presenta rudnick

1

Situación Energética de ChilePresente y Futuro

6 Abril 2006

SYSTEP Ingeniería y Diseños

2

Alternativa TRAZA 1

Pisco – Antofagasta

1700 km

PERÚ

ARGENTINA

CHILE

Pisco

LimaBOLIVIA

TGN -NOR

BRASIL

Santiago URUGUAY

PARAGUAY

Montevideo

Porto Alegre

Uruguayana

Colón - Paysandú

Santa Cruz de la Sierra

San Pablo

TGN -CO

Norandino

Atacama

Gasandes

Gas Pacífico

TGP

Asunción

Reservas de gas

Gasoductos regionales

3

Año 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09Demanda MW 498 611 747 812 1021 1094 1153 1221 1360 1416 1567 1600 1735 1830 1955 2088Necesidad Respaldo Diesel MW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 130 163 298 393 518 651

Evolución de matriz energética

Riesgos del sistema norte

Respaldo Diesel necesario para 100% restricción

0

1.000

2.000

3.000

4.000

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Potencia (MW)

Ciclo Combinado

Ciclo Combinado c/r Diesel

Resto

Carbón

D max

4

Contenido

Cadena de abastecimientoDescripción general de los sistemas

interconectadosDescripción particular del SICEsquema de preciosEvolución del mercado energéticoAnálisis situación actual

5

70’s a principios 80’s Reforma 80’sVerticalmente integrado Propiedad privada

Cadena de abastecimiento

Clientes

Producción Transporte Consumo

6

Hoy el Estado participa en el sector energético sólo como ente regulador.

La generación es un mercado competitivoEl 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


7

Generación:Etapa de abastecimiento del mercado Mercado competitivoTecnología

• Térmica• Hidráulica


Combustibles fósiles:

Carbón

Petróleo

Gas Natural

Otros

Hidráulica 2 tipos:

De pasada

De embalse

8


Transmisión:Líneas, subestaciones y

equipos para transportar la energía desde los generadores a los distribuidores ( > 23 kV)

Monopolio naturalLa transmisión está dividida

en 3 partes:• Troncal• Subtransmisión• Adicionales

Servicio públicoAcceso abierto para

generadores

San Fernando 154

P. Montt 220

P. Cortes 154

D. Almagro 220C. Pinto 220

Cardones 220Maitencillo 220

P. de Azucar 220

Los Vilos 220

Quillota 220Polpaico 220

C° Navia 220

Chena 220A. Jahuel 220

A. Jahuel 154

Rancagua 154

Ancoa 500

Itahue 154Charrúa 220

Temuco 220

Valdivia 220

B. Blanco 220

A. Jahuel 500

Charrúa 500

Subtransmission

Additional

San Fernando 154

P. Montt 220

P. Cortes 154

D. Almagro 220C. Pinto 220

Cardones 220Maitencillo 220

P. de Azucar 220

Los Vilos 220

Quillota 220Polpaico 220

C° Navia 220

Chena 220A. Jahuel 220

A. Jahuel 154

Rancagua 154

Ancoa 500

Itahue 154Charrúa 220

Temuco 220

Valdivia 220

B. Blanco 220

A. Jahuel 500

Charrúa 500

Subtransmission

Additional

Main system

9


Distribución:Líneas, subestaciones y

equipos para transportar energía hasta los consumidores finales

(≤23 kV)Monopolio naturalServicio públicoObligación de servicio

en área de concesión

Transformadores de

distribución

12 kV distribución

Usuarios industriales

Usuarios residenciales

220 V

10

Cadena de abastecimiento Consumidores finales

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

– Es opcional para potencia de conexión entre 500 kW y 2 MW

Transformadores de

distribución

12 kV distribución

Usuarios industriales

Usuarios residenciales

220 V

11



Contenido

12

En Chile hay 4 sistemas interconectados 2 sistemas grandes

• Sistema Interconectado Central (SIC)• Sistema Interconectado del Norte Grande

(SING)

