SYSTEP Ingeniería y Diseños
Situación Energética de Chile
Presente y Futuro
6 Abril 2006
1
Gasoductos regionales
PERÚ
TGP
Lima
Pisco
BRASIL
BOLIVIA
Santa Cruz
de la Sierra
Alternativa TRAZA 1
Pisco – Antofagasta
San Pablo
Norandino
1700 km
PARAGUAY
Asunción
Atacama
Uruguayana
CHILE
Porto Alegre
TGN -NOR
Colón - Paysandú
Santiago
Reservas de gas
Gasandes
TGN -CO
Montevideo URUGUAY
ARGENTINA
Gas Pacífico
2
Riesgos del sistema norte
 Evolución de matriz energética
4.000
3.000
Potencia
(MW)
Ciclo Combinado
Ciclo Combinado c/r Diesel
Resto
Carbón
D max
2.000
1.000
0
Año
Demanda MW
Necesidad Respaldo Diesel MW
94
498
0
95
611
0
96
747
0
97
98
99
00
01
02
03
04
05
06
07
08
09
812 1021 1094 1153 1221 1360 1416 1567 1600 1735 1830 1955 2088
0
0
0
0
0
0
0 130 163 298 393 518 651
Respaldo Diesel necesario para 100% restricción
3
Contenido
 Cadena de abastecimiento
 Descripción general de los sistemas
interconectados
 Descripción particular del SIC
 Esquema de precios
 Evolución del mercado energético
 Análisis situación actual
4
Cadena de abastecimiento
Clientes
Producción
70’s a principios 80’s
Verticalmente integrado
Transporte
Consumo
Reforma 80’s
Propiedad privada
5
Cadena de abastecimiento
 Hoy el Estado participa en el sector energético
sólo como ente regulador.
 La generación es un mercado competitivo
 El plan de expansión en generación depende de
las decisiones de cada inversionista en el
mercado.
 Sólo se determina centralmente el plan de
expansión necesario en la transmisión
6
Cadena de abastecimiento
 Generación:
Etapa de abastecimiento del mercado
Mercado competitivo
Tecnología
• Térmica
• Hidráulica
Combustibles fósiles:
Carbón
Petróleo
Gas Natural
Otros
Hidráulica 2 tipos:
De pasada
De embalse
7
Cadena de abastecimiento
 Transmisión:
Líneas, subestaciones y equipos
para transportar la energía desde
los generadores a los
distribuidores ( > 23 kV)
Monopolio natural
La transmisión está dividida en 3
partes:
• Troncal
• Subtransmisión
• Adicionales
D. Almagro 220
C. Pinto 220
Cardones 220
Maitencillo 220
P. de Azucar 220
Los Vilos 220
Quillota 220
C° Navia 220
Chena 220
A. Jahuel 220
A. Jahuel 154
Rancagua 154
P. Cortes 154
San Fernando 154
Servicio público
Acceso abierto para generadores
Polpaico 220
Itahue 154
Subtransmission
A. Jahuel 500
Main
system
Ancoa 500
Charrú a 500
Charrú a 220
Additional
Temuco 220
Valdivia 220
B. Blanco 220
P. Montt 220
8
Cadena de abastecimiento
Usuarios industriales
 Distribución:
Líneas, subestaciones y
equipos para transportar
energía hasta los
consumidores finales
(≤23 kV)
Monopolio natural
Servicio público
Obligación de servicio en
área de concesión
12 kV distribución
Transformadores
de distribución
Usuarios
residenciales
220 V
9
Cadena de abastecimiento
 Consumidores finales
Usuarios
industriales
Regulados
• Potencia de conexión menor
a 2 MW
• El precio es fijado por la
autoridad
No regulados
• Pueden negociar sus tarifas
directamente con los
generadores
• Potencia de conexión mayor
a 500 kW
12 kV distribución
Transformadores
de distribución
Usuarios
residenciales
220 V
– Es opcional para potencia
de conexión entre 500 kW y
2 MW
10
Contenido
 Cadena de abastecimiento
 Descripción general de los sistemas
interconectados
 Descripción particular del SIC
 Esquema de precios
 Evolución del mercado energético
 Análisis situación actual
11
Descripción general de los sistemas
interconectados
SING
800 km
 En Chile hay 4 sistemas interconectados
 2 sistemas grandes
• Sistema Interconectado Central (SIC)
• Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)
SIC
2200 km
Aysén
Energy Sales 2004
Magallanes
AYSÉN
82 GWh
Population 2004
MAGALLANES
180 GWh
SING
11.240 GWh
SIC
34.603 GWh
AYSÉN
100.370 P
MAGALLANES
162.206 P
SING
902.423 P
SIC
14.790.632 P
12
Descripción general de los sistemas
interconectados
 Capacidad instalada
SIC: alrededor del
70% de la potencia
instalada.
