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Diagnóstico y análisis del sector eléctrico

en Chile. Políticas públicas de la última

década, efectos leyes corta I y II.

Jorge Rodríguez Grossi

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1.- Sector Eléctrico: sus principios

Seguridad de Suministro

Competencia

Protección Medio Ambiente

Generación, Transmisión y Distribución separadas

Concesiones y Derechos de Agua

Acceso abierto

Debiera promover inversión privada

Precios de mercado

100% PPAs

Aprobación ambiental

CDEC cada vez más independiente

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1.- Estructura del Mercado

GENERACION

G1

G2

CMg

No requiere concesión

Sí Dº de agua en hidro

Permiso Ambiental

Mercado spot

• Energía y Potencia

• Sólo Gencos

• Cargo de potencia explícito

CDECs

Despacho económico

Operación segura

•Planes de seguridad

•Decreto racionamiento

Precios

licitados

de LP

CLIENTES LIBRES

• >2 MW

• Libre negociación

TRANSMISION

• Expansión competitiva

• Licitación para nuevas obras• Precio regulado para instalaciones existentes

• Acceso abierto

DISTRIBUCION

• Regulados < 2MW

• Precio final= Precio licitado+ VAD regulado

• Retail integrado “con negocio de cables”

• Requiere Concesión

Peajes

Precio

libre

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1.- Entidades Hoy

Panel de Expertos:resuelve conflictos

Ministerio EnergíaPolítica energética

SECsupervisión y control

Clientes libres

CDEC independientes

Reguladores

GENERADORES Transmisores DISCOS

Miembros del CDEC

CNE:tarifas reguladas

MMAaprobaciones ambientales

Inversionistas

privados

Entidades

independientes

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1.- Mercado de Generación: principios estables

Suficiencia

SuficienciaSuficiencia y Eficiencia

en el Largo Plazo

Ciclo contratoS / planta

Precios de Largo Plazo de mercado; no

SPOT

SuficienciaEficiencia en el Corto Plazo

y evitar poder de mercado

Pool forzado.

Unos venden, otros compran.

Mito de Colusión. Costos auditados

SuficienciaSuficienciaCalce entre contratos y

despacho a mínimo costoTransferencias entre generadores

a precios spot. Cargo de Potencia explícito

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2.- Problemas en el camino y soluciones

(Ley Corta 1, año 2004)

Suficiencia

Desafío Solución usada: Mercado

Remuneración de transmisión Pago 100% por uso

SuficienciaDivergencias entre agentes

o con reguladorPanel de expertos

SuficienciaExpansión de la transmisión Licitaciones

SuficienciaAmpliaciones en transmisión

Las hace el

incumbente

Desafío Solución usada: Mayor regulación

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2.- Resultados LC-1

Tipo de obra Precio

Referencia

MMUS$/año

Precio final

MMUS$/año

%

Nuevas 41,9 31,5 -24%

Ampliaciones 22,4 24,5 9%

Regulación de Transmisión Eléctrica:” La vieja creencia de

monopolio natural se resolvió con competencia”

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2.- ¿Porqué funcionó la LC 1?

• No hay monopolio natural en las expansiones

– Hay combinaciones de precio cantidad que rentan a nuevos entrantes

– No hay barreras a la entrada (costos que la incumbente no tiene y los

entrantes si)

• Los “sunk costs” no son tan grandes

• Desintegración de la actividad no siempre es la solución económicamente

eficiente

– Usuarios del sistema son individualizables:

• Generadores ubicados hacia atrás en la cadena de producción

• Consumidores ubicados hacia delante en la cadena de producción

• No existe un sistema al “servicio de todos” en el que no se identifica

individualmente a los responsables de la expansión y el uso

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C

G1= 80

G2= 100

T = 40

• Si T es asignada al generador alejado de C, el precio final es:

100 (generador más barato) +0 (transporte) = 100

2.- La LC 1 logra un traspaso de costos eficientes al cliente:

señal de localización

• Si T es asignada al consumo C, el precio final es:

80 (generador más barato) +40 (transporte) = 120

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2.- Desarrollo Inversiones en Transmisión insuficiente por

lentitud de sistema que garantiza 100% de pago.

• Actual sistema se sustenta en Estudio que debe vincularse

a Plan de Obras de CNE. Dicho Plan es relativamente útil

para fijar precios de corto plazo basados en desarrollo por

precios de combustibles, pero es poco amplio en cuanto a

escenarios de inversión en generación.

