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Seminario “Visión Regional” Sr. René Muga E. Gerente General

Seminario “Visión Regional” Sr. René Muga E. Gerente General Asociación Gremial de Generadoras de Chile Copiapó Junio - 2012. Contexto País. Contexto País. Se conforma un nuevo escenario

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  1. Seminario “Visión Regional” Sr. René Muga E. Gerente General Asociación Gremial de Generadoras de Chile Copiapó Junio - 2012

  2. Contexto País

  3. Contexto País Se conforma un nuevo escenario Movimientos ciudadanos demandantes, con énfasis en la defensa del medio ambiente (de manera transversal) y la protección de espacios propios (de manera individual). Aumenta influencia de redes sociales y de mensajes simples-cortos-efectistas. Empoderamiento social. La Energía en el centro del debate La energía está en el debate en todo ámbito. Distintas opiniones se contraponen respecto de cómo debe desarrollarse esta industria. A nivel de opinión pública, la energía es vista como un costo y no un beneficio, sin reconocer que la modernidad, el desarrollo económico y la mejora en la calidad de vida implican un mayor uso de energía eléctrica

  4. Contexto País • Chile principal productor de Cu en el mundo: Potencial de desarrollo e inversiones futuras bordean los US$ 100 mil millones en los próximos 10 años: Industria del cobre consume 1/3 del total de generación eléctrica del país. • Economía en crecimiento: PIB per cápita ≈ USD 15.000. Chile Ingresa a OCDE. Industria, comercio, servicios, hogares, elevan su consumo eléctrico. • Chile ratifica su compromiso ambiental ante la comunidad internacional: “Segunda Comunicación Nacional de Chile ante la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático” • Dependencia hidrológica (SIC) y de combustibles fósiles. Aprendizaje por crisis del gas argentino

  5. Información y percepciones: alto grado de desinformación pública Fuente de generación más cara y más contaminante Fuente de generación que más garantiza el suministro Fuente de generación que aumenta el calentamiento global Fuente de generación que requiere torres de transmisión Fuente:

  6. MISION: Promover el desarrollo de la generación de energía en el país, basado en los principios de SUSTENTABILIDAD, CONFIABILIDADy COMPETITIVIDAD Asociación Gremial de Generadoras de Chile OBJETIVO: Contribuir a la discusión informada sobre la producción de energía eléctrica, a través de un diálogo objetivo y aportando al diseño de políticas sectoriales sustentables y adecuadas que permitan alcanzar el desarrollo del país. Discusión informada: debate objetivo

  7. Lo que conduce, en términos de energía eléctrica, a… Suficiente y oportuna • Una matriz diversificada que: • de sustento eficiente al crecimiento de la demanda • procure mayor independencia de comb. fósiles importados • permita reducir emisiones de GEI y conflictos con la comunidad • Cuyos atributos sean  Segura Eficiente y competitiva Sustentable ambientalmente Aceptada por la sociedad

  8. Pues no existe la “bala de plata” Nivel Alto Medio Bajo

  9. Pues no existe la “bala de plata” Nivel Alto Medio Bajo

  10. Pues no existe la “bala de plata” Nivel Alto Medio Bajo

  11. Pues no existe la “bala de plata” Nivel Alto Medio Bajo

  12. Pues no existe la “bala de plata” Nivel Alto Medio Bajo

  13. Pues no existe la “bala de plata” Nivel Alto Medio Bajo

  14. Pues no existe la “bala de plata” Nivel Alto Medio Bajo

  15. En resumen: un mix de tecnologías que permita equilibrar los 3 principios de un mercado competitivo moderno • Energía Suficiente, Oportuna y Segura • Gestionable • Suficiencia • Suministro de combustible • Factores climáticos • Fuerza mayor Mix de Generación CONFIABILIDAD • Aceptabilidad social y con menor impacto posible • Comunidad • Impactos ambientales • GEI • Costos COMPETITIVIDAD SUSTENTABILIDAD • Energía a costo competitivo • Insumo básico • Calidad de vida • Precio de combustibles • Factores climáticos (sequía, vientos, etc.) • Localización La Generación eficiente en un mercado competitivo debe considerar factores de riesgo