Las plantas de gas
natural tienen la
mayor proporción
de capacidad
instalada.
Installed Capacity 2005 - 11.919 MW
69%
SING
SIC
30%
1%
33%
Magallanes and Aysén
Installed Capacity (MW)
Dam
Run-of-the-River
11%
Natural Gas
Coil
Others
18%
10%
28%
13
Descripción general de los sistemas
interconectados
 Características de la
demanda
GWh
12,000
Gran tasa de
crecimiento
• Entre 5% y 10%
desde 1998
GWh
SING
25%
10%
35,000
10,000
20%
8,000
15%
6,000
8%
30,000
25,000
6%
20,000
10%
4,000
5%
2,000
4%
15,000
10,000
2%
5,000
-
0%
-
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Demand
Growth Rate
GWh
SIC
40,000
GWh
Aysén
90
80
70
12%
60
50
40
30
8%
10%
6%
4%
20
10
0
2%
0%
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Demand
Growth Rate
0%
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Demand
Growth Rate
Magallanes
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
8%
6%
4%
2%
0%
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Demand
Growth Rate
14
Descripción general de los sistemas
interconectados
 Características de
la demanda
Diferente
composición de la
demanda
• SING: mayor
consumo son
empresa mineras
• SIC: mayor
consumo son
clientes regulados
SIC
SING
5%
5%
8%
8%
3%
20%
0%
13%
38%
2%
79%
Residential
Agricultural
Commercial
Industrial
Minning
Others
Residential
Agricultural
Aysén
3%
Commercial
Industrial
19%
Minning
Others
Magallanes
3%
24%
24%
32%
8%
13%
60%
0%
0%
33%
0%
Residential
Agricultural
Commercial
Industrial
Minning
Others
Residential
Agricultural
Commercial
Industrial
Minning
Others
15
Contenido
 Cadena de abastecimiento
 Descripción general de los sistemas
interconectados
 Descripción particular del SIC
 Esquema de precios
 Evolución del mercado energético
 Análisis situación actual
16
SIC
 Características del abastecimiento
 Mayoritariamente integrado por plantas hidroeléctricas
• Principalmente hidráulicas de embalse
• Gran cantidad de reservas hidráulicas en el sur de Chile
 Plantas de gas natural importan todo su combustible desde
Argentina
 3 grandes grupos controlan la generación
Generation Capacity Owners SIC
Installed Generation Capacity SIC
8%
16%
10%
19%
21%
51%
42%
11%
22%
Endesa
Colbún
Gener
Others
Run-of-the-River
Dam
Coal
Natural Gas
Others
17
SIC
 Características del abastecimiento
 Gran componente hidráulica hasta 1996
 Evolución de la capacidad instalada cambia a plantas de gas
natural entre 1997 y 2003
 Gas natural fue un combustible muy competitivo (precios bajos)
Installed Capacity by Technology
9,000
8,000
7,000
MW
6,000
Others
5,000
Natural Gas
Coil
4,000
Dam
Run-of-the-River
3,000
2,000
1,000
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
18
SIC
 Características de la demanda