• Además, parece haberse debilitado iniciativa privada para

invertir en Transmisión sin 100% de aseguramiento de

pago. Parece que incentivo a entrar en Estudio

determinado en LC1 es demasiado poderoso e inhibe

iniciativas más riesgosas de inversión.

• Difícil lograr marco óptimo. Pero es claro que holguras o

sobreinversión en transmisión debe tener un tope:

GRATIS no es.

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3.- Un año después de LC1 viene la Ley Corta 2,

año 2005: Solución a los cortes de gas

Desafío Solución

SuficienciaIncentivo a Inversiones CPReconocimiento de costos en tarifas.

Licitaciones por plazos cortos obliga a precios

altos en C.P.

SuficienciaProblemas de corto plazo:

sequías, falta de gas, sustitución

por diesel

Incentivo ahorros

voluntarios

SuficienciaIncentivo a Inversiones L.P. en

medio de trampa de inversiones

Nueva forma de fijar precio de contratos donde

riesgo retorno gas argentino barato se

obvia a productor: se considera riesgo político

Entre 1997 y hoy, el mercado de contra-

tos libres ha enfrentado fuertes cambios en

condiciones y se ha adaptado.

Contratos con clientes libres adaptados cada

vez que cambian fuertemente condiciones.

A la baja con el GN, al alza sin el GN, indexa-

do al CMg cuando no había certeza de oferta

segura.

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3.- Resultados LC 2: CMg, Gas Natural y Enfermedad

Holandesa a la inversa

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

ene-

94

ago

-94

mar

-95

oct

-95

may

-96

dic

-96

jul-

97

feb

-98

sep

-98

abr-

99

no

v-9

9

jun

-00

ene-

01

ago

-01

mar

-02

oct

-02

may

-03

dic

-03

jul-

04

feb

-05

sep

-05

abr-

06

no

v-0

6

jun

-07

ene-

08

ago

-08

mar

-09

oct

-09

may

-10

dic

-10

Costo Marginal SIC

Costo Marginal SIC

Solo se proyectaban plantasa Gas Natural

Entrada del GN

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3.- El Plan de Obras de la CNE para el SIC en

Octubre del 2003

Fecha de entradaObras Recomendadas Potencia

Mes Año

Julio 2006 Central a gas ciclo combinado 1 (VI Región) 358.7MW

Julio 2007 Central a gas ciclo combinado 2 (VIII Región) 385.10 MW

Octubre 2008 Línea de Interconexión SIC-SING Polpaico 220kV 600 MW

Enero 2009 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 1 100 MW

Enero 2010 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 2 100 MW

Abril 2010 Línea de Interconexión SIC-SADI centro 2x220 400 MW

Enero 2011 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 3 100 MW

Abril 2011 Central a gas ciclo combinado 3 (VIII Región) 385.10 MW

Octubre 2011 Central a gas ciclo combinado 4 (VIII Región) 381.00 MW

Octubre 2012 Central a gas ciclo combinado 5 (VIII Región) 381.00 MW

Abril 2013 Central Hidroeléctrica Neltume 400 MW

Octubre 2013 Central a gas ciclo combinado 6 (VIII Región) 379.40 MW

Enero 2015 Central a gas ciclo combinado 7 (VIII Región) 379.40 MW

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3.- Crisis del gas fue superada

• En el SIC ingresaron mas de los 3.970 MW originalmente

contemplados en el Plan del 2003

• 4.388 MW pero en otras tecnologías

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3.- Evolución de las inversiones en Generación y

sus efectos

4.720 MW 2.242 MW

• Sin inversión no hay desafío: altos precios

• Disminuye la competitividad

• Atenta contra el crecimiento y produce retraso económico

• Retrasa lucha contra la pobreza y aumenta la desigualdad

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4.- Inversiones despegan con LC2, pero se frenan y

caemos en nueva trampa

• A fines década pasada surge fuerte activismo anti

inversiones eléctricas.

• Junto a ello fuerte promoción ERNC Ley 10/2024 y

luego, en 2013, Ley 20/2025.

• Además caso Barrancones y rechazo judicial a Castilla.

• Sentida aspiración para bajar costos de generación sin

promover hidroeléctricas y térmicas a carbón no será

satisfecha.

• Se consolidará pérdida de competitividad de economía

chilena provocando un crecimiento económico más

lento.

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Diagnóstico y análisis del sector eléctrico

en Chile. Políticas públicas de la última

década, efectos leyes corta I y II.

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