  16. Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo Crecimiento entre 5%-7% interanual Reducir desfase entre Oferta y Demanda Una mayor celeridad en autorizaciones Soluciones basadas en Sostenibilidad Mayores certezas y menor judicialización Voluntad política para resolver las dificultades

  17. Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo Crecimiento entre 5%-7% interanual Reducir desfase entre Oferta y Demanda Una mayor celeridad en autorizaciones Soluciones basadas en Sostenibilidad Mayores certezas y menor judicialización Voluntad política para resolver las dificultades

  18. Características del crecimiento anual de consumo eléctrico Tasa de Crecimiento Anual Razón de Crecimiento c/10 años 2006 1996 1987 Fuente: Ministerio de Energía Fuente: CNE, Banco Central de Chile El nivel de desarrollo de Chile lo caracteriza aún con un consumo de electricidad creciendo a una tasa cercana al producto (elasticidad PIB ≈ 1) El consumo de energíaelectrica se ha duplicadocada 10 años

  19. Lo que se proyecta Consumo Anual Per Cápita - kWh Proyección de Ventas de EnergíaEléctrica - GWh 2030: 2,8 veces consumo de 2011 2023: 2 veces consumo de 2011 Fuente: worldbank.org Fuente: CNE, ITP SING y SIC Abril 2012 (2022 en adelante estimación propia según tasas crecimiento largo plazo CNE: 4,9% SIC; 5,0% SING) Nivel de desarrollohaceprevertodavía un comportamientoacoplado al crecimiento del productopara los próximosaños CapacidadInstalada 2011≈ 17.000 MW Al 2023 se necesitaráduplicar la capacidadinstalada de generación actual, y al 2030 casitriplicarla

  20. El desarrollo y el mejoramiento en la calidad de vida implican un mayor consumo de electricidad Relación PIB per cápita y consumo de electricidad per cápita -2008 US$ per cápita kWh/año per cápita Fuente: Informe CADE, pag. 47

  21. En minería se estima inversión de US$ 91.5 billones Distribución geográfica de la inversión en minería En el año 2020 el cobre demandará adicionalmente 14.000 GWh (+80%) de energía (mínimo estimado en 2.500 MW adicionales). Al 2020: Cobre: 8.200 Mill TMF(+51% desde 2010); Oro: 136 Ton (+244%); Molibdeno: 60.000 Ton (+61%); Hierro: 15,3 Mill Ton (+177%) Portfolio de proyectos en la minería del cobre Abastecido desde el SING Abastecido desde el SIC Fuente: Comisión Chilena del Cobre / Febrero 2012

  22. Lo que se traduce en un importante consumo de energía eléctrica: la minería consume 1/3 de la energía eléctrica de Chile 80% de aumento Al año 2020 el cobre demandará más de 34 millones de MWhde energía, un 80% más que el año 2010 (se estiman 2.500 MW de potencia adicionales). Fuente: Cochilco ,“Estudio prospectivo al año 2020 de consumo de energía eléctrica en la minería del Cobre”, dic.2011

  23. Estimación de Consumo de Energía Eléctrica - GWh Ventas Totales SIC Ventas Totales SING Ventas Clientes Libres SIC SIC Norte: 27% Clientes Libres: 88-90% SIC Norte: 19% Fuente: CNE, ITP SING y SIC Abril 2012

  24. Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo Crecimiento entre 5%-7% interanual Reducir desfase entre Oferta y Demanda Una mayor celeridad en autorizaciones Soluciones basadas en Sostenibilidad Mayores certezas y menor judicialización Voluntad política para resolver las dificultades

  25. (1) Participan Generadores, Distribuidores y Clientes Libres (2) Participan sólo Generadores

  26. En ambos mercados (contratos y spot) hay claramente diferentes “precios” de transferencias US$/MWh Mercado spot Precio Medio Clientes en el SIC • Es muy difícil mantener un precio de mercado eficiente en el futuro si no existen nuevos proyectos que equilibren el mercado en costos de generación de base.