 En los últimos 10 años el consumo se ha doblado
 Se espera un crecimiento de 6% para los próximos años
 La demanda es fuertemente estacional
• Máximo en Marzo – Abril
• Mínimo en Febrero & Septiembre
Demand Evolution SIC
Seasonality Behavior of Demand
3,300
80,000
11.0%
3,200
10.0%
3,100
70,000
3,000
60,000
9.0%
8.0%
7.0%
50,000
[GWh]
2,800
2,700
6.0%
40,000
5.0%
30,000
4.0%
2,600
2,500
20,000
2,400
10,000
2,300
-
3.0%
Nov-04
Sep-04
Jul-04
Mar-04
May-04
Jan-04
Nov-03
Jul-03
Sep-03
May-03
Mar-03
Jan-03
Nov-02
Jul-02
Sep-02
Mar-02
May-02
Jan-02
Nov-01
Sep-01
Jul-01
Mar-01
May-01
2.0%
Jan-01
GWh
2,900
1.0%
0.0%
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
19
Contenido
 Cadena de abastecimiento
 Descripción general de los sistemas
interconectados
 Descripción particular del SIC
 Esquema de precios
 Evolución del mercado energético
 Análisis situación actual
20
Esquema de precios
Esquema de precios para potencia y energía
 Precio energía
 Tarifas de costo marginal: costo de producir una unidad más de
energía (kWh)
 Se reconocen costos de operación (costos auditados, no ofertados)
 Pagos por capacidad o potencia
 Tarifas de costo marginal: costo de producir una unidad más (kW)
 Se reconocen costos de desarrollo
 Pago se divide entre los consumidores que consumen en el
período de punta.
 En condiciones óptimas los ingresos por venta de energía a costo
marginal mas los ingresos por capacidad instalada a costo de
desarrollo en periodo de punta, cubre exactamente el costo de
capital mas el costo operacional de los generadores
21
Esquema de precios
 3 precios en el mercado de generación:
 Precio spot
• Estos precios son utilizados en el mercado spot. Los generadores
pueden comprar o vender energía a otros generadores para cumplir
con sus obligaciones (contratos).
 Precio de Nudo
• Precio utilizado para transar energía y potencia entre generadores y
distribuidores. Reciente introducción de precio de licitaciones.
 Precio no regulado
• Contratos bilaterales entre generadores y grandes consumidores
22
Esquema de precios
 Precio spot
3,500
160
140
2,500
120
2,000
100
1,500
80
60
1,000
Spot Price (US$/MWh)
Monthly Generation (GWh)
3,000
180
Thermal
Hydro
Spot Price
40
500
20
0
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
23
Esquema de precios
 Precio spot
 1997 y 1999 precios spot altos
• Gran volumen de generación térmica
 2005 altos precios spot
• Restricciones de gas natural (El máximo fue en Abril 2005, 4,5 Mm3,
70% de restricción, costo marginal sobre 160 US$/MWh)
Energy Reserve of Reservoirs SIC
MMm3
6,000
SIC Natural Gas Restrictions
5
80%
4
70%
60%
4,000
3
50%
40%
3,000
2
30%
1
2,000
% of restriction
5,000
20%
10%
0
0%
05
-2
00
06 4
-2
00
07 4
-2
00
08 4
-2
00
09 4
