PROVISIÓN Y REGULACIÓN DE SERVICIOS DE INFRAESTRUCTURA

PROVISIÓN Y REGULACIÓN DE SERVICIOS DE PROVISIÓN Y REGULACIÓN DE SERVICIOS DE INFRAESTRUCTURAINFRAESTRUCTURA

QUINTO CURSO-SEMINARIO INTERNACIONALQUINTO CURSO-SEMINARIO INTERNACIONAL

Pedro Maldonado G.Pedro Maldonado G.

Programa de Estudios e Investigaciones en EnergíaPrograma de Estudios e Investigaciones en Energía

Universidad de ChileUniversidad de Chile

Santiago de Chile, 1 al 12 de Septiembre de 2003

ILPES CEPAL

Seguridad de Abastecimiento: El caso de Chile

INDICEINDICE

I. EL SECTOR DE ENERGÍA EN CHILE. EL SECTOR DE ENERGÍA EN CHILE

II. OBJETIVOS PRINCIPALES DE LA REFORMAII. OBJETIVOS PRINCIPALES DE LA REFORMA

III. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉSIII. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉS

IV. LA CRISIS ELÉCTRICA 1998-99IV. LA CRISIS ELÉCTRICA 1998-99

V. V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOSVULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS

VI. VI. RESPUESTA DE LA AUTORIDAD: LA LEY CORTARESPUESTA DE LA AUTORIDAD: LA LEY CORTA

VII. INTERROGANTESVII. INTERROGANTES

I. EL SECTOR ENERGÍA EN CHILEI. 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)

CHILE: CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓNCHILE: CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓNDICIEMBRE DE 2001DICIEMBRE DE 2001

MAGALLANES: 64 MW 0.6%

MAGALLANES: 64 MW 0.6%

AYSEN: 21MW 0.2%AYSEN: 21MW 0.2%

SIC: 6.573 MW 65.1%

SIC: 6.573 MW 65.1%

SING: 3.441 MW 34.1%

SING: 3.441 MW 34.1%

Total País:

10.099 MW

Fuente: Vivanne Blanlot – CNE, Mayo 2003

I. EL SECTOR ENERGÍA EN CHILEI. EL SECTOR ENERGÍA EN CHILE

II. OBJETIVOS PRINCIPALES DE LA REFORMAII. 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


• 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

ENDESA-España SIC (56%)-SING (32%)GENERADORES AES SIC (21%)-SING (26%)

TRACTEBEL SIC (16%)-SING (24%)MIRANT SING (17%)

TRANSMISORES HIDROQUEBEC SIC

ENDESA-España SIC (41%)DISTRIBUIDORES PSEG SIC (24%) Aysen

CGE SIC (25%) MagallanesPPL SIC ( 7%)-SING (100%)

CONCENTRACIÓNCONCENTRACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICODEL SECTOR ELÉCTRICO


EVOLUCIÓN DEL ÍNDICE DE CONCENTRACIÓNEVOLUCIÓN DEL ÍNDICE DE CONCENTRACIÓNEvolución del Índice HHI para diferentes criterios

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Capacidad InstaldaPotencia Firme

Producción actual

AÑO

HHI

DIE, Universidad de Chile


LA SUSTENTABILIDAD DEL DESARROLLO: UN LA SUSTENTABILIDAD DEL DESARROLLO: UN TEMA MENOR DE LA POLÍTICATEMA MENOR DE LA POLÍTICA ENERGÉTICAENERGÉTICA

• 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 creciente del pet coke en las plantas a

carbón

• Precios de la energía no reflejan los costos reales para la sociedad


EFICIENCIA, CONFIABILIDAD Y CALIDAD DE EFICIENCIA, CONFIABILIDAD Y CALIDAD DE SERVICIOSERVICIO

• 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


IV. LA CRISIS ELÉCTRICA EN 1998-99IV. 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.

4.14.1 ESTRUCTURAL O COYUNTURAL?ESTRUCTURAL 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


4.2 ELEMENTOS QUE DESENCADENAN Y 4.2 ELEMENTOS QUE DESENCADENAN Y AGRAVAN LA CRISISAGRAVAN 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