  27. La operación de SING últimos 12 meses Costos Marginales y Precios Regulados Crucero 220 kV US$/MWh histórica Fuente: CNE, CDEC-SING Fuente: www.centralenergia.cl

  28. La operación de SIC 2005 Costos Marginales y Precios Regulados Alto Jahuel 220 kV US$/MWh Incluye resultado de las licitaciones 2011 Fuente: CNE, CDEC-SIC

  29. Es indiscutible que debemos avanzar en proyectos de generación para cubrir las necesidades de energía eléctrica de mediano y largo plazo Plan de Obras SING - MW Plan de ObrasSIC- MW En construcción En construcción Fuente: CNE-ITP SING Abr 2012 Fuente: CNE-ITP SIC Abr 2012 Durante el 2012 se incorporan 22 MW de capacidad instalada. Para los próximos años (hasta el 2022), el Plan de Obras de la CNE recomienda la instalación de 2.290 MW adicionales. Durante el 2012-2014 se incorporan 1.490 MW de capacidad instalada. Para los siguientes años (hasta el 2022), el Plan de Obras de la CNE recomienda la instalación de 4.656 MW adicionales.

  30. Índice de Precios (base: enero 2005 = 100) Disponibilidad de Terminales GNL Escasez creciente de Gas Natural Sequía (SIC) Terremoto Carbón “estable” Sequía mayor (SIC) Alza combustibles Sequía mayor (SIC) Fuente: Estadísticas CNE

  31. Un ejercicio para observar el abastecimiento en el SICelaborado sobre la base de los datos reales de la segunda semana Mayo/2012 • Hidrología real 2012 esta en el rango 10% mas seco • Si la hidrología se “normaliza” habría unos 1000 MW adicionales • Para llevar los costos del mercado spot a valores mas bajos en el año 2012: • Se necesitarían entre 1000 y 2000 MW adicionales en centrales de base. • Cada año se necesitarán unos 400 MW adicionales • En el año 2012 aun no se inicia la construcción de un nuevo proyecto relevante en el SIC • La última central que entrará en servicio y que está en construcción lo hará en el año 2013. Oferta y Demanda de electricidad 3.600 MW US$/MWh 2.000 MW Diesel 2012 2013 2014 2015 Gas 2016 Consumo Medio en un día de trabajo en Mayo Crecimiento 6% anual Carbón Hidráulica MW

  32. Aumentar la capacidad de generación • Somos un país en desarrollo con escasos recursos de combustibles fósiles y debemos buscar una diversificación de nuestras fuentes de energía primaria. Sin embargo, la generación termoeléctrica seguirá siendo fundamental. • Por otro lado, poseemos un potencial considerable de recursos hídricos que requieren ser explotados para que la brecha de crecimiento sea impulsada con recursos eficientes y competitivos. También así lo reconoce la Estrategia Nacional de Energía. • Es decir, para abastecer el incremento en la demanda que seguirá creciendo, la generación eléctrica deberá fortalecer y ampliar su base hidro-térmica. • Mayor penetración de ERNC debe basarse en condiciones competitivas y no afectar la eficiencia, seguridad de suministro ni costos de generación. Ley 20.257 está cumpliendo objetivos.

  33. Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo Crecimiento entre 5%-7% interanual Reducir desfase entre Oferta y Demanda Una mayor celeridad en autorizaciones Soluciones basadas en Sostenibilidad Mayores certezas y menor judicialización Voluntad política para resolver las dificultades

  34. Se ha constituido una matriz de generación con fuerte componente renovable Generación por tipo de combustible SIC + SING 2011 Generación de electricidad por tipo de combustible Chile Efecto sequía 50% GWh Fuente: CDEC-SING, CDEC-SIC Otras economías (% renovables) Alemania: 16% U.S.A.: 11% Japón: 11% España: 20% Fuente: www.iea.org Fuente: AIE 2010 (datos 2008)

  35. Las energías tradicionales seguirán teniendo la mayor participación en el período 2011-2035 Generación de Electricidad por tipo de combustible 2/3 de la generación mundial es térmica (gas/carbón/petróleo) Key WorldEnergyStatistics 2011, Agencia Internacional de Energía

  36. Chile representa del orden del 0,2% de las emisiones de GEI a nivel mundial. • Se ha comprometido voluntariamente una reducción del 20% al 2020 de GEI respecto del BAU sobre base 2007. • País en desarrollo. Esfuerzos deben ser coherentes con esa realidad y compromisos de otros países. • Responsabilidades comunes pero diferenciadas.

