Presentación de la Sra. Vivienne Blanlot en el Seminario: Gestando la Infraestructura del Mañana, durante la Semana de la Construcción 2014

1. SECTOR ELÉCTRICO
LA INVERSIÓN REQUERIDA
Y
DESAFÍOS INSTITUCIONALES
VIVIANNE BLANLOT

2. Sector Eléctrico: La inversión requerida y desafíos institucionales
Introducción
Evolución en los últimos años
Proyecciones de Demanda y Requerimientos de Inversión Sectorial
Desafíos Futuros

3. Los desafíos que enfrenta Chile en materia de desarrollo eléctrico son de
envergadura.
• Entre 2000 y 2013:
Crecimiento anual promedio del PIB de 5,3 %.
Crecimiento anual promedio de la demanda de energía eléctrica de 4,9 %.
• El consumo eléctrico en 2012 era de 61,11 TWh en los dos principales
sistemas eléctricos del país; consumo previsto en ambos sistemas hacia
2023 de 102 TWh.
Aumento de la capacidad instalada de generación de 7.370 MW, y del
consiguiente aumento de la capacidad de transmisión y distribución que
permita llegar hasta el consumo final.
INTRODUCCIÓN

4. La última década fue una de grandes cambios en los factores que determinan
el desarrollo del sector eléctrico.
2004: inicio del fin de las importaciones de gas natural de Argentina-proceso
que culmina hacia el 2007-2008
2004-2008: El sector comienza un esfuerzo de readecuación de los planes de
inversión en generación-GNL, carbón, hidroelectricidad.
2008: Ley de promoción de ERNC.
2007: Expectativa de que ajuste culminaría entre 2009 y 2013, con el
desarrollo de centrales de carbón, hidroeléctricas y el inicio del desarrollo de
ERNC.
INTRODUCCIÓN

5. Sin embargo…
A partir de 2007 se produce una gradual acentuación de las dificultades para
llevar a cabo proyectos de energías convencionales; oposición creciente local y
nacional a proyectos percibidos como contaminantes o contrapuestos con
otros usos de los recursos naturales y del territorio.
Entre 2010 y 2013 diversos proyectos de carbón se ven frustrados:
Barrancones de 540 MW, el proyecto Castilla, de 2.200 MW, salen del plan de
desarrollo eléctrico; se encuentra pendiente la decisión final del desarrollo del
proyecto Punta Alcalde, de 740 MW, bajo las condiciones impuestas por la
autoridad.
Asimismo, a partir de 2012 se comienza a percibir también resistencia contra
proyectos de ERNC; actualmente las dificultades afectan a todo tipo de
proyectos casi indistintamente.
INTRODUCCIÓN

6. La crisis del gas natural marcó el fin de un ciclo de energía de bajo costo en
Chile. Los costos entre US$35 y US$40 dólares por MWH que predominaron
hasta el 2005 aumentaron a niveles entre US$80/MWh y US$150/MWh (como
costo marginal promedio) entre 2010 y 2013. En situaciones de baja hidrología
es posible observar costos marginales por encima de US$250/MWh en el SIC.
La reducción de estos costos depende fuertemente de la incorporación de
centrales capaces de proveer energía firme a bajo costo, ajuste que se
esperaba ocurriera entre 2011 y 2014. Sin embargo este ajuste ha quedado
truncado debido a la demora, o la paralización de diversos proyectos,
particularmente en el caso del SIC, como se ha indicado.
De este modo, converger a costos más alineados con el resto de América Latina
es una tarea pendiente.
INTRODUCCIÓN

7. Por otra parte, en cuanto a la expansión de la transmisión, a partir de 2004
se reformó la regulación de la transmisión, instituyéndose un sistema de
planificación de largo plazo de la transmisión.
No obstante, y en parte por subestimación de los requerimientos de
inversión y parcialmente por problemas de conflictos con los stake-holders
en las etapas de ejecución, se han producido atrasos en las inversiones en
transmisión troncal respecto a las necesidades.
Todo lo anterior incide en altos costos actuales y previstos de producción, y
restricciones de transmisión que en algunas condiciones de operación de
los sistemas impiden aprovechar plenamente el parque generador
existente.
INTRODUCCIÓN

8. Considerando lo anterior, importa estimar:
• Cuáles son los requerimientos de capacidad para la próxima década
• Qué fuentes de energía eléctrica es posible desarrollar
• Qué montos de inversión se requieren
• Qué desafíos (sociales, institucionales, regulatorios) deben enfrentarse para
materializar el desarrollo eléctrico.
REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD E INVERSIÓN

9. REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD E INVERSIÓN
Evolución reciente de la demanda
Capacidad Generación Generación Ventas CRECIMIENTO CRECIMIENTO
Instalada
Horaria
máxima
Bruta GENERACION VENTAS
MW MW GWh GWh
SING 2009 3.698,70 1.816,00 14.906,50 13.656,00 2,78% 3,30%
2010 3.574,90 1.900,00 15.100,00 13.792,00 1,30% 1,00%
2011 3.963,80 2.161,80 15.881,20 14.263,00 5,17% 3,42%
2012 4.145,80 2.167,40 16.751,10 14.832,00 5,48% 3,99%
SIC 2009 11.147,20 6.139,10 41.738,00 39.400,80 -0,16% -0,45%
2010 12.076,30 6.482,10 43.156,70 41.061,70 3,40% 4,22%
2011 12.365,10 6.881,40 46.052,30 43.804,30 6,71% 6,68%
2012 13.354,90 6.991,90 48.795,70 46.281,50 5,96% 5,66%
SISTEMA AÑO
Tasa promedio SIC 2000-2012: 4,7%
Tasa promedio SING 2000-2012: 5,0%

10. REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD E INVERSIÓN
Proyecciones
SIC
• Escenario CNE: Crecimiento promedio de 5,2% anual-demanda de 12.229
MW el 2023
• Escenario Moderado: Crecimiento promedio de 4,7 % anual-demanda de
11.588 MW el 2023

11. REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD E INVERSIÓN
Proyecciones
SING
• Escenario CNE: Crecimiento promedio de 5,3% anual-demanda de
4.411 MW el 2023
• Escenario Moderado: Crecimiento promedio de 4,9 % anual-demanda
de 3.707 MW el 2023
AUMENTO
DEMANDA MAXIMA
(MW)
CNE 2243
MODERADA 1539

12. REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD E INVERSIÓN
Proyectos en Construcción SING
CNE IPN 2013
Es decir, en el SING entrarían 167.1 MW entre 2013 y 2014,
y ninguna obra en 2015 y 2016.

13. REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD E INVERSIÓN
Proyectos en Construcción 2013
SIC

14. REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD E INVERSIÓN
Proyectos en Construcción 2014-2015
SIC
De esta forma, entre 2013 y 2015, en el SIC entrarían en operación 1282 MW
(1009 MW el 2013, 121 MW el 2014, y 152 MW el 2015).
CNE-IPN 2013

15. REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD E INVERSIÓN
Proyectos de expansión 2015-2023
SIC

16. REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD E INVERSIÓN
Proyectos de expansión 2013-2023- MW según tipo de fuente
SIC

17. REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD E INVERSIÓN
Proyectos de expansión 2013-2023
SING
PROYECTO MW TIPO OPERACIÓN
SOLAR SING I 50 Solar dic-17
TARAPACÁ I 120 Carbón dic-18
EÓLICO SING I 50 Eolica ene-19
SOLAR SING II 50 Solar ene-19
MEJILLONES I 250 Carbón ene-19
TARAPACÁ II 250 Carbón feb-20
GEOTÉRMICA PUCHULDIZA 01 40 Geotérmica oct-20
EÓLICO SING II 40 Eolica ene-21
TARAPACÁ III 300 Carbón dic-21
GEOTÉRMICA IRRUPUTUNCO 40 Geotérmica ene-22
MEJILLONES II 250 Carbón sep-22

18. REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD E INVERSIÓN
Inversión en Generación SIC
PERIODO INVERSION CNE INVERSIÓN REV
US$M US$M
2013-2015 2.734.479,0$ 3.105.715,4$
2016-2023 10.609.250,0$ 12.211.100,0$
2013-2023 13.343.729,0$ 15.316.815,4$
Inversión Revisada:
• Plan adaptado a menor crecimiento demanda
• Valor inversión/KW ajustado a proyectos reales recientes

19. REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD E INVERSIÓN
Inversión en Generación SING
INVERSIÓNCNE INVERSIÓNREV
PERÍODO US$M US$M
2013-2015 376.950,0$ 438.200,0$
2016-2023 3.481.500,0$ 4.097.000,00
2013-2023 3.858.450,0$ 4.535.200,0$
Inversión Revisada:
• Plan adaptado a menor crecimiento demanda
• Valor inversión/KW ajustado a proyectos reales recientes

20. REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD E INVERSIÓN
Inversión en Transmisión y Distribución
Inversión en Transmisión: se consideró solamente la inversión en ejecución,
correspondiente al Plan 2012-2016.
Inversión en distribución: índice de inversión asociada a cada KW de potencia
demandada a nivel de alta tensión en los sistemas de distribución (en base a
estudio de Valor Agregado de Distribución -VAD-2012).
• US$ 732 mil/kW de potencia demandada en el SIC
• US$ 845mil/kW en el SING.
Dicho indicador fue aplicado al aumento de demanda previsto en el período
2013-2020.

21. REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD E INVERSIÓN
Inversión Total 2013-2023

22. DESAFÍOS
• Altos requerimientos de inversión, aún con ahorro energético
• ERNC:
 El país ha fijado una meta de 20% de ERNC al 2025, y establecido mecanismos de
fomento.
 Meta ambiciosa pero alcanzable.
 Áreas de acción del Estado: Contratación de LP (licitaciones), conexión a sistemas
de transmisión (subtransmisión y sistemas adicionales de interés público);
concesiones de bienes nacionales.

23. DESAFÍOS
• El 80% restante debe venir de fuentes firmes y alto factor de carga.
• Carbón e Hidroelectricidad con capacidad de regulación-opciones que podrían
permitir la reducción de costos a niveles competitivos con los países que son
nuestra referencia. Matriz carbón-hidro-GNL-ERNC
• La viabilidad institucional de las fuentes convencionales anteriores no está
probada
 Mayor oposición relativa (a nivel nacional) que respecto a fuentes no
convencionales.
 En los últimos años,
• Acción errática de los órganos administrativos
• Intervención discrecional de las autoridades
• Alta incertidumbre administrativa y judicial para proyectos térmicos
convencionales e hidroelectricidad
 Falta de definición de política de desarrollo hidroeléctrico. Estándares,
mejores prácticas
 Falta de definición de políticas para las centrales térmicas: impuestos, normas
de emisión, ubicación y zonificación, entre otros.
 Destrabe del mercado de GNL y definiciones sobre acceso abierto de las
instalaciones que utilizan el borde costero (bien escaso de propiedad estatal)

24. DESAFÍOS
Desarrollo eléctrico requiere
 Definición de política de desarrollo hidroeléctrico. Estándares, mejores
prácticas
 Definición de políticas para las centrales térmicas: impuestos, normas de
emisión, ubicación y zonificación, entre otros.
 Destrabe del mercado de GNL y definiciones sobre acceso abierto de las
instalaciones que utilizan el borde costero (bien escaso de propiedad estatal).

25. GRACIAS