Desafíos para el desarrollo del mercado eléctrico chileno Sr. René Muga E. Gerente General Asociación Gremial de Generadoras de Chile 12 - Junio - 2012

Empoderamiento social y relevancia de las redes Contexto País Se conformó un nuevo escenario Movimientos ciudadanos demandantes, con énfasis en la defensa del medio ambiente (de manera transversal) y la protección de espacios propios (de manera local). Mayor conciencia de sus derechos. Aumenta influencia de redes sociales y de mensajes simples-cortos-efectistas (twitter de 140 caracteres). Empoderamiento social y relevancia de las redes La Energía en el centro del debate La energía es parte del debate en todos los ámbito. No es un fenómeno sólo chileno. Se explicitan distintas visiones de cómo debe desarrollarse esta industria. La energía es vista cada vez más como un costo y no un beneficio. Se diluyen conceptos (técnicos) relevantes y aparecen con más fuerza posiciones más emocionales. El desarrollo económico y el avance en la calidad de vida implican un mayor uso de energía eléctrica

Hechos El consumo de electricidad de duplicará de aquí a 12-15 años y la demanda seguirá creciendo por sobre el PIB. En minería, si se llevan adelante las inversiones proyectadas la demanda crecerá un 80% en la próxima década. Al igual que en la generación, el desarrollo de la transmisión eléctrica requerirá responder oportunamente al mayor consumo estimado. Nuevos proyectos de generación (y transmisión) se demoran cada vez más tiempo en su desarrollo y enfrentan un clima de creciente incertidumbre lo que reduce la velocidad con la que crece la oferta. La base del crecimiento de la oferta deben ser la entrada de nuevos proyectos eficientes que garanticen la seguridad del suministro, dentro de un mercado competitivo y abierto.

Lo que se traduce en términos de energía eléctrica en… Generación creciente y más diversificada que: de sustento eficiente al crecimiento de la demanda procure la mayor independencia posible de comb. fósiles importados garantice seguridad de suministro permita reducir emisiones de GEI y se puedan establecer relaciones constructivas con la comunidad Cuyos atributos sean  Suficiente y oportuna Segura Eficiente y competitiva Sustentable ambientalmente Aceptada por la sociedad

Pues no existe la “bala de plata” Nivel Alto Medio Bajo

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En resumen: un mix de tecnologías que permita equilibrar los 3 principios de un mercado competitivo moderno Energía Suficiente, Oportuna y Segura Gestionable Suficiencia Suministro de combustible Factores climáticos Fuerza mayor Mix de Generación CONFIABILIDAD Aceptabilidad social y con menor impacto posible Comunidad Impactos ambientales GEI Costos SUSTENTABILIDAD COMPETITIVIDAD Energía a costo competitivo Insumo básico Calidad de vida Precio de combustibles Factores climáticos (sequía, vientos, etc.) Localización La Generación eficiente en un mercado competitivo debe considerar factores de riesgo que es distinto a incertidumbre

Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chileno A corto, mediano y largo plazo Crecimiento entre 5%-7% interanual Reducir desfase entre Oferta y Demanda Soluciones basadas en Sostenibilidad Una mayor celeridad en autorizaciones Mayores certezas y menor judicialización Voluntad política para resolver dificultades

Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chileno A corto, mediano y largo plazo Reducir desfase entre Oferta y Demanda Crecimiento entre 5%-7% interanual Soluciones basadas en Sostenibilidad Una mayor celeridad en autorizaciones Mayores certezas y menor judicialización Voluntad política para resolver dificultades

Lo que se proyecta Consumo Anual Per Cápita - kWh Proyección de Ventas de Energía Eléctrica - GWh 2030: 2,8 veces consumo de 2011 2023: 2 veces consumo de 2011 Fuente: worldbank.org Fuente: CNE, ITP SING y SIC Abril 2012 (2022 en adelante estimación propia según tasas crecimiento largo plazo CNE: 4,9% SIC; 5,0% SING) Nivel de desarrollo hace prever todavía un comportamiento acoplado al crecimiento del producto para los próximos años Capacidad Instalada 2011≈ 17.000 MW Al 2023 se necesitará duplicar la capacidad instalada de generación actual, y al 2030 casi triplicarla