-2
00
10 4
-2
00
11 4
-2
00
12 4
-2
00
01 4
-2
00
02 5
-2
00
03 5
-2
00
04 5
-2
00
05 5
-2
00
06 5
-2
00
07 5
-2
00
08 5
-2
00
09 5
-2
00
5
1,000
0
Jan-94
May-94
Sep-94
Jan-95
May-95
Sep-95
Jan-96
May-96
Sep-96
Jan-97
May-97
Sep-97
Jan-98
May-98
Sep-98
Jan-99
May-99
Sep-99
Jan-00
May-00
Sep-00
Jan-01
May-01
Sep-01
Jan-02
May-02
Sep-02
Jan-03
May-03
Sep-03
Jan-04
May-04
Sep-04
Jan-05
May-05
Sep-05
Energy (GWh)
90%
RAPEL
INVERNADA
COLBUN
CHAPO
RALCO
LAJA
24
Esquema de precios
 Precios de nudo
 Se fija cada semestre, en abril y Octubre, por la CNE
 El valor del precio de nudo corresponde al valor esperado del costo
marginal de los siguientes 48 meses en el caso del SIC
Energy Node Price vs Marginal Cost SIC
[US$/MWh]
180
160
140
120
100
80
60
Valor esperado
teórico
40
20
0
1995
1996
1997
1998
1999
Monthly MgC
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Energy Node Price
25
Contenido
 Cadena de abastecimiento
 Descripción general de los sistemas
interconectados
 Descripción particular del SIC
 Esquema de precios
 Evolución del mercado energético
 Análisis situación actual
26
Evolución del mercado energético
Fecha
Descripción
13 sep 1982
Ley General de Servicios Eléctricos o DFL Nº 1
12 feb 1990
Ley 18.922. Peajes básicos y adicionales.
10 sep 1998
Decreto Supremo Nº 327, “Reglamento de la Ley General de Servicios
Eléctricos”
8 jun 1999
Ley 19.613 Modifica el artículo 99 bis.
13 mar 2004
Ley 19.940, “Ley Corta I” Modifica el DFL Nº 1. Regula sistemas de
transporte de energía eléctrica, tarifas para sistemas eléctricos medianos,
crea Panel de Expertos, servicios complementarios.
19 sept 2005
Ley Nº 20,018, “Ley corta II”
Modifica el DFL Nº 1. Introduce el proceso de subasta, reducción temporal
de consumos, un representante de los consumidores libres en el CDEC y
clasifica las restricciones de gas natural como no fortuitas
27
Evolución del mercado energético
 Ley corta I
 Pagos al sistema de transmisión están asociados al uso de la red de
transmisión
 Compañías que participan en la transmisión en el sistema troncal
deben recolectar el valor anual de la transmisión por sectores.
• El valor anual incluye el costo de inversión, el costo anual de operación,
mantenimiento y administración.
28
Evolución del mercado energético
 Ley corta II
 Empresas distribuidoras deben realizar un proceso de licitaciones
para asegurar el suministro a los consumidores.
 Las empresas distribuidoras tienen la obligación de satisfacer el
total del consumo proyectado de sus clientes, al menos por 3 años.
 Las reglas de las licitaciones deben ser formuladas
individualmente o por grupos de distribuidoras y deben ser
aprobadas por la CNE.
 Los contratos no pueden durar más de 15 años.
