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Comisión Nacional de Energía. PERSPECTIVAS DEL SECTOR ELÉCTRICO A CORTO Y MEDIANO PLAZO SOFOFA, JUNIO DE 2001. Diagnóstico Sector Eléctrico. 1982 - 1997. Reforma en los 80’ genera dinamismo en el desarrollo de la infraestructura por parte del sector privado (Modelo es copiado en otros países) - PowerPoint PPT Presentation
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Comisión Nacional de Energía
PERSPECTIVAS DEL SECTOR PERSPECTIVAS DEL SECTOR ELÉCTRICO A CORTO Y ELÉCTRICO A CORTO Y
MEDIANO PLAZOMEDIANO PLAZO
SOFOFA, JUNIO DE 2001SOFOFA, JUNIO DE 2001
• Reforma en los 80’ genera dinamismo en el desarrollo de la infraestructura por parte del sector privado (Modelo es copiado en otros países)
• Robustez en el desarrollo de know-how, modelos de gestión y liderazgo
• Adaptación de la matriz energética primaria (gas natural)
• Complementación regulatoria (DS Nº327)
• Ambiente adverso a perfeccionamientos legales
Diagnóstico Sector EléctricoDiagnóstico Sector Eléctrico1982 - 19971982 - 1997
• Racionamiento Eléctrico en 1998-1999 en el SIC
• Deterioro en calidad de servicio en el SING
• Estancamiento en decisiones de inversión en generación
• Desinterés de generadores por suscribir nuevos contratos
• Cambios sustantivos en estructura de propiedad, nuevas expectativas
• Crítica a decisiones regulatorias
• Ambiente proclive a reformas legales
• Incertidumbre
Diagnóstico Sector EléctricoDiagnóstico Sector Eléctrico1998 - 20001998 - 2000
Precio de Nudo Medio ($ Oct. 2000)Precio de Nudo Medio ($ Oct. 2000)Evolución Precios ElectricidadEvolución Precios Electricidad
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5
10
15
20
25
30
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45
$/K
Wh
P.Azucar A.Jahuel Rancagua Concepción Temuco P.Montt
Precio Medio en Centro de Carga ($ Oct. 2000)Precio Medio en Centro de Carga ($ Oct. 2000)Precio Medio ($/kWh) VAR %
Fijación Centro de Carga (Santiago)ABRIL 1990 33.60 -OCTUBRE 1990 28.41 -15.5%ABRIL 1991 29.27 3.0%OCTUBRE 1991 25.17 -14.0%ABRIL 1992 23.77 -5.6%OCTUBRE 1992 23.53 -1.0%ABRIL 1993 25.90 10.1%OCTUBRE 1993 26.09 0.7%ABRIL 1994 26.11 0.1%OCTUBRE 1994 26.28 0.6%ABRIL 1995 25.88 -1.5%OCTUBRE 1995 23.25 -10.2%ABRIL 1996 23.23 -0.1%OCTUBRE 1996 20.58 -11.4%ABRIL 1997 20.70 0.6%OCTUBRE 1997 18.01 -13.0%ABRIL 1998 16.98 -5.7%OCTUBRE 1998 15.62 -8.0%ABRIL 1999 15.22 -2.6%OCTUBRE 1999 15.32 0.7%ABRIL 2000 15.80 3.1%INDEX. A OCTUBRE 16.93 7.1%OCTUBRE 2000 18.57 9.7%
Precio ElectricidadPrecio Electricidad
Cronograma de ConstrucciónCronograma de ConstrucciónProyectos Década 1990Proyectos Década 1990
Central MW 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Aconcagua 72,9
Arauco 101,3
Celco 20
San Ignacio 37
Rucúe 170
Nehuenco 370
Laja 8,7
Constitución 8,7
Capullo 10,7
Canutillar 145
Los Robles 78 OPERACIÓN TRANSITORIA (SEQUÍA)
Cabrero 260 OPERACIÓN TRANSITORIA (SEQUÍA)
Antilhue 100 OPERACIÓN TRANSITORIA (SEQUÍA)
Taltal 240
Ralco 570
El Indio TG 18,8
Alfalfal 160
Guacolda 304
Peuchén 79
Mampil 52
Pangue 467
Pehuenche 500
Curillinque 85
Loma Alta 38
Petropower 48,6
Nueva Renca 379
San Isidro 370
Año GWH VAR %1997 22434.91998 24245.5 8.1%1999 25524.3 5.3%2000 27903.7 9.3%2001 30024.4 7.6%2002 32306.2 7.6%2003 34987.7 8.3%