Al año 2020 el cobre demandará más de 34 millones de MWh de energía, La minería pretende inversiones del orden de los US$ 100 mil millones: la minería consume 1/3 de la energía eléctrica de Chile 80% de aumento Al año 2020 el cobre demandará más de 34 millones de MWh de energía, un 80% más que el año 2010 (se estiman 2.500 MW de potencia adicionales). Fuente: Cochilco ,“Estudio prospectivo al año 2020 de consumo de energía eléctrica en la minería del Cobre”, dic.2011

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Es indiscutible que debemos avanzar en proyectos de generación para cubrir las necesidades de energía eléctrica de mediano y largo plazo Plan de Obras SING - MW Plan de Obras SIC- MW En construcción En construcción Fuente: CNE-ITP SING Abr 2012 Fuente: CNE-ITP SIC Abr 2012 Durante el 2012 se incorporan 22 MW de capacidad instalada. Para los próximos años (hasta el 2022), el Plan de Obras de la CNE recomienda la instalación de 2.290 MW adicionales. Durante el 2012-2014 se incorporan 1.490 MW de capacidad instalada. Para los siguientes años (hasta el 2022), el Plan de Obras de la CNE recomienda la instalación de 4.656 MW adicionales.

Consumo Medio en un día de trabajo en Mayo Un ejercicio para observar el abastecimiento en el SIC elaborado sobre la base de los datos reales de la segunda semana Mayo/2012 Hidrología real 2012 esta en el rango 10% mas seco Si la hidrología se “normaliza” habría unos 1000 MW adicionales Para llevar los costos del mercado spot a valores mas bajos en el año 2012: Se necesitarían entre 1000 y 2000 MW adicionales en centrales de base. Cada año se necesitarán unos 400 MW adicionales En el año 2012 aun no se inicia la construcción de un nuevo proyecto relevante en el SIC La última central que entrará en servicio y que está en construcción lo hará en el año 2013. Oferta y Demanda de electricidad 3.600 MW US$/MWh 2.000 MW Diesel 2012 2013 2014 2015 Gas 2016 Consumo Medio en un día de trabajo en Mayo Crecimiento 6% anual Carbón Hidráulica MW

Aumentar la capacidad de generación Somos un país en desarrollo con escasos recursos de combustibles fósiles y debemos buscar una diversificación de nuestras fuentes de energía primaria. Sin embargo, la generación termoeléctrica seguirá siendo fundamental. Por otro lado, poseemos un potencial considerable de recursos hídricos que requieren ser explotados para que la brecha de crecimiento sea impulsada con recursos eficientes y competitivos. También así lo reconoce la Estrategia Nacional de Energía. Es decir, para abastecer el incremento en la demanda que seguirá creciendo, la generación eléctrica deberá fortalecer y ampliar su base hidro-térmica. Mayor penetración de ERNC debe basarse en condiciones competitivas y no afectar la eficiencia, seguridad de suministro ni costos de generación. Ley 20.257 está cumpliendo objetivos.

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Se ha constituido una matriz de generación con fuerte componente renovable Generación por tipo de combustible SIC + SING 2011 Generación de electricidad por tipo de combustible Chile Efecto sequía 50% GWh Fuente: CDEC-SING, CDEC-SIC Otras economías (% renovables) Alemania: 16% U.S.A.: 11% Japón: 11% España: 20% Fuente: www.iea.org Fuente: AIE 2010 (datos 2008)

Las energías tradicionales seguirán teniendo la mayor participación en el período 2011-2035 Generación de Electricidad por tipo de combustible 2/3 de la generación mundial es térmica (gas/carbón/petróleo) Key World Energy Statistics 2011, Agencia Internacional de Energía

Chile representa del orden del 0,2% de las emisiones de GEI a nivel mundial. Se ha comprometido voluntariamente una reducción del 20% al 2020 de GEI respecto del BAU sobre base 2007. País en desarrollo. Esfuerzos deben ser coherentes con esa realidad y compromisos de otros países. Responsabilidades comunes pero diferenciadas.

