Mercado Eléctrico Chileno

Hugh RudnickFacultad de Ingeniería

Pontificia Universidad Católica de Chile

Curso de Minería para Periodistas 2009

9 Julio 2009

Objetivos

• Visión global del abastecimiento energético como requisito para un desarrollo sustentable

• Características y desarrollo del mercado eléctrico chileno y del Sistema Interconectado Central (SIC)

2

Los principales desafíos a futuro

1. Energía

2. Agua

3. Alimentación

4. Medio ambiente

5.

6.

33

El desafío del crecimiento v/s energía

4

Crecimiento económico y energético

Crecimiento del PIB vs. Consumo de Energía(variación % respecto del año base 1990)

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Consumo ElectricidadConsumo Energeticos PrimariosPIB

Chile: Crecimiento Producto Geográfico Bruto versus Consumo Energético (Fuente: CNE y Banco Central)

5

Estado del futuro - la energía

• Demanda energética mundial podría doblarse en 20 años.

• Sin cambios tecnológicos notables, los combustibles fósiles proveerán 81% de la energía primaria el 2030, con altas emisiones de carbón

• La demanda por el petróleo crecerá casi 40% desde 2006 al 2030, con máximos de producción alcanzándose en 40–70 años.

6

PGB y Consumo Eléctrico

OECD

Chile

UK

India

BrazilLat.Am.

Japan

Canada

China

World

Italy

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

GD

P pp

p (U

S$) p

er c

apit

a

MWh per capita

US

40.000

77Fuente: IEA 2006

8 8

Energía y calentamiento global

9

El origen

10 10

El negro futuro – el carbón

• Se construyen 850 nuevas plantas a carbón para operar el 2012 en EEUU, China, e India que acelerarán el cambio climático

• Resistencia creciente a su construcción; 60 de 151 propuestas de nuevas plantas en EEUU fueron detenidas durante el 2007 por gobiernos locales o estatales

• Precio del carbón llegó a duplicarse; futuros impuestos ambientales al carbón lo harán menos competitivo

11

Gestión del carbono

12

El negro futuro en Chile– el carbón

Chile: # proyectos ingresados al SEIA 2000‐08

13

Emisiones de CO2 1990 vs 2004

Chile emite el 0,2% de las emisiones mundiales

1414

49%

21%

11%9%

5%

3%5% 4%

3% 2% 1% 1% 0% 0%

46%

21%

17%

5% 5% 5% 4%3% 2% 2% 1% 1% 0% 0%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

OECD USA China Russia Latin America and the

Caribbean

India Japan Germany United Kingdom

Mexico Brazil Argentina Chile Peru

CO2 Emissions

1990 2004

Source: Human Development Report 2007/2008

Mini-Hidráulicas

Biomasa

Geotermia

Eólicas

Aysén

Mareomotriz

Eficiencia

15

Sistemas Eléctricos Chilenos (2008)

Fuente: CNE 16

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC)

Crecimiento promedio anual 1999-2008: 5,1 %

Clientes Regulados/ No Regulados: 60% / 40%

Longitud 1.800 km

53%47%

0,2%

Hidráulica Térmica Eólico

17

Agentes del sector eléctrico chileno-SIC

9%

31%

3%

24%7%

26%

Gener Endesa Guacolda Colbún Pehuenche Otros

Distribución Capacidad Instalada SIC

Fuente:Systep 18

Evolución capacidad instalada SIC

1997: Llegada del Gas Natural

2004: Última Central de Embalse

1996: Última Planta a Carbón

19Fuente: CDEC SIC

Generación histórica – Costo marginal SIC

0

50

100

150

200

250

300

350

‐

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

11

12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

11

12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

11

12 1 2 3 4 5 6

2006 2007 2008 2009

US$/M

Wh

GW

h

Pasada Embalse Eólico Carbón Gas Otro Diesel Costo Marginal (US$/MWh)

20Fuente: SYSTEP

Dependencia de la hidrología SIC

21Fuente: CNE

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

ene-

94fe

b-94

abr-9

4ju

n-94

ago-

94oc

t-94

nov-

94en

e-95

mar

-95

may

-95

jul-9

5a g

o-95

oct-9

5di

c-95

feb-

96ab

r-96

may

-96

jul-9

6se

p-96

nov-

96en

e-97

mar

-97

abr-9

7ju

n-97

ago-

97oc

t-97

dic-

97en

e-98

mar

-98

may

-98

jul-9

8se

p-98

oct-9

8di

c-98

feb-

99ab

r-99

jun-

99ju

l-99

sep-

99no

v-99

ene-

00m

ar-0

0ab

r-00

jun-

00ag

o-00

oct-0

0di

c-00

ene-

01m

ar-0

1m

ay-0

1ju

l-01

sep-

01oc

t-01

dic-

01fe

b-02

abr-0

2ju

n-02

ago-

02se

p-02

nov-

02en

e-03

mar

-03

may

-03

jun-

03ag

o-03

oct-0

3di

c-03

feb-

04m

ar-0

4m

ay-0

4ju

l-04

sep-

04no

v-04

dic-

04fe

b-05

abr-0

5ju

n-05

ago-

05se

p-05

nov-

05en

e-06

mar

-06

may

-06

jul-0

6ag

o-06

oct-0

6di

c-06

feb-

07ab

r-07

may

-07

jul-0

7se

p-07

nov-

07en

e-08

feb-

08ab

r-08

jun-

08a g

o-08

oct-0

8no

v-08

ene-

09

GIG

AWAT

TS H

ORA

(G

Wh)