Evolución Ventas en el SICEvolución Ventas en el SIC
Evolución Ventas en el SINGEvolución Ventas en el SING
Año GWH VAR%1997 5748.9 -1998 6616.4 15.1%1999 8119.6 22.7%2000 8485.0 4.5%2001 9078.9 7.0%2002 9714.5 7.0%
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Oferta Disponible Demanda
Abastecimiento SICAbastecimiento SIC2001 y 2002: Hidrología Media 2001 y 2002: Hidrología Media
(GW
h)(G
Wh)
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Excedentes de Oferta (%)
Abastecimiento SIC Abastecimiento SIC 2001 y 2002: Hidrología Media 2001 y 2002: Hidrología Media
EXCEDENTES
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1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
Oferta Disponible Demanda
Abastecimiento SICAbastecimiento SIC2001 y 2002: Hidrología Seca2001 y 2002: Hidrología Seca
(GW
h)(G
Wh)
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Excedentes de Oferta (%)
2001 y 2002: Hidrología Seca2001 y 2002: Hidrología Seca
EXCEDENTES
Abastecimiento SICAbastecimiento SIC
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2.500
3.000
3.500
Oferta Disponible Demanda
2001: Hidrología Media - 2002: Hidrología Seca2001: Hidrología Media - 2002: Hidrología Seca(G
Wh)
(GW
h)Abastecimiento SICAbastecimiento SIC
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0%
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50%
ab
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Excedentes de Oferta (%)
2001: Hidrología Media - 2002: Hidrología Seca2001: Hidrología Media - 2002: Hidrología Seca
EXCEDENTES
Abastecimiento SICAbastecimiento SIC
Energía Total SIC por EmbalseEnergía Total SIC por Embalse
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500
1,000
1,500
2,000
2,500
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5,000
5,500
6,000
6,500
Laja Colbún Chapo Lag. Invernada Rapel
Mayo 2001Mayo 2001
Mes Año Obras SIC PotenciaEnero 2003 Central a Gas Natural TalTal Ciclo Combinado 360 MWJulio 2003 Central Ralco 570 MW
Enero 2004 Línea de Interconexión SIC-SING 250 MWAbril 2004 Central a gas ciclo combinado 1 372,6 MWAbril 2005 Central a gas ciclo combinado 2 372,6 MWAbril 2006 Central a gas ciclo combinado 3 372,6 MW
Enero 2007 Línea de Interconexión Argentina 400 MWAbril 2007 Central a gas ciclo combinado 4 372,6 MW
Enero 2008 Central Hidroeléctrica Neltume 400 MWAbril 2008 Central a gas ciclo combinado 5 372,6 MW
Enero 2009 Central a gas ciclo combinado 6 372,6 MWAbril 2009 Central a gas ciclo combinado 7 372,6 MWAbril 2010 Central a gas ciclo combinado 8 372,6 MW
Mes Año Obra SING PotenciaAbril 2001 Central Atacama (Módulo 4) 185
Plan de Obras SIC y SINGPlan de Obras SIC y SINGAbril 2001Abril 2001
Nivel de Precios Tasa Rentabilidad1998 12.6%1999 6.4%2000 7.1%2001 12.0%
•Central Ciclo Combinado 370 MW•100% de ventas a Cliente Regulado•Ubicación zona Quillota•Costo Marginal Spot de Energía : 17.5 US$/kWh•Precios de Nudo Promedio para cada año
•Central Ciclo Combinado 370 MW•100% de ventas a Cliente Regulado•Ubicación zona Quillota•Costo Marginal Spot de Energía : 17.5 US$/kWh•Precios de Nudo Promedio para cada año
Nivel de Precios Tasa 10% Tasa 14%1998 3.55 -2.01999 -4.52 -10.12000 -3.78 -9.42001 2.73 -2.8
