC OPERA LAS CENTRALES QUE HAY ...UN
PROBLEMA MÁS GRAVE ES QUÉ CENTRALES
HAY Y QUÉ CENTRALES HABRÁ PARA
OPERAR...DEBERÁ ENFRENTARLO
NECESIDAD DE PASAR DE UNA OFERTA INEFICIENTE A UNA EFICIENTE
100%
COMPOSICIÓN DEL PARQUE GENERADOR EN EL AÑO MÁS SECO
80%
60%
Sobre 135 US$/MWh
40%
Intermedio
Bajo 45 US$/MWh
100%
80%
60%
Sobre 135 US$/MWh
40%
Intermedio
Bajo 45 US$/MWh
20%
dic‐14
jul‐14
feb‐14
sep‐13
abr‐13
nov‐12
jun‐12
ene‐12
0%
ago‐11
dic‐14
jul‐14
feb‐14
sep‐13
abr‐13
nov‐12
jun‐12
ene‐12
ago‐11
mar‐11
0%
COMPOSICIÓN DEL PARQUE GENERADOR EN EL AÑO MÁS HÚMEDO
mar‐11
20%
LARGO PLAZO: OFERTA POR DEFINIR
¿CÓMO SE DEFINE?
• Las autoridades fijan las REGLAS y
FISCALIZAN
• El desarrollo en generación surge de la
COMPETENCIA de los actores, no de un Plan
de Obras.
Un tema no menor: si la hidroelectricidad no compite entre sí, o es limitada, su precio
será el costo alternativo: opciones termoeléctricas. Llama la atención si el propietario
de un nuevo proyecto hidroeléctrico lo promueve diciéndonos que al país le debe
preocupar cuánto quiere pagar por la electricidad futura...en realidad, los usuarios
pagarán por la producción hidroeléctrica el costo medio de centrales a carbón (o más
si no se pueden construir estas centrales) y la diferencia de costo medio quedará para
el propietario de la central (por ej., TIR 29%).
Algunos requisitos de la competencia
1.- Transparencia del mercado y homogeneidad del producto.
Todos los participantes tienen pleno conocimiento del precio y la calidad del
producto (conocimiento del mercado).
2.- Existencia de un elevado numero de oferentes y demandantes
Inexistencia de economías de escala; la decisión individual de cada uno ejerce
escasa influencia sobre el mercado global. Empresas son precio-aceptantes.
3.- Inexistencia de barreras de entrada y de salida.
“Mercado contestable”.
Experiencia real de Clientes Libres en el SIC
La realidad...
¿Considera usted que está razonablemente definida la calidad con que le debe entregar hoy la electricidad su suministrador?
Si
12%
49%
Parcialmente
40%
No
¿Transparencia del mercado y homogeneidad del producto?
Fte: Encuesta a Clientes Libres CDEC-SIC
La realidad...
Todas las centrales
1985
2009
Solo centrales “eficientes”
+ Endesa y Colbún (73%) en Hidroaysén
Salvo contadas excepciones en licitaciones de suministro de grandes clientes no hay
nuevos inversionistas presentes con centrales eficientes
¿Existencia de un elevado número de oferentes ...?
La realidad...
20
COSTO MEDIO RELATIVO
US$/MWh
18
16
14
12
10
20
8
COSTO MEDIO RELATIVO
US$/MWh
18
6
16
4
Polinómica (Carbón)
14
2
12
0
100
150
200
250
300
350
400
10
450
500
MW contratados
8
6
¿Qué pasa bajo 150 MW?... Refleja la
mayor parte de las contrataciones.
4
Polinómica (CCGT)
2
0
¿Cuál es el costo de fijo de estar en
Chile?
100
150
¿Inexistencia de economías de escala ...?
200
250
300
350
400
450
500
MW contratados
La realidad...
¿La decisión individual de cada uno de ellos ejerce escasa influencia
sobre el mercado global ?
Fte: Elaboración propia
La realidad...
Desarrollo de un proyecto eficiente:
• Encontrar ubicación geográfica factible
y a costos razonables Î seis meses a
un año
• Desarrollar estudios ambientales Îun
año de mediciones sin estudios de
campo previos
• Obtener (sin certeza) RCA Î sobre 9
meses
4
Meses entre EIA y RCA
3
2
1
0
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
Así, 3 años para hacer la oferta y 4 para
iniciar el suministro... total 7 años
Es prácticamente imposible que un nuevo inversionista tome a su propio riesgo
el desarrollo de un proyecto eficiente para una licitación Î necesidad de buscar
opciones
¿Inexistencia de barreras de entrada ? ¿Mercado contestable?
La realidad...
CAPACIDAD PROMEDIO ANUAL DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
ERNC y cogeneración
Hidroelectricidad
2%
38%
45%
6%
10%
Carbón
CCGT menor que 135 US$/MWh)
Resto (sobre 135 US$/MWh)
La sobrecapacidad ineficiente afecta negativamente los ingresos que podrían recibir
por la venta de su potencia firme las nuevas centrales eficientes.