  37. Capacidad Instalada (SIC+SING) 2005/2012 Casi un 40% del total instalado en Chile En 2011 entra en vigor la Norma de Emisiones de Termoeléctricas Generadores en AGG Resto de Generadores • Incluye proyectos en construcción: • Hidro> 40 MW: 106 MW • Carbón: 957 MW 2005/2010: 4770 MW 2011/2012: 1472 MW Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING y AGG

  38. La Ley N° 20.257 (Ley ERNC) es un paso importante • Promulgada en marzo de 2008con el objetivo de diversificar la matriz de generación • Establece, con gradualidad, que el 10% de los retiros de energía anuales que efectúan los generadores para dar suministro a clientes regulados o libres sean respaldados mediante energía proveniente de ERNC efectivamente inyectada al sistema. Esquema de Aplicación Ley ERNC Gradualidad en Aplicación Ley ERNC Convencional Inyecciones 〜 Sistema de Transmisión Pérdidas Retiros 〜 Inyección ERNC = 10% Retiros ERNC 10% • La Obligación se calcula sobre los Retiros a clientes de acuerdo a contratos firmados, renegociados o extendidos a partir del 31 de agosto de 2007. • La Obligación podrá ser cumplida con Inyecciones ERNC en el SING o en el SIC, independiente de donde se realizan los Retiros.

  39. Resultado Balance ERNC Las señales del mercado y la competitividad creciente de las nuevas tecnologías de generación debieran ser suficientes para impulsar el cumplimiento de la Ley ERNC vigente. La evaluación del cumplimiento es positiva. (*) cifra provisoria

  40. Elevar la cuota de ERNC más allá de la ley puede ser muy costoso para el país. • Características estructurales de las ERNC (intermitencia, baja predictibilidad, recurso no siempre disponible en horas de punta, en general alejada de los centros de consumo, etc.) hacen necesario regular eficientemente su penetración a los sistemas eléctricos asegurando criterios de competitividad y seguridad • Regulaciones basadas en imposición de cuotas que vayan por encima de crecimiento natural significan sobrecostos en la operación de los sistemas eléctricos. Más si se establecen cuotas por tecnologías • El proyecto 20/20 obligaría la instalación adicional de más de 3.500 MW de ERNC al 2020, con un sobrecosto que fluctúa entre 440 y 940 millones de dólares anuales* (otros estudios indican costos en torno al 0,25% del PIB anual con importantes efectos distributivos**) • Desde el punto de vista ambiental, el proyecto 20/20 no resulta eficaz: El costo de la mitigación resultaría entre 67 a 105 US$/Ton* • Se incurre en un error al considerar sólo el efecto que tienen las ERNC en el despacho del parque generador y consiguientemente en los costos marginales: La evaluación debe incorporar los costos de inversión, de respaldo y de transmisión adicional. (*) C. Muñoz, AES Gener (**) A. Galetovic y otros

  41. Hay algunas ERNC que tiene características particulares que las hacen poco competitivas Desde la perspectiva económica, las distintas tecnologías muestran distinto desempeño y con una variabilidad destacable Rango de Costo Medio Total de Desarrollo 2009 US$/MWh Costo de Inversión US$/kW Factor de Planta Fuente: EIA, AnnualEnergy Outlook 2011, December 2010, DOE/EIA-0383(2010) Fuente: Informe CADE

  42. El desafío en materia de renovables • Promover desarrollo de toda fuente de energía renovable económicamente eficiente evitando distorsiones. • Evaluar los costos de manera completa (intermitencia, transmisión, respaldos, etc.). • Debatir informadamentesobre todas las tecnologías de generación eléctrica, aprender de la experiencia internacional y realizar estimaciones técnico-económicas sobre potencialidad (Recursos vs. Reservas). • Procurar un desarrollo competitivo entre las distintas tecnologías asegurando la minimización de costos y la confiabilidad del sistema. • Elevar actual tope de atributo ERNC para generación hidráulica (20MW) e incluir estímulos al uso de biocombustibles. • Penetración de ERNC en base a “Requerimientos de la Demanda”.

