Mercado Eléctrico Chileno

Chilean Electric Energy Market

Actividades en el mercado eléctrico La regulación distingue tres segmentos (actividades) dentro del sector

eléctrico nacional: Generación, Transmisión y Distribución La inversión está 100% en manos de empresas privadas Los esquemas de participación e inversión están adecuados al tipo de

actividad La legislación restringe la Integración Vertical

Mercado abierto y competitivo • Privados deciden inversiones (ubicación, tecnologia, tamaño)• Riesgos de mercado “controlados” a través de contratos de venta de energía con

clientes libres y/o regulados

Monopolio natural (Troncal, Subtransmisión y Adicional)• Planificación centralizada por redes de uso común (troncal)• Adjudicación via licitaciones• Actividad con carácter de Serviicio Público• Retorno de inversión según costos de mercado• Open access

Monopolio natural• Concesiones• Actividad con carácter de Serviicio Público• Tarifas reguladas (empresa modelo)• Obligación de dar suminstro a clientes regulados

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

La institucionalidad

Panel de Expertos: resuelve conflictos

Ministerio de EnergíaPolítica energética

SECsupervisión y

control

Clientes libres

CDEC

Reguladores

Generadores Transmisores Distribuidores

Miembros del CDEC

CNE:tarifas reguladas

Ministerio de Medio Ambienteaprobaciones ambientales

Inversionistas privados

Entidades independientes

Otras Instituciones TutelaresSVS, TLC, Antimonopolio, etc.

Dirección General de Aguas (DGA)otorga derechos de agua

Los órganos legales (que se han ido perfeccionando)

NORMAS TÉCNICAS, REGLAMENTOS INTERNOS Y PROCEDIMIENTOS CDEC

REGLAMENTOS ELÉCTRICOS

LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS

CONSTITUCIÓN

Ley General de Servicios EléctricosDFL N°4 - 2007

Evolución relevante:• DFLN°1 – 1982: Establece bases de

competencia de libre mercado (ingreso de agentes privados), institucionalidad, regulación de precios, compensaciones, entre otros.

• Ley 19.940 (Ley Corta 1) – 2004: Introduce Licitaciones para expansión del Sist. de Transmisión y su nuevo esquema de remuneración; Crea Panel de Expertos

• Ley 20.018 (Ley Corta 2) – 2005: Introduce licitaciones de EEDD; Mecanismo para incentivo a ahorros.

• Ley 20.257 (ERNC) – 2008: Introduce cuota de inyecciones en base a ERNC

Los sistemas eléctricos chilenos en cifras

Sistema Interconectado del Norte Grande(SING)

Potencia Instalada: 4.550 MWGeneración Anual: 15.873,0 GWhDemanda Máxima : 1.998,0 MWCobertura: Regiones I y IIPoblación: 6.22%

Sistema Interconectado del Norte Grande(SING)

Potencia Instalada: 4.550 MWGeneración Anual: 15.873,0 GWhDemanda Máxima : 1.998,0 MWCobertura: Regiones I y IIPoblación: 6.22%

Sistema Interconectado Central (SIC)

Potencia Instalada: 12.887 MWGeneración Anual: 45.985 GWhDemanda Máxima: 6.482,1 MWCobertura: Regiones II a X, Región XIV y Región Metropolitana.Población: 92,23%

Sistema Interconectado Central (SIC)

Potencia Instalada: 12.887 MWGeneración Anual: 45.985 GWhDemanda Máxima: 6.482,1 MWCobertura: Regiones II a X, Región XIV y Región Metropolitana.Población: 92,23%

Sistema Eléctrico de Aysén

Potencia Instalada: 50 MWGeneración Anual: 121,7 GWhDemanda Máxima: 20,4 MWCobertura: Región XIPoblación: 0.61%

Sistema Eléctrico de Aysén

Potencia Instalada: 50 MWGeneración Anual: 121,7 GWhDemanda Máxima: 20,4 MWCobertura: Región XIPoblación: 0.61%

Sistema Eléctrico de Magallanes

Potencia Instalada: 101 MWGeneración Anual: 268,9 GWhDemanda Máxima: 49,3 MWCobertura: Región XIIPoblación: 0,93%

Sistema Eléctrico de Magallanes

Potencia Instalada: 101 MWGeneración Anual: 268,9 GWhDemanda Máxima: 49,3 MWCobertura: Región XIIPoblación: 0,93%

Los contratos de suministro

Por otro lado, el mercado eléctrico nacional funciona sobre la base de contratos de suministro

Producto (Potencia y Energía): El 100% de la demanda requiere estar contratada

Mercado de Contratos: Los generadores suscriben contratos financieros de suministro con la demanda

Operación Coordinada: El suministro físico de la demanda se efectúa a mínimo costo para el sistema y es coordinado por el CDEC (costos variables auditados) .