Importancia de un precio correcto de la potencia
Supone 1,5 udes de CCGT con GNL a costo intermedio
100
90
80
70
SOBREPRECIO DEL MERCADO SPOT
PROMEDIO MÓVIL A 12 MESES DE LOS COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA MÁS POTENCIA EN QUILLOTA 220 kV ‐ US$/MWh PROMEDIO DE HIDROLOGÍAS 60
50
?
40
30
¿Qué percepción tiene usted del precio a que compra la electricidad su empresa?
20
3%
0%
0%
Mucho más alto del que considera razonable
10
0
39%
58%
¿Mercado
Competitivo ?
Fte: Elab. propia y encuesta a Clientes Libres CDEC-SIC
Más alto del que considera razonable
Razonable
Más bajo del que considera razonable
Mucho más bajo del que considera razonable
Problemas concretos más relevantes
1. Mercado altamente concentrado en la propiedad y en los
derechos de aguas, incrementado con incentivo común en
Hidroaysén.
2. Existencia de economías de escala (tamaño licitación es
relevante)
3. Existencia de barreras de entrada:
a) Dificultad para el desarrollo de nuevos proyectos
b) Sistemas de transmisión sin holguras
c) Sobreprecio de la potencia y parque desadaptado
d) Incertidumbre en varias materias
¿Cómo mejorar el escenario de Largo Plazo?
No es realista
1.
Reducir la concentración de la propiedad
2.
Garantizar un mercado contestable: garantizar el acceso a nuevos proyectos de
centrales termoeléctricas e hidroeléctricas... promover la participación de nuevos
inversionistas ...
•
•
•
•
ObjetivizarLO
lo más
posible QUE
todo el PODRÍA
proceso de obtención
de permisos para
ÚNICO
GARANTIZAR
nuevas centrales.
que existan zonas
que SECTOR
se permita la
LAProcurar
COMPETENCIA
ENenEL
construcción de nuevas centrales termoeléctricas sujeto a que cumplan con
ELÉCTRICO (GENERACIÓN) ES QUE
cierta normativa preestablecida, clara y objetiva (con acceso a terrenos, sin
SIEMPRE
PUEDAN
ENTRAR
NUEVOS
problemas relativos
a concesiones,
permisos,
etc.); generar
proyectos
INVERSIONISTAS
CON
CENTRALES
concretos susceptibles
de ser tomados por
nuevos
inversionistas.
Establecer condiciones para elEFICIENTES
el libre acceso al terminal de GNL y el
costo variable a reconocer para centrales basadas en este combustible en el
CDEC.
Procurar que el pago de patentes por no uso de los derechos de aguas
No basta con que los generadores existentes
opere adecuadamente.
tengan
proyectos
paratecnologías
desarrollar
Avanzar en posibilitar
el desarrollo
de otras
de generación
convenientes para el país.
¿Cómo mejorar el escenario de Largo Plazo?
4.
Generar condiciones para la agregación de la demanda.
5.
Procurar que los sistemas de transmisión se desarrollen con holguras razonables y
facilitar el acceso a las SSEE del ST.
6.
Corregir el precio de la potencia. Incluir en la potencia firme los sistemas de
transmisión asociados.
7.
Mejorar los procesos de licitación de las EEDD, particularmente cuando existe
integración vertical (objeto: plazos de inicio que permitan competencia,
generar volúmenes adecuados, criterios de evaluación que consideren proyección de
precio de los insumos).
¿Cómo mejorar el escenario futuro?
Además, los usuarios deben desarrollar otras acciones mínimas,
concretas, que facilitan lograr los objetivos anteriores:
a.
Aportar a una mejor regulación del sector eléctrico. Generar instancias
comunes de análisis económico y jurídico del sector. Analizar en
particular el acceso al terminal de GNL y el costo variable a reconocer
para centrales basadas en este combustible en el CDEC.
b.
Participar activamente en los estudios de desarrollo del sistema de
transmisión.
c.
Tomar conocimiento y aprovechar –a nivel de grupos de usuarios- la
experiencia positiva de algunos grandes Clientes Libres.
... Y prudencia en las exigencias de ERNC
Al finalizar, ¿qué acciones concretas destacar?
Acciones para cambiar el escenario de mediano plazo:
¡ES POSIBLE
PARAR
LA
Entregar fundamentos para modificar
el precio
de la potencia
PELOTITA...!
• Procurar generar condiciones para facilitar el acceso al GNL
•
Acciones con que se puede cambiar el escenario de largo plazo:
• Desarrollar y dejar disponibles para nuevos inversionistas proyectos
de generación eficiente con todas las aprobaciones correspondientes.
• Licitar suministro en forma conjunta
Un desafío para la Autoridad y los usuarios...
• Contrarrestar el peso que tienen las empresas eléctricas existentes
ante las autoridades: ganarse un lugar.