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
III. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉSIII. 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
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
III. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉSIII. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉS
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
III. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉSIII. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉS
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
III. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉSIII. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉS
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
III. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉSIII. RESULTADOS 20 AÑOS DESPUÉS
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
IV. LA CRISIS ELÉCTRICA EN 1998-99IV. LA CRISIS ELÉCTRICA EN 1998-99
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
IV. LA CRISIS ELÉCTRICA EN 1998-99IV. LA CRISIS ELÉCTRICA EN 1998-99
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
IV. LA CRISIS ELÉCTRICA EN 1998-99IV. LA CRISIS ELÉCTRICA EN 1998-99
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
5.1 VULNERABILIDAD DEL SISTEMA5.1 VULNERABILIDAD DEL SISTEMA
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%
Generación Total [GWh] 26.920,3 100%
Pérdidas y consumos propios [GWh] 1.390,0 5%
Ventas SIC [GWh] 25.530,3 95%
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?
V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOSV. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS
5.1 VULNERABILIDAD DEL SISTEMA5.1 VULNERABILIDAD DEL SISTEMA
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
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] (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
V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOSV. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS
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
V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOSV. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS
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.
V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOSV. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y 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)
V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOSV. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS
5.2 PROBLEMAS REGULATORIOS5.2 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
V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOSV. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS
5.2 PROBLEMAS REGULATORIOS5.2 PROBLEMAS REGULATORIOS
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.
V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOSV. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS
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.
V. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOSV. VULNERABILIDAD DEL SISTEMA Y PROBLEMAS REGULATORIOS
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?