Ingresos - (AVNR+CO&M) (MMUS$)
Rentabilidad Ciclo CombinadoRentabilidad Ciclo Combinado
•Central Ciclo Combinado 370 MW•100% de ventas a Cliente Regulado•Ubicación zona Concepción•Costo Marginal Spot de Energía : 17.5 US$/kWh•Precios de Nudo Promedio para cada año
•Central Ciclo Combinado 370 MW•100% de ventas a Cliente Regulado•Ubicación zona Concepción•Costo Marginal Spot de Energía : 17.5 US$/kWh•Precios de Nudo Promedio para cada año
Nivel de Precios Tasa Rentabilidad1998 11.4%1999 5.0%2000 5.6%2001 10.8%
Nivel de Precios Tasa 10% Tasa 14%1998 1.87 -3.71999 -6.22 -11.82000 -5.49 -11.12001 1.02 -4.6
Ingresos - (AVNR+CO&M) (MMUS$)
Rentabilidad Ciclo CombinadoRentabilidad Ciclo Combinado
•Central Ciclo Combinado 370 MW•100% de ventas a Cliente Regulado•Ubicación zona Temuco•Costo Marginal Spot de Energía : 17.5 US$/kWh•Precios de Nudo Promedio para cada año
•Central Ciclo Combinado 370 MW•100% de ventas a Cliente Regulado•Ubicación zona Temuco•Costo Marginal Spot de Energía : 17.5 US$/kWh•Precios de Nudo Promedio para cada año
Nivel de Precios Tasa Rentabilidad1998 9.5%1999 3.0%2000 3.9%2001 9.3%
Nivel de Precios Tasa 10% Tasa 14%1998 -0.73 -6.31999 -8.41 -14.02000 -7.42 -13.02001 -0.88 -6.5
Ingresos - (AVNR+CO&M) (MMUS$)
Rentabilidad Ciclo CombinadoRentabilidad Ciclo Combinado
• Riesgo de desabastecimiento en el SIC en el corto plazo (dependencia de lluvias)
• Distribuidoras operando sin contrato (SAESA)
• Ausencia de proyectos de desarrollo a mediano plazo
Problemas HoyProblemas Hoy
• Asegurar suministro eficiente y de calidad
• Recuperar la solidez de la industria
• Robustecer mercado eléctrico en cuanto a tal
• Mejorar oportunidades de competencia
• Modernizar Marco Legal e Institucionalidad
Objetivos del GobiernoObjetivos del Gobierno
• Sincerar sistema de precios donde existan oportunidades para hacerlo (perfeccionamientos metodológicos)
• Aplicar modificaciones reglamentarias tendientes a otorgar mayor estabilidad y claridad de las normas
Acciones de Corto PlazoAcciones de Corto Plazo
• Motivar cambios legales para eliminar barreras a la interconexión de sistemas eléctricos (SIC-SING)
• Motivar cambios legales para incentivar entrada de turbinas de emergencia en el SIC
• Desarrollar reglamento para la interconexión eléctrica internacional (Interconexión con Argentina)
Acciones de Mediano Plazo (rápidas)Acciones de Mediano Plazo (rápidas)
2001, 2002, 2003: Hidrología Media2001, 2002, 2003: Hidrología MediaAbastecimiento SICAbastecimiento SIC
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500
1,000
1,500
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2,500
3,000
3,500
4,000
Oferta Disponible Demanda
Nehuenco en enero 2002Nehuenco en enero 2002Renca Diciembre 2002Renca Diciembre 2002Ralco julio 2003Ralco julio 2003=> 300 MW T.Emerg. 2003=> 300 MW T.Emerg. 2003
2001, 2002, 2003: Hidrología Media2001, 2002, 2003: Hidrología MediaAbastecimiento SICAbastecimiento SIC
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
Excedentes de Oferta (%)
EXCEDENTES
• Ratificar estabilidad de las políticas sectoriales (precios, ley, reglamentos)
• Aplicar reforma a la legislación eléctrica
• Desarrollar propuesta de institucionalidad sectorial
Acciones de Largo PlazoAcciones de Largo Plazo