ENERGIA EMBALSADA SIC

RAPEL INVERNADA COLBUN CHAPO RALCO LAJA

Años secos

Dependencia de los combustibles SIC

Cortes de gas de Argentina a Chile

22

Desarrollo del mercado: Marco regulatorio

23

Desarrollo del mercado: Marco regulatorio

Generación Transmisión Troncal

Grandes Clientes

Clientes Medianos

Pequeños Clientes Distribución

BTDistribución

MT

Subtransmisión

24

El negocio de la energía: Bases económicas

Sistema de tarificación marginalista: En condiciones óptimas, (parque generador adaptado a la demanda) los ingresos por venta de energía a costo marginal, más los ingresos por venta de potencia al costo de desarrollo de centrales de punta, cubre el costo de capital y los costos de operación de los generadores.

25

El negocio de la energía: Costos marginales

26

Costo eficiente de producir una unidad adicional de energía a la demanda del sistema (1 kWh).

Corresponde al costo variable de la central térmica más ineficiente o al costo asociado de una central de embalse.

Centrales de pasada

Carbón eficiente

Carbón ineficiente

Central de embalse caroCiclo combinado diesel Diesel

CMg = costo variable de motores diesel

CMg = costo variable de CC diesel

CMg = costo variable de carbón eficiente

CMg = costo variable de carbón eficiente

MW

Tiempo

Centrales de embalse barato

Motores Diesel

Mercados spot y de contratos

• Mercado spot.– Mercado de energía y potencia.

– Precio horario de energía (unidad más cara).

– Solo generadores tienen acceso al mercado spot.

– Para intercambios entre generadores deficitarios y superavitarios.

• Mercado de contratos.– Mercados de energía y potencia.

– Abierto a todos.

– Obligación de suministro.

27

Agentes y estructura de precios y contratos

TransmisorGeneradores Distribuidor

Clientes Regulados

Clientes Libres BT

Clientes Libres AT

Precio Libre

Precio Libre

Precio de Licitación

Peaje

Peaje

Peaje

Peaje de Distribución

Precio de Nudo + VAD

Precio Spot (energía)

Precio Nudo de potencia

spot contratos 28

El negocio de la energía: Transferencias CDEC

CDEC: encargado del balance de transferencia de energía y potencia.

Generadores deficitarios.– Aquellos generadores con contratos

mayores a su generación real.

Generadores superavitarios.– Aquellos generadores con contratos que

son menores que su generación real.

G1 G2Excedentario Deficitario

E1

E1’

CMg

E2 + E1’

CDEC

Sistema

Mercado Spot(MWh)

(US$/MWh)

29

El negocio de la energía: Transferencias CDEC

Endesa.

Colbún.

‐30.000

‐20.000

‐10.000

‐

10.000

20.000

30.000

40.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1

2006 2007 2008 2009

‐100

0

100

200

300

400

500

GW

h

Fisico Energía GWh Valorizado Energía MUS$

MU

S$

‐60.000

‐50.000

‐40.000

‐30.000

‐20.000

‐10.000

‐

10.000

20.000

1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1

2006 2007 2008 2009

‐350

‐300

‐250

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

GW

h

Fisico Energía GWh Valorizado Energía MUS$

MU

S$

30

Precios regulados como proyección de spots‐ SIC

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

1 4 8 11 1 4 8 11 1 4 8 11 1 4 8 11 1 4 8 11 1 4 8 11 1 2

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

$/kWh Evolución Tarifa BT1 Región Metropolitana

31Fuente: CNE

Precios regulados como proyección de spots‐ SIC

‐

50

100

150

200

250

300

350

1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

US$

/MW

h

Precio de nudo vs Costos marginales

Precio Nudo en Alto Jahuel Costos Marginales Alto Jahuel

Gran diferencia entre el costo marginal y el precio regulado

32Fuente: CNE

Desarrollo del mercado: Marco regulatorio

33

Desarrollo del mercado: Marco regulatorio

34

Escenarios futuros y costos marginales

50

60

70

80

90

100

110

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

US$

/MW

h

SIC Quillota 220 Projected Marginal Costs

Installed Capacity (MW) New Accumulated New Accumulated New AccumulatedDiesel 623 623 0 623 0 623Coal 1.199 1.199 567 1.766 250 2.016Wind 244 244 320 564 0 564

Run of river 317 317 997 1.314 1.930 3.244Dual 240 240 0 240 0 240

Biomass 25 25 17 42 0 42Dam 0 0 150 150 0 150

Geothermal 0 0 65 65 90 155Total 2.648 2.648 2.116 4.764 2.270 7.034

2009-2010 2011-2015 2016-2019

Fuente: Systep 35

www.ing.puc.cl/power/

Hugh Rudnickhrudnick@puc.cl

Facultad de IngenieríaPontificia Universidad Católica de Chile