Aplicación de la Ley 20.257 Ley 20.257 (10% de ERNC al año 2024) está cumpliendo los objetivos para los que fue planteada (incorporación de ERNC y diversificación). Las señales de mercado y la competitividad creciente de las nuevas tecnologías de generación debieran ser suficientes para impulsar el cumplimiento pleno de la Ley ERNC vigente. Balance ERNC: SIC + SING 2010 2011 MWh Retiros Afectos a la Obligación (SIC+SING) 12,948,344 23,979,392 Obligación según Ley ERNC (5%) 647,417 1,198,970 Inyecciones efectivas ERNC 2010 (SIC+SING) 1,031,836 1,309,932 % Inyecciones Efectivas/Retiros Afectos 7.97% 5,46% Retiros Totales 2010 (SIC+SING) 54,853,900 57,705,640 (*) % Inyecciones Efectivas/Retiros Totales 1.88% 2,27% (*) provisoria

Costo de operación de las ERNC 2010 ERNC de bajo costo variable de operación  prioridad de despacho  desplazar en algunas horas centrales de mayor costo variable  menores costos de operación. Desplazan despacho de centrales más caras en las horas que ellas generan NO EN TODAS LAS HORAS . En el SIC este efecto se atenúa con mejores condiciones hídricas que las del 2010 y 2011, y con una parque generador mejor adaptado a la demanda: ACORDÉMONOS DE HACER ESTE CALCULO EN LOS AÑOS SIGUIENTES. Para la correcta toma de decisiones, es necesario incorporar los costos totales que significa la inversión de ERNC: NO SOLO LOS BENEFICIOS El sistema técnicamente se puede adaptar a mayores penetraciones de ERNC en teoría, pero lo correcto es comparar con ALTERNATIVAS DE MENOR COSTO QUE LOGRE LOS MISMOS OBJETIVOS (si existen).

Elevar la cuota de ERNC más allá de la ley puede ser muy costoso para el país. Características estructurales de las ERNC (intermitencia, baja predictibilidad, recurso no siempre disponible en horas de punta, en general alejada de los centros de consumo, etc.) hacen necesario regular eficientemente su penetración a los sistemas eléctricos asegurando criterios de competitividad y seguridad Regulaciones basadas en imposición de cuotas que vayan por encima de crecimiento natural significan sobrecostos en la operación de los sistemas eléctricos. Más si se establecen cuotas por tecnologías El proyecto 20/20 obligaría la instalación adicional de más de 3.500 MW de ERNC al 2020, con un sobrecosto que fluctúa entre 440 y 940 millones de dólares anuales* (otros estudios indican costos en torno al 0,25% del PIB anual con importantes efectos distributivos**) Desde el punto de vista ambiental, el proyecto 20/20 no resulta eficaz: El costo de la mitigación resultaría entre 67 a 105 US$/Ton* Se incurre en un error al considerar sólo el efecto que tienen las ERNC en el despacho del parque generador y consiguientemente en los costos marginales: La evaluación debe incorporar los costos de inversión, de respaldo y de transmisión adicional. (*) C. Muñoz, AES Gener (**) A. Galetovic y otros

El desafío en materia de renovables Enfrentar el mismo escenario complejo de tramitación y desarrollo de proyectos que afecta a todo tipo de generación. Contar con una adecuada conexión con los ST y mantener estabilidad y respaldos. Procurar un desarrollo competitivo entre las distintas tecnologías asegurando la minimización de costos y la confiabilidad del sistema. No generar distorsiones. Alinear políticas de promoción de ERNC con los desafíos de Chile frente al Cambio Climático y evaluar económicamente los costos. (Somos un país en desarrollo: responsabilidades comunes pero diferenciadas). Debatir informadamente sobre las tecnologías de generación eléctrica (costos y beneficios). Aprender de la experiencia internacional. Penetración de ERNC en base a “Requerimientos de la Demanda”.

Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chileno A corto, mediano y largo plazo Crecimiento entre 5%-7% interanual Reducir desfase entre Oferta y Demanda Soluciones basadas en Sostenibilidad Una mayor celeridad en autorizaciones Mayores certezas y menor judicialización Voluntad política para resolver dificultades

El diagnóstico lo constata Proyectos energéticos requieren 21 permisos ambientales y 35 sectoriales Proyectos tardan mucho en materializarse SEIA toma en promedio 333 días para aprobación Las concesiones marítimas toman en promedio más de 900 días (alguna esperan desde 2007) Tramitaciones ante Ministerio de BBNN para centrales térmicas e hidroeléctricas tardan en promedio más de 800 días Concesión definitiva de proyectos de generación hidroeléctricos tarda en promedio 138 días Concesión definitiva de transmisión tarda en promedio 290 días Otorgamiento de derechos de agua en promedio tardan 590 días No se lleva registro de tiempos que demora modificaciones de punto de captación o restitución Hay solicitudes de autorizaciones de obras hidráulicas esperando desde 2007

También hay atrasos en transmisión Concesiones y servidumbres Plazos de tramitación de concesiones eléctricas exceden los 120 días señalados en la Ley (Real: 2 a 3 años) Exigencias de identificación de predios, sus propietarios y deslindes no compatibles con los sistemas de registro Toma de posesión material de terrenos se gestionan en Tribunales, sometiendo al proyecto a plazos judiciales Larga tramitación de proyectos genera especulación de intermediarios en la negociación de servidumbres EIA Exigencias de información de terreno requiere acceso a predios. Ciertos permisos ambientales se gestionan con la concesión otorgada, alargando los plazos Pertenencias Mineras Detención de obras por acciones amparadas en concesiones mineras, la mayoría con fines especulativos Riesgos en obras nuevas troncales: No cumplimiento del plazo de puesta en servicio implica ejecución de la boleta de garantía, multas por día de atraso y costos de congestión Sobrecostos de inversión por cuenta del adjudicatario

Vemos con preocupación que las soluciones no lleguen a tiempo Caso SIC: Sistema actual con importantes limitaciones.  Encarece el abastecimiento y disminuye seguridad de suministro. 500 kV 1700 MVA 2x500 kV 1700 MVA El último estudio de transmisión troncal ha determinado un nuevo S.T. en 500 kV Cardones - Charrúa. Sin embargo, el proceso de licitación que contemplaba plazos de ejecución de estas ampliaciones hasta mediados del 2017 fue declarado Desierto (24-05-2012) y una nueva licitación está en curso.

Vemos con preocupación que las soluciones no lleguen a tiempo Carta Gantt de nuevas obras El Rodeo Chena Concesión: ingresó en mayo de 2006 y se obtuvo el decreto 34 meses más tarde (febrero de 2009) Proceso de toma de posesión del terreno: tomó 2 meses y se necesitó de auxilio de la fuerza pública para hacer ingreso a 2 predios Nogales Polpaico Concesión: ingresó en abril de 2009 obteniendo el decreto 15 meses más tarde (julio de 2010) Proceso de toma de posesión del terreno: tomó 8 meses en total (hasta entrar al último predio más conflictivo) y se necesitó de auxilio de la fuerza pública para hacer ingreso a ese predio Se presentaron demandas por pertenencias mineras paralizando las obras Todas las líneas nuevas se han atrasado

Proyectos de generación en construcción promedio actual Años de acuerdo a la estimación de la CNE Fuente: www.centralenergia. Cl, marzo 2012 en base a SEIA; fechas de entrada en operación según CNE, ITP SIC Abril 2012

Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chileno A corto, mediano y largo plazo Crecimiento entre 5%-7% interanual Reducir desfase entre Oferta y Demanda Soluciones basadas en Sostenibilidad Una mayor celeridad en autorizaciones Mayores certezas y menor judicialización Voluntad política para resolver dificultades

Judicialización Es un hecho reconocido: Fenómeno que afecta a todas las fuentes de generación por igual, desde centrales hidroeléctricas hasta eólicas (HidroAysén, Castilla, Parque Eólico de Chiloé). Con la judicialización se están resolviendo caso a caso problemas que se derivan de la aplicación de políticas públicas. Es un síntoma y no una causa del problema. Es un hecho reconocido: Informe CADE: En «la actualidad se observa una radicalización en la opinión pública, la que rechaza todo tipo de iniciativas en el sector eléctrico, sin ponderar debidamente los negativos efectos que podría producir la falta de energía, en el crecimiento económico, el empleo, la reducción de la pobreza y desarrollo social».