Mercado Spot: Las diferencias entre la demanda contratada y la generación aportada por un generador se transa entre los generadores excedentarios y deficitarios al costo marginal.

Mercado de Contratos100% de la demanda

Clientes Libres

-Clientes con capacidad conectada ≥ 2.000 kW-Clientes con capacidad > 500 kW y que opten por contratar con un Generador.

-Los precios y otras condiciones de suministro y se pactan libremente

Clientes Regulados

-A través de las EEDD, por aquella parte del suministro a clientes < 2.000 kW (>500 kW que no optan).-Antes sus precios eran fijados semestralmente (P. Nudo de CP).

-Con Ley Corta 2, los precios resultan de una Licitación Pública.

Mercado Spotexcedentes/déficits de generación c/r a

contratación

-Transferencias de energía y potencia entre Generadores.-Precio de la Potencia: Precio de Nudo de la Potencia.-Precio de energía: Costo Marginal instantáneo.

(1)Participan Generadores,

Distribuidores y Clientes Libres

(2)Participan sólo Generadores

Jan/10

Feb/1

0

Mar/1

0

Apr/10

May/1

0

Jun/10Jul/1

0

Aug/10

Sep/1

0

Oct/10

Nov/10

Dec/10

Jan/11

Feb/1

1

Mar/1

1

Apr/11

May/1

1

Jun/11Jul/1

1

Aug/11

Sep/1

1

Oct/11

Nov/11

Dec/11

Jan/12

Feb/1

2

Mar/1

2

Apr/12

0

50

100

150

200

250

300

En ambos mercados (contratos y spot) hay claramente diferentes “precios” de transferencias

Es muy difícil mantener un precio de mercado eficiente en el futuro si no existen nuevos proyectos que equilibren el mercado en costos de generación de base.

US$/MWh

Mercado spot

Precio Medio

Clientes en el SIC

El Negocio de Generación

Margen de Inyección

MERCADO SPOT(Se optimiza la operación)

Margen de Comercialización

Costos Fijos en:• Sistemas Transmisión

(peajes)• Transporte de Gas

Natural

Costos Fijos por Cliente en: - Transmisión (peajes)

MERCADO CLIENTES(Condiciones de competencia)

Margen Total = (Ventas a Clientes – Compras Spotventas)+ (Ventas Spotproducción – Costos de Producción)

Producción (-) (despacho óptimo ( CDEC)• Costos Variables

Venta Spot (+)• Inyección de energía

despachada a CMg.

• Inyección de Potencia Firme a Precio de Nudo.

Compra Spot (-)• Retiro de energía por

venta-clientes, a CMg.

• Retiro de potencia por venta – clientes, a Precio de Nudo.

Venta a Clientes (+)• Por energía• Por potencia

Promoción a la generación de menor escala y renovable

Medios de generación ERNC (biomasa, hidráulica < 20 MW, geotermia, solar, eólica, mareomotriz) y cogeneración eficiente ( con excedentes < 20 MW)

a) Si excedentes < 9 MW Exentos del pago de peajes sistema troncal

Si están conectados en distribución, además pueden vender su energía a Cmg o Precio Estabilizado y no pagan sistema de distribución (a no ser que tengan contratos con clientes libres dentro de la zona de la distribuidora)

b) Si excedentes > 9 MW Pago proporcional de peajes en función excedentes que supere los 9 MW

c) La ley exige que el 10% de los retiros de energía (destinados a suministro de clientes regulados y libres) estén respaldados con generación proveniente de medios de ERNC.

El Negocio de TransmisiónRemuneración del Tramo (i-j) por Energía y Potencia

CMg (i)US$/MWh

VATT (i-j) = AVI + COMAInyecciones (i)

MWh

Retiros (j)MWh

Nodo (i) Nodo (j)

CMg (j)US$/MWh

(1) Peaje (i-j) = VATT (i-j) - IT (i-j) esperado

(2) Ingresos Provisionales = IT (i-j) reales

IT (i-j) = Retiros (j) x Cmg (j) - Inyecciones (i) x Cmg (i)

Tramo (i-j) – Caso Energía

Reliquidación anual• Diferencia entre IT (i-j) esperado e IT (i-j) real• Asegura derecho del transmisor a recaudar 100% VATT (valor regulado que incluye

rentabilidad de 10% real anual sobre la inversión)• Se efectúa entre empresa transmisora y generadores que participan del pago de peajes en

dicho tramo

Transmisor debe recaudar:

El Negocio de Distribución

CLIENTESREGULADOS

CLIENTESLIBRES

Precio de Nudo + VAD+CUT

Precio Libre 2 + VAD+CUT

VAD

Precio de Nudo(Licitaciones)

Peajes(Pago Sistema de Tx)

Compras Ventas

Precio Libre 1(para clientes libres)

VAD : Valor Agregado de Distribución. Valor regulado calculado para empresa de distribución modelo

El Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC)Objetivos de la coordinación que realiza el CDEC:• Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico. • Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema

eléctrico.• Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión establecidos

mediante concesiónFunciones del CDEC• Planificar la operación de corto plazo del sistema eléctrico, considerando su situación actual

y la esperada para el mediano y largo plazo.• Calcular los costos marginales instantáneos de energía eléctrica.• Coordinar el mantenimiento preventivo mayor de las unidades generadoras.• Verificar el cumplimiento de los programas de operación y de mantenimiento preventivo

mayor.• Determinar y valorizar las transferencias de electricidad entre generadores.• Elaborar los procedimientos necesarios para cumplir las exigencias de calidad de servicio• Establecer, coordinar y verificar la reserva de potencia del sistema, para regular frecuencia.• Coordinar la desconexión de carga en barras de consumo, así como otras medidas, para

preservar la seguridad de servicio global del sistema eléctrico.• Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión concesionados.• Realizar los cálculos y reliquidaciones aplicables a los peajes de transmisión.• Informar a la Comisión y a la Superintendencia las situaciones que afecten o puedan afectar

la operación normal (centrales generadoras y líneas de transmisión) del sistema.

Planificación de la operación de corto plazo (Despacho)

14

Energía (MWh)

CMgo Demanda

Baja

CMg1 Demanda

Alta

CMg

Qo Q1 Q2

Falla

CostoFalla

La curva de oferta se construye atendiendo a los costos variables de cada unidad generadora (orden de mérito):

Gmax

Do D1

D2

Hidro pasadaTérmica carbón

Térmicapetróleo

Hidro Embalse

TGDiesel

Costo Marginal de la EnergíaLa curva de oferta de corto plazo (semanal) considera:• Costos variables centrales térmicas (costos de

combustibles).• Costo nulo de centrales de pasada y ERNC.• El valor del agua centrales de embalse:

– Un despacho hidrotérmico: simula operación de centrales térmicas y de embalse (diaria, semanal, mensual e interanual).

– El valor del agua: optimizar el beneficio presente de generar hidro (ahorro térmico) versus costo futuro de mayor generación térmica por desembalsar en el presente.

– Se incorporan restricciones de operación (normas de SyCS, disponibilidad de centrales, límites de transmisión y mínimos técnicos de centrales térmicas.

• El costo marginal se obtiene del equilibrio del entre la oferta señalada y la demanda para el período del cálculo corresponde al Costo Variable de la última unidad generadora despachada para dar suministro al consumo de energía total del sistema

Costo Marginal de la Potencia Costo de entregar potencia de punta del sistema Corresponde al costo anual de inversión y operación de una TG. Se aplica a la demanda máxima del sistema.

Fuente: www.centralenergia.cl

últimos 12 meses

histórica

Costos Marginales y Precios ReguladosCrucero 220 kV

US$/MWh

Fuente: CNE, CDEC-SINGJan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12

0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

CMG SINGPrecio Nudo SING

La operación de SING

44.7%

0.7%

21.8%

21.3%

8.2%

2.7% 0.5%

Hidroeléctrico Eólico

Carbón GNL

Diesel Otro

Gas

2011

Costos Marginales y Precios ReguladosAlto Jahuel 220 kV

US$/MWh

Fuente: CNE, CDEC-SIC

Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-120.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

400.0CMG SICPrecio Nudo SIC

Incluye resultado de las licitaciones

2005

67%

11%

20%

1% 1%

Hidroeléctrico

Carbón

GN

Diesel

Otro

La operación de SIC

Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-120

50

100

150

200

250

300

350

400

Petroleo DieselCarbón Eq. 7000 Kcal/KgGas Natural Henry HubPrecio Nudo SICPrecio Nudo SING

Índice de Precios(base: enero 2005 = 100)

Escasez creciente de Gas Natural

Disponibilidad de Terminales GNL

Sequía mayor (SIC)

Sequía (SIC)TerremotoCarbón “estable”

Sequía mayor (SIC)Alza combustibles

Fuente: Estadísticas CNE

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