PROVISIÓN Y REGULACIÓN DE SERVICIOS DE INFRAESTRUCTURA

1. ILPES CEPAL QUINTO CURSO-SEMINARIO INTERNACIONAL PROVISIÓN Y REGULACIÓN DE SERVICIOS DE INFRAESTRUCTURA Seguridad de Abastecimiento: El caso de Chile Pedro Maldonado G. Programa de Estudios e Investigaciones en Energía Universidad de Chile Santiago de Chile, 1 al 12 de Septiembre de 2003

2. INDICE I. EL SECTOR DE ENERGÍA EN CHILE II. OBJETIVOS PRINCIPALES DE LA REFORMA III. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉS IV. LA CRISIS ELÉCTRICA 1998-99 V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS VI. RESPUESTA DE LA AUTORIDAD: LA LEY CORTA VII. INTERROGANTES

3. I. EL SECTOR ENERGÍA EN CHILE • Al comienzo de los 80’s Chile lideró el proceso de reforma del sector • Chile es un país altamente dependiente de las importaciones de energía • Los subsectores eléctrico y gasífero son básicamente privados, no así el subsector petróleo. Estado subsidiario? • Entre 1986 y el 2000 la demanda eléctrica aumentó a una tasa promedio anual de 8,2% y los derivados del petróleo en un 6%. En el mismo período el PIB creció en algo menos del 7%. • Los dos principales sistemas eléctricos son el SIC (Sistema Inteconectado Central) y el SING (Sistema Interconectado del Norte Grande)

4. I. EL SECTOR ENERGÍA EN CHILE CHILE: CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓNDICIEMBRE DE 2001 SING: 3.441 MW 34.1% Total País: 10.099 MW SIC: 6.573 MW 65.1% AYSEN: 21MW 0.2% MAGALLANES: 64 MW 0.6% Fuente: Vivanne Blanlot – CNE, Mayo 2003

5. II. OBJETIVOS PRINCIPALES DE LA REFORMA • Del “antiguo” modelo al “nuevo” modelo emergente: eficiencia, competencia y cobertura dominan el discurso reformista • Proceso de reforma • Comercialización: precios “reales” (1981) • Corporatización, desconcentración y desintegración • Privatización (1989) • Regulación y fiscalización independientes y adecuadas • Objetivos implícitos • Necesidad de caja • Integrar la reforma del sector con el proyecto político refundacional

6. III. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉS • El sistema ha operado razonablemente bien. • Los principales objetivos de la reforma no se obtuvieron: (Re) concentración, (Re) integración, competencia limitada e insuficientes ingresos de la privatización • La sustentabilidad del desarrollo: Un tema menor de la política energética • Empleo • Reducción del personal para reducir costos operacionales • Reducción de la capacidad local de ingeniería • Problemas de confiabilidad y calidad de servicio

7. III. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉS CONCENTRACIÓNDEL SECTOR ELÉCTRICO

8. III. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉS EVOLUCIÓN DEL ÍNDICE DE CONCENTRACIÓN DIE, Universidad de Chile

9. III. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉS LA SUSTENTABILIDAD DEL DESARROLLO: UN TEMA MENOR DE LA POLÍTICAENERGÉTICA • No existen vínculos entre la política ambiental y la energética • Estudios de impacto ambiental: un mecanismo limitado • Ley indígena versus ley eléctrica • Acceso universal a la electricidad no es tarea de las empresas • Plantas de CC a GN en zonas saturadas de O3 • Penetración crecientedel pet coke en las plantas a carbón • Precios de la energía no reflejan los costos reales para la sociedad

10. III. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉS EFICIENCIA, CONFIABILIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO • Sobreinversión eléctrica y en gasoductos en el SING • Subinversión en el SIC • “Black outs” y “brown out” en el SING • Racionamientos en los años 1999-2000 • Vulnerabilidad del sistema a partir del 2001 • Escalones de frecuencia como alternativa a los “black out” • Calidad de servicio reciente e insuficientemente regulada

11. IV. LA CRISIS ELÉCTRICA EN 1998-99 4.1 Estructural o coyuntural? 4.2 Elementos que desencadenan y agravan la crisis. 4.3 Efectos de la crisis y su solución.

12. IV. LA CRISIS ELÉCTRICA EN 1998-99 4.1ESTRUCTURAL O COYUNTURAL? • La crisis eléctrica no tuvo precedentes en los 40 años anteriores • La sequía fue la más grave de las últimas décadas • Debilidades del sistema • La puesta en marcha de las últimas centrales estuvo acompañada de fallas prolongadas • Perturbaciones graves en el SIC (1994, 1995, 1996 y 1998 • Limitaciones para ejercer el derecho de clientes libres • Clientes no compensados por las fallas

13. IV. LA CRISIS ELÉCTRICA EN 1998-99 4.2 ELEMENTOS QUE DESENCADENAN Y AGRAVAN LA CRISIS • Fallas en operación (San Isidro) y en puesta en marcha de centrales de CC (Nehuenco) • Disminución de las reservas del Lago Laja y otros • Demora excesiva en decretar racionamiento • Insuficiente inversión, precios a la baja • Valorización de los intercambios de energía y rechazo del decreto de racionamiento. Conflicto en el CDEC. • No se compensa a los usuarios finales

14. IV. LA CRISIS ELÉCTRICA EN 1998-99 4.3 EFECTOS DE LA CRISIS Y SU SOLUCIÓN • Reducción del PIB en por lo menos 1% • Efectos sociales • Efectos ambientales • Reticencia a invertir

15. V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS • 5.1 Vulnerabilidad del sistema • Falta de inversión • Reducida diversidad de las fuentes • 5.2 Problemas regulatorios • Problemas generales • Problemas generación • Problemas transmisión y distribución • 5.3 Freno a la entrada de nuevos actores

16. V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS 5.1 VULNERABILIDAD DEL SISTEMA

17. V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS 5.1 VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Que hubiese ocurrido si el 2002 hubiese sido un año seco?

18. V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS 5.1 VULNERABILIDAD DEL SISTEMA

19. V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS CHILE: MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIA AÑO 2001 285.312 Teracalorías PROYECCIÓN AL 2008 448.138 Teracalorías (estimado) Variaciones Más Significativas: - Aumento Gas Natural - Disminución Hidroelectricidad - Disminución Carbón Fuente: Vivanne Blanlot – CNE, Mayo 2003

20. V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS 5.2 PROBLEMAS REGULATORIOS • Problemas generales • Falta de flexibilidad en períodos de crisis. Funcionó bien para promover inversión, pero no en 1998-1999 • Indefiniciones regulatorias tienen como salida resoluciones judiciales • Definición clara de situación de racionamiento • Debilidad del regulador y fiscalizador • El eje del modelo está en la minimización de costos de producción con criterios de corto plazo.

21. V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS 5.2 PROBLEMAS REGULATORIOS • Problemas de generación • Fijación del precio de nudo contiene elementos discrecionales • Remuneración de la potencia (MRT) • Artículo 99 bis • Indefinición del monto de los peajes y distribución del pago • No consideración de servicios complementarios • Generadores o consumos en extremos de las LT están sujetos a variabilidad de los peajes, lo que puede afectar la viabilidad del negocio (no ocurre con las empresas grandes que diversifican su localización)

22. V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS 5.2 PROBLEMAS REGULATORIOS • Problemas en transmisión y distribución • Indefinición acerca de la remuneración del servicio • Congestión en las líneas (Quillota-La Serena; Charrúa- Temuco) • Quien paga el peaje y transición de contratos • Peajes se pagan en función de contratos bilaterales, si no hay contratos hay segmentos impagos • Peajes de distribución indefinidos (no existe a nivel de 23 kV), bloquean desarrollo de los clientes libres • Controversias en torno al VNR, solución discutible

23. V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS 5.3 FRENO A LA ENTRADA DE NUEVOS ACTORES • Nuevos actores e incertidumbres respecto de: • La potencia firme o vendible de su central, por ende el pago que recibe por potencia. Si se reconoce más potencia firme a las hidráulicas, se reduce la potencia firme reconocida al nuevo actor • Cuándo se reconoce racionamiento y se debe cancelar el costo de falla. Corte o racionamiento (autoracionamiento) • Impactos de una eventual Bolsa de Energía, la que no ha sido descartada pero tampoco establecida.

24. V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS 5.3 FRENO A LA ENTRADA DE NUEVOS ACTORES • Nuevos actores e incertidumbres respecto de: • A qué precio debe comprar la energía cuando su central está en mantenimiento • No conoce el valor del peaje a pagar mientras no se apruebe la denominada “ley corta”. • No conoce el gasto por compensación al cliente por falla de abastecimiento.

25. VI. RESPUESTA DE LA AUTORIDAD: LA LEY CORTA • Principales elementos de la ley en discusión: • Rediseño de la Regulación de los Sistemas de Transmisión. • Regulación de Servicios Complementarios • Reducción de la banda de precios para fijación de precios de nudo (de 10% a 5%) • Fijación de procedimiento básico para cálculo de peajes de distribución (en función del VAD, para permitir competencia por parte de generadores) • Interconexión SIC-SING y con Argentina

26. VI. RESPUESTA DE LA AUTORIDAD: LA LEY CORTA REDISEÑO DE LA REGULACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN. • Separación del Sistema Troncal de los sistemas de subtransmisión con obligación de servicio para el sistema troncal • Sistemas troncales se revisa su expansión cada 4 años • Coordinación del estudio de ampliación CNE • Area influencia común, Quillota-Charrúa; 80% generadores y 20% consumidores. El resto dependerá de los flujos de energía

27. VI. RESPUESTA DE LA AUTORIDAD: LA LEY CORTA REGULACIÓN DE SERVICIOS COMPLEMENTARIOS • Operación segura del sistema mediante la creación de un mercado que incluya los siguientes servicios: • Reserva en giro • Reserva rápida • Desprendimiento de carga • Energía reactiva • Regulación de tensión y frecuencia

28. VII. INTERROGANTES • Cuánto tiene tomará la aprobación de la ley corta en el Parlamento? • La ley corta, una vez aprobada, incentivará la inversión en generación y transmisión? • La demanda eléctrica crecerá a un ritmo moderado o al ritmo histórico? • La meteorología contribuirá favorablemente durante los próximos años o seguiremos en manos de San Isidro? • No serán demasiadas condiciones simultáneas?