Judicialización (2/2) Con los recursos ante tribunales se están resolviendo caso a caso problemas que son de política pública Alto incentivo a litigar: costo de litigio ambiental es relativamente bajo. Alto incentivo a usar SEIA “para todo”. Es uno de los pocos mecanismos con participación ciudadana. Corte Suprema debe resolver: recurso a la justicia es un derecho constitucional. Ni la Corte Suprema ni SEIA están llamados a hacer políticas públicas CORTE SUPREMA Resuelve caso a caso (no “experto”). Actualmente, remite solución al SEIA (por ej.: Convenio 169) Si la ley fuera más clara, Corte probablemente sería más deferente en el fondo (aunque exigente en términos de normas procesales) SEIA Diseñado para resolver casos concretos y propone planes de mitigación ambientales que cada vez enfrentan más presión para traspasar ese límite. En los hechos elementos ajenos a lo “ambiental” son cada vez más frecuentes (Nuevo Reglamento).

Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chileno A corto, mediano y largo plazo Crecimiento entre 5%-7% interanual Reducir desfase entre Oferta y Demanda Soluciones basadas en Sostenibilidad Una mayor celeridad en autorizaciones Voluntad política para resolver dificultades Mayores certezas y menor judicialización

Mejorar el desafío competitivo Posibles perfeccio-namientos institucionales y reglamentarios Aplicación de las normas establecidas Mejorar la gestión del Estado Mejorar clima de inversiones Visión de LP Aceptación social Minimización de los costos totales de suministro (CTS) para horizonte de tiempo de largo plazo Matriz de Generación Eléctrica CONFIABILIDAD COMPETITIVIDAD SUSTENTABILIDAD

Si este proceso se entraba: La clave es permitir que la oferta se expanda oportunamente y de manera competitiva Si este proceso se entraba: Riesgos Mayores trabas Vulnerabilidad Tramitación e incertidumbre, judicialización, dependencia de precios de combustibles importados, cuellos de botella y congestión en transmisión, oposición creciente, inestabilidad regulatoria, caso Campanario, etc. Oportunidades Se deben reducir las incertidumbres !!

Mejorar el funcionamiento del mercado eléctrico PROBLEMA: Incertidumbre posterga decisión de inversión, afectando la oferta disponible en el sistema, elevando los costos de generación y arriesgando la seguridad del suministro requerido. SOLUCIÓN: mejorar clima de inversiones a través de políticas eficientes y eficaces que promuevan la competitividad, manteniendo altos estándares de calidad, seguridad y sustentabilidad. Posibles caminos para avanzar: Perfeccionar licitaciones (plazos, espacio para renovables, etc.). Reducir trabas y demoras en tramitación medioambiental y sectorial (gestión, criterios comunes, eliminar discrecionalidad, fortalecer criterios técnicos). Mejorar relaciones con las comunidades. Mayor claridad para definir localización. CDEC con recursos suficientes para asumir responsabilidades en forma eficiente y con mayor independencia. Eliminar cuellos de botella y flexibilizar la planificación de la Transmisión dotándola de una mirada de más largo plazo (Carretera Eléctrica e interconexión SIC-SING). La entrada de renovables (expansión natural, licitaciones competitivas).

Conclusión: desafíos energéticos para Chile Las demoras en la aprobación de proyectos de generación y transmisión y en su construcción tienen un alto costo para el país y pueden generar estrechez en la oferta de energía eléctrica en el mediano plazo (2016-17). En el corto plazo inciden también en el alto costo marginal. Clima de inversiones debe mejorar sustancialmente para enfrentar el desafío de Chile. Temas como seguridad jurídica, coordinación entre autoridades, localización, etc. deben ser abordados con urgencia. Mejor Estado y señales más claras. La energía se ha transformado en un tema del debate público. La discusión debiera incluir elementos más técnicos y lograr que se adopten posiciones más constructivas. Energía eléctrica, desarrollo y calidad de vida van de la mano. La Estrategia Nacional de Energía presenta una carta de navegación con objetivos de largo plazo que deben traducirse en prioridades y acciones concretas en el corto plazo. Visión de largo plazo para conducir el debate. Las energías renovables cumplen un papel fundamental en la diversificación de la matriz y ayudan a reducir emisión de GEI. Las políticas para su impulso deben promover esos objetivos sobre la base de la competitividad.

Muchas Gracias rene.muga@generadoras.cl