  43. Considerando que en la industria de generación, para su desarrollo con calidad y seguridad de suministro: • Todas las tecnologías pueden competir. • Los titulares de los proyectos eligen las más apropiadas buscando el equilibrio que permita desarrollar una matriz de generación económica, segura y sustentable, de acuerdo a las exigencias normativas y a la competitividad de sus ofertas, dónde resuelve finalmente la demanda (licitaciones). • La competencia se desarrolla dentro de una normativa que se va adaptando: • Ley ERNC (10% al 2024) que entró en vigencia el 2010 • Norma de emisiones de centrales termoeléctricas (2011)

  44. Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo Crecimiento entre 5%-7% interanual Reducir desfase entre Oferta y Demanda Una mayor celeridad en autorizaciones Soluciones basadas en Sostenibilidad Mayores certezas y menor judicialización Voluntad política para resolver las dificultades

  45. El diagnóstico lo constata • Proyectos energéticos requieren 21 permisos ambientales y 35 sectoriales • Proyectos tardan mucho en materializarse • SEIA toma en promedio 333 días para aprobación • Las concesiones marítimas toman en promedio más de 900 días (alguna esperan desde 2007) • Tramitaciones ante Ministerio de BBNN para centrales térmicas e hidroeléctricas tardan en promedio más de 800 días • Concesión definitiva de proyectos de generación hidroeléctricos tarda en promedio 138 días • Concesión definitiva de transmisión tarda en promedio 290 días • Otorgamiento de derechos de agua en promedio tardan 590 días • No se lleva registro de tiempos que demora modificaciones de punto de captación o restitución • Hay solicitudes de autorizaciones de obras hidráulicas esperando desde 2007 • Y además, JUDICIALIZACIÓN CRECIENTE

  46. ¿Cuáles son las causas y consecuencias? • El caso de la transmisión troncal • Concesiones y servidumbres • Plazos de tramitación de concesiones eléctricas exceden los 120 días señalados en la Ley (Real: 2 a 3 años) • Exigencias de identificación de predios, sus propietarios y deslindes no compatibles con los sistemas de registro • Toma de posesión material de terrenos se gestionan en Tribunales, sometiendo al proyecto a plazos judiciales • Larga tramitación de proyectos genera especulación de intermediarios en la negociación de servidumbres • EIA • Exigencias de información de terreno requiere acceso a predios. Ciertos permisos ambientales se gestionan con la concesión otorgada, alargando los plazos • Pertenencias Mineras • Detención de obras por acciones amparadas en concesiones mineras, la mayoría con fines especulativos • Riesgos en obras nuevas troncales: • No cumplimiento del plazo de puesta en servicio implica ejecución de la boleta de garantía, multas por día de atraso y costos de congestión • Sobrecostos de inversión por cuenta del adjudicatario

  47. Vemos con preocupación que las soluciones no llegan oportunamente Caso SIC: Sistema actual con importantes limitaciones.  Encarece el abastecimiento y disminuye seguridad de suministro. 500 kV 1700 MVA 2x500 kV 1700 MVA El último estudio de transmisión troncal ha determinado un nuevo S.T. en 500 kV Cardones - Charrúa. Sin embargo, el proceso de licitación que contemplaba plazos de ejecución de estas ampliaciones hasta mediados del 2017 ha sido Declarado Desierto (24-05-2012) y se ha iniciado uno nuevo proceso de licitación.

  48. Vemos con preocupación que las soluciones no llegan oportunamente Carta Gantt de nuevas obras • El Rodeo Chena • Concesión: ingresó en mayo de 2006 y se obtuvo el decreto 34 meses más tarde (febrero de 2009) • Proceso de toma de posesión del terreno: tomó 2 meses y se necesitó de auxilio de la fuerza pública para hacer ingreso a 2 predios • Nogales Polpaico • Concesión: ingresó en abril de 2009 obteniendo el decreto 15 meses más tarde (julio de 2010) • Proceso de toma de posesión del terreno: tomó 8 meses en total (hasta entrar al último predio más conflictivo) y se necesitó de auxilio de la fuerza pública para hacer ingreso a ese predio • Se presentaron demandas por pertenencias mineras paralizando las obras Todas las líneas nuevas se han atrasado

  49. La experiencia también nos muestra la verdadera velocidad del desarrollo de los proyectos de generación Caso proyectos en construcción promedio actual Años de acuerdo a la estimación de la CNE Fuente: www.centralenergia. Cl, marzo 2012 en base a SEIA; fechas de entrada en operación según CNE, ITP SIC Abril 2012

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