4.3 EFECTOS DE LA CRISIS Y SU SOLUCIÓN4.3 EFECTOS DE LA CRISIS Y SU SOLUCIÓN

• Reducción del PIB en por lo menos 1%

• Efectos sociales

• Efectos ambientales

• Reticencia a invertir


V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOSPROBLEMAS 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

5.1 VULNERABILIDAD DEL SISTEMA5.1 VULNERABILIDAD DEL SISTEMA

V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOSV. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS

Evolución de oferta y demanda en Chile

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Año

MW

Potencia Instalada (MW) Potencia Firme (MW) Demanda Máxima (MW)

H 47,6% H 62,6% H 68,4% H 70,5%

T 52,4% T 37,4% T 31,6% T 29,5% Generación

CRISIS

1999 2000 2001 2002


Generación Total [GWh] 31.971,3 100%

Pérdidas y consumos propios [GWh] 1.640,9 5%

Ventas SIC [GWh] 30.330,4 95%

Hidraúlica [GWh] 22.539,8 71%

Térmica [GWh] 9.431,5 29%




Hidraúlica [GWh] 12.802,5 48%

Térmica [GWh] 14.117,8 52%

GENERACIÓN AÑO 2002

GENERACIÓN AÑO 1999Que hubiese ocurrido si el 2002 hubiese sido un año seco?



Tecnología P [MW] E [GWh]

Ciclos Combinados 1.126,0 7.891,0

Otras tecnologías 1.563,1 9.584,9

TOTAL 2.689,1 17.475,9




Hidraúlica [GWh] (1999) 12.802,5 40%

Térmica [GWh] 17.475,9 55%

DÉFICIT [GWh] 1.692,9 5%

PARQUE TÉRMICO ACTUAL

GENERACIÓN AÑO 2002 - ESCENARIO SECO


Leña y Otros10%

Hidroelec.14% Carbón

4%

Gas Natural

33%

Petróleo Crudo39%

CHILE: MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIACHILE: MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIA

AÑO 2001 AÑO 2001

285.312 Teracalorías285.312 Teracalorías

PROYECCIÓN AL 2008 PROYECCIÓN AL 2008

448.138 Teracalorías 448.138 Teracalorías (estimado)(estimado)

Variaciones Más Significativas:Variaciones Más Significativas:

- Aumento Gas Natural- Aumento Gas Natural

- Disminución Hidroelectricidad- Disminución Hidroelectricidad- Disminución Carbón- Disminución Carbón

Petróleo Crudo38%

Leña y Otros15%

Gas Natural

19%

Carbón9%

Hidroelec.19%

Fuente: Vivanne Blanlot – CNE, Mayo 2003


5.2 PROBLEMAS REGULATORIOS5.2 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.


•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)



•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



5.3 FRENO A LA ENTRADA DE NUEVOS 5.3 FRENO A LA ENTRADA DE NUEVOS ACTORES 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.


5.3 FRENO A LA ENTRADA DE NUEVOS 5.3 FRENO A LA ENTRADA DE NUEVOS ACTORES 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.


VI. RESPUESTA DE LA AUTORIDAD: LA LEY VI. RESPUESTA DE LA AUTORIDAD: LA LEY CORTACORTA

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

REDISEÑO DE LA REGULACIÓN DE LOS REDISEÑO DE LA REGULACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN.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

VI. RESPUESTA DE LA AUTORIDAD: LA LEY CORTAVI. RESPUESTA DE LA AUTORIDAD: LA LEY CORTA

REGULACIÓN DE SERVICIOS REGULACIÓN DE SERVICIOS COMPLEMENTARIOSCOMPLEMENTARIOS

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

VI. RESPUESTA DE LA AUTORIDAD: LA LEY CORTAVI. RESPUESTA DE LA AUTORIDAD: LA LEY CORTA

VII. INTERROGANTESVII. 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?

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