Proyección del costo marginal y comercialización de la energía: desafíos para la minihidro - www.systep.cl - Apemec
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Proyección del costo marginal
y comercialización de la
energía:
desafíos para la minihidro
29 de junio de 2016
www.systep.cl 1Agenda 1. Proyección del costo marginal 1. Contexto 2. Metodología Systep 3. Principales supuestos de la simulación 4. Resultados y análisis 2. Alternativas de comercialización 1. Mercado spot 2. Mercado de clientes libres 3. Precio estabilizado 4. Licitaciones de suministro 3. Reflexiones finales www.systep.cl 2
Contexto del mercado actual
Incertidumbre en la tecnología de expansión
Factores regulatorios y sociales (rechazo) ¿Carbón, GNL o
Incertidumbre en precios de combustible ENRC?
Aumento del nivel de competencia
Nuevos participantes en licitaciones de suministro
Bajas en el costo de inversión de centrales ERNC
Cambios en la estructura del mercado
Sistema nacional 500 kV (Crucero-Charrúa) e interconexión SIC-SING
Baja en la proyección de crecimiento de demanda por menor
crecimiento económico
Regulación (derechos de agua, peajes transmisión, ambiental)
Operador independiente del sistema
Efectos en la zona sur del SIC
Desacoples en transmisión
www.systep.cl 3Contexto del mercado actual
Costos marginales en el SIC (2015 – 2017)
CMg promedio CMg promedio
(2015) (Ene – Jun 2016)
91,7 US$/MWh 62,7 US$/MWh
Fuente: CDEC-SIC, Systep, 2016
www.systep.cl 4Metodología proyección costos marginales
Definición de escenarios de expansión
Proyectos Demanda Supuestos
Topología de la red Proyectos de alto Proyección de precios
Systep utiliza una metodología basada en el
supuesto de racionalidad económica en el
Parque generador
existente D
consumo
Crecimiento
de combustible
Tasa de descuento
Proyectos de escalonado
mercado generación
Definición de
plan de obras
Despacho económico
54 Hidrologías – OSE 2000
La fecha de entrada de centrales
convencionales genéricas es ajustada de Flujo de caja
forma que se rentabilice la inversión, dadas Modificación libre
Valorización
condiciones mínimas de operación plan de obras económica y
financiera
Flujo de caja libre
No ¿VAN ≈ 0; TIR > WACC?
¿Factor de planta centrales
GNL sustentan contrato de
Los precios son determinados por un gas?
balance entre oferta y demanda, Sí
cumpliendo el requerimiento ERNC (20% al Resultados del
2025) modelo
Costos marginales
Generación
Flujos en líneas de Tx
www.systep.cl 5Principales supuestos de la simulación
Escenarios a simular
1. Caso Inferior: Los proyectos
térmicos en base a carbón y
proyectos hidráulicos serán la
tecnología de expansión
eficiente 71,0 – 90,9 US$/MWh
US$/MWh Cono
Conode
deincertidumbre
proyección
120
100
Incertidumbre en 80
el nivel de
60
precios futuro
40
20
0
2015 2020 2025 2030
Caso Inferior Caso Superior
2. Caso Superior: Los
proyectos térmicos en base a
GNL serán la tecnología de
expansión88,6
eficiente
– 112,9 US$/MWh
www.systep.cl 6Principales supuestos de la simulación
Demanda del sistema
Tasa de crecimiento de
Año/Periodo
demanda SIC + SING [%]
2001 5,8%
2002 4,4%
2003 6,9%
2004 7,7%
2005 3,6%
2006 5,8%
2007 4,7%
Histórico 2008 0,3%
2009 0,5%
2010 3,4%
2011 5,9%
2012 5,2%
2013 3,4%
2014 2,4%
2015 2,7%
2016 3,5%
Proyectado 2017 - 2020 3,1%
2021 - 2030 3,6%
Fuente : CDEC-SIC, CDEC-SING & Systep
www.systep.cl 7Principales supuestos de la simulación
Precio de los combustibles
US$/Ton
Carbón
Promedio precio US$/Ton
90
declarado 90
Junio 2016 85
85 80
78 80 80,5
80 75 75
75
Nueva Ventanas 76
70
70