29
Desarrollos en proceso
 Norma Técnica (publicada)
 Definición requerimientos, responsabilidades y derechos
 Inversión en seguridad y calidad de servicio
 Refuerzo de instalaciones de transmisión
 Estudio de Transmisión Troncal (en desarrollo)
 Valorización de instalaciones existentes
 Elaboración de planes de expansión
 Tarificación de Sistemas de Subtransmisión (en desarrollo)
 Nuevo método basado en el concepto de instalaciones
económicamente adaptadas a la demanda
30
Desarrollos en proceso
 Cálculo de Peajes de Transmisión
 Aplicación de nueva metodología contemplada en la Ley 19.940
 Introduce pago demanda 20% área influencia común del troncal
 Reglamento de Pequeñas Centrales (publicado)
 Norma la instalación de centrales menores de 9 MW
 Reglamento de Transferencia de Potencia
(publicada
propuesta
por la CNE)
 Introduce concepto de sequía de gas
 Otros reglamentos
31
Contenido
 Cadena de abastecimiento
 Descripción general de los sistemas
interconectados
 Descripción particular del SIC
 Esquema de precios
 Evolución del mercado energético
 Análisis situación actual
32
Análisis situación actual
Plan de obras Abril 2006
Plan de obras Octubre 2005
33
Análisis situación actual
Plan de obras Octubre 2005
34
Análisis situación actual
Plan de obras Abril 2006
35
Análisis situación actual
 Proyección de demanda agregada (CNE)
SIC Aggregated Demand Projection 2006 - 2016
90,000
9.0%
80,000
8.0%
70,000
7.0%
60,000
6.0%
50,000
5.0%
40,000
4.0%
30,000
3.0%
20,000
2.0%
10,000
1.0%
0
0.0%
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Aggregated Demand [GWh]
2013
2014
2015
2016
Growth
Crecimiento estable en los últimos 10 años, con 6.5% estimado para el
periodo 2010 - 2016
36
Precio del petróleo
PETRÓLEO CRUDO - PRECIO MEDIO ANUAL
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
1972
1982
1992
Nominal
Ingenieros Consultores
2002
US$ 2005
37
Precio del Gas Natural Licuado
38
Precio el carbón
Precio del Carbón en Ventanas (US$ oct05/ton)
120
100
US$ / ton
80
60
40
20
0
Abr-85
Abr-87
Abr-89
Abr-91
Abr-93
Real
Ingenieros Consultores
Abr-95
Abr-97
Abr-99
Abr-01
Abr-03
Abr-05
Nominal
39
Costos marginales de largo plazo
Escenarios
 Plan de expansión 01: precio GNL de 4 US$/MBtupcs y precio de carbón de 60 US$/Ton
 Plan de expansión 02: Precio de GNL de 6.0
US$/MBtu-pcs y precio de Carbón de 80 US$/Ton
 Plan de expansión 03: Precio de GNL de 8.0
US$/MBtu-pcs y precio de Carbón de 60 US$/Ton
 Plan de expansión 04:Precio de GNL de 6.0
US$/MBtu-pcs y precio de Carbón de 60 US$/Ton
40
Costos marginales de largo plazo
 Costos marginales de largo plazo, según los
planes de expansión
SIC´s Long-term Energy MgC for Adjusted Expansion Plans
70
Y ea r
60
[US$/MWh]
50
40
30
20
10
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
01 (NEC)
02
03
04
2014
2015
2016
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
M a rg in a l C o st b y E xp a n sio n P la n [U S $ /M W h ]
0 1 (N E C )
02
03
04
4 9 .3
5 4 .8
6 3 .5
5 4 .8
3 8 .5
3 8 .6
3 7 .5
3 7 .5
3 8 .2
3 7 .6
3 8 .0
5 0 .0
5 7 .4
6 6 .0
5 9 .5
5 0 .3
5 2 .2
5 0 .6
5 1 .8
5 1 .7
5 1 .7
5 1 .9
5 0 .5
5 6 .1
6 5 .2
6 5 .0
5 9 .9
6 2 .1
6 2 .1
6 1 .4
6 1 .0
6 2 .0
6 3 .0
5 0 .1
5 6 .7
6 5 .3
5 5 .1
3 6 .4
3 5 .0
3 4 .6
3 4 .7
3 3 .2
3 4 .1
3 4 .4
41
Desafíos futuros para el Mercado
 Proyecto Aysen (ENDESA)
 Licitación de suministro por parte de las
distribuidoras (Ley corta II)
 Licitación de terminal GNL a British Gas
 Construcción de centrales eléctricas a carbón
 Instalación de turbinas para abastecer la
demanda hasta el año 2010
42
SYSTEP Ingeniería y Diseños
www.systep.cl
[email protected]
Don Carlos 2939, of. 1007, Las Condes
Santiago, Chile
Tel: (562) 2320501 Fax: (562) 2322637
43
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