Energy Sales 2004

SING11.240 GWh

SIC34.603 GWh

MAGALLANES180 GWh

AYSÉN 82 GWh

Population 2004

SING902.423 P

SIC14.790.632 P

AYSÉN 100.370 P

MAGALLANES162.206 P

Descripción general de los sistemas interconectados

SING800 km

SIC 2200 km

Aysén

Magallanes

13


Capacidad instaladaSIC: 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

30%

69%

1%

SING

SIC

Magallanes and Aysén

Installed Capacity (MW)

28%

11%

33%

18%

10%

Dam

Run-of-the-River

Natural Gas

Coil

Others

14


Características de la demandaGran tasa de

crecimiento• Entre 5% y 10%

desde 1998

SING

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

GWh

0%

5%

10%

15%

20%

25%

Demand Growth Rate

SIC

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

GWh

0%

2%

4%

6%

8%

10%

Demand Growth Rate

Aysén

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

GWh

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

Demand Growth Rate

Magallanes

020406080

100120140160180200

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

GWh

0%

2%

4%

6%

8%

Demand Growth Rate

15


Características de la demandaDiferente

composición de la demanda

• SING: mayor consumo son empresa mineras

• SIC: mayor consumo son clientes regulados

SING

5% 3%

79%

0%

5% 8%

Residential Commercial Minning

Agricultural Industrial Others

SIC

20%

13%

19%2%

38%

8%



Aysén

24%

8%

33%0%

32%

3%



Magallanes

24%

13%

0%

0%

60%

3%



16



Contenido

17

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

Installed Generation Capacity SIC

16%

42%11%

21%

10%

Run-of-the-River Dam Coal Natural Gas Others

Generation Capacity Owners SIC

51%

22%

19%

8%

Endesa Colbún Gener Others

18

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

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

MW

Others

Natural Gas

Coil

Dam

Run-of-the-River

19

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

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014

[GW

h]

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

7.0%

8.0%

9.0%

10.0%

11.0%

Seasonality Behavior of Demand

2,300

2,400

2,500

2,600

2,700

2,800

2,900

3,000

3,100

3,200

3,300

Jan

-01

Ma

r-0

1

Ma

y-0

1

Jul-

01

Se

p-0

1

No

v-0

1

Jan

-02

Ma

r-0

2

Ma

y-0

2

Jul-

02

Se

p-0

2

No

v-0

2

Jan

-03

Ma

r-0

3

Ma

y-0

3

Jul-

03

Se

p-0

3

No

v-0

3

Jan

-04

Ma

r-0

4

Ma

y-0

4

Jul-

04

Se

p-0

4

No

v-0

4

GW

h

20



Contenido

21

Esquema de preciosEsquema 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

22

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

23

Esquema de precios

Precio spot

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Mo

nth

ly G

en

era

tio

n (

GW

h)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Sp

ot

Pri

ce

(U

S$

/MW

h)

ThermalHydroSpot Price

24

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

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

Jan-

94M

ay-

94

Sep

-94

Jan-

95M

ay-

95

Sep

-95

Jan-

96M

ay-

96

Sep

-96

Jan-

97M

ay-

97

Sep

-97

Jan-

98M

ay-

98S

ep-9

8Ja

n-99

Ma

y-99

Sep

-99

Jan-

00M

ay-

00

Sep

-00

Jan-

01M

ay-

01

Sep

-01

Jan-

02M

ay-

02

Sep

-02

Jan-

03M

ay-

03

Sep

-03

Jan-

04M

ay-

04

Sep

-04

Jan-

05M

ay-

05

Sep

-05

En

erg

y(G

Wh

)

RAPEL INVERNADA COLBUN CHAPO RALCO LAJA

Energy Reserve of Reservoirs SIC

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

Jan-

94M

ay-

94

Sep

-94

Jan-

95M

ay-

95

Sep

-95

Jan-

96M

ay-

96

Sep

-96

Jan-

97M

ay-

97

Sep

-97

Jan-

98M

ay-

98S

ep-9

8Ja

n-99

Ma

y-99

Sep

-99

Jan-

00M

ay-

00

Sep

-00

Jan-

01M

ay-

01

Sep

-01

Jan-

02M

ay-

02

Sep

-02

Jan-

03M

ay-

03

Sep

-03

Jan-

04M

ay-

04

Sep

-04

Jan-

05M

ay-

05

Sep

-05

En

erg

y(G

Wh

)

RAPEL INVERNADA COLBUN CHAPO RALCO LAJA

SIC Natural Gas Restrictions

0

1

2

3

4

5

05-2

004

06-2

004

07-2

004

08-2

004

09-2

004

10-2

004

11-2

004

12-2

004

01-2

005

02-2

005

03-2

005

04-2

005

05-2

005

06-2

005

07-2

005

08-2

005

09-2

005

MMm3

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

% o

fre

stri

cti

on


0

1

2

3

4

5

05-2

004

06-2

004

07-2

004

08-2

004

09-2

004

10-2

004

11-2

004


0

1

2

3

4

5

05-2

004

06-2

004

07-2

004

08-2

004

09-2

004

10-2

004

11-2

004

12-2

004

01-2

005

02-2

005

03-2

005

04-2

005

05-2

005

06-2

005

07-2

005

08-2

005

09-2

005

MMm3

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

% o

fre

stri

cti

on

25

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

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

[US$/MWh]

Monthly MgC Energy Node Price

Valor esperado teórico

26



Contenido

27

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

28


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.

29


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.

30

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

31

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

Desarrollos en proceso

32



Contenido

33

Análisis situación actual

Plan de obras Octubre 2005

Plan de obras Abril 2006

34


Plan de obras Octubre 2005

35


Plan de obras Abril 2006

36

Proyección de demanda agregada (CNE)


SIC Aggregated Demand Projection 2006 - 2016

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

7.0%

8.0%

9.0%

Aggregated Demand [GWh] Growth

Crecimiento estable en los últimos 10 años, con 6.5% estimado para el periodo 2010 - 2016

37

Precio del petróleo

Ingenieros Consultores

PETRÓLEO CRUDO - PRECIO MEDIO ANUAL

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1972 1982 1992 2002

Nominal US$ 2005

38

Precio del Gas Natural Licuado

39

Precio el carbón

Ingenieros Consultores

Precio del Carbón en Ventanas (US$ oct05/ton)

0

20

40

60

80

100

120

Abr-85 Abr-87 Abr-89 Abr-91 Abr-93 Abr-95 Abr-97 Abr-99 Abr-01 Abr-03 Abr-05

US

$ / t

on

Real Nominal

40

Escenarios Plan de expansión 01: precio GNL de 4

US$/MBtu-pcs y precio de carbón de 60 US$/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

Costos marginales de largo plazo

41

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

0

10

20

30

40

50

60

70

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

[US

$/M

Wh

]

01 (NEC) 02 03 04

01 (NEC) 02 03 042006 49.3 50.0 50.5 50.12007 54.8 57.4 56.1 56.72008 63.5 66.0 65.2 65.32009 54.8 59.5 65.0 55.12010 38.5 50.3 59.9 36.42011 38.6 52.2 62.1 35.02012 37.5 50.6 62.1 34.62013 37.5 51.8 61.4 34.72014 38.2 51.7 61.0 33.22015 37.6 51.7 62.0 34.12016 38.0 51.9 63.0 34.4

Marginal Cost by Expansion Plan [US$/MWh]Year

42

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 GasConstrucción de centrales eléctricas a

carbón Instalación de turbinas para abastecer la

demanda hasta el año 2010

43

SYSTEP Ingeniería y Diseños

[email protected]

Don Carlos 2939, of. 1007, Las CondesSantiago, Chile

Tel: (562) 2320501 Fax: (562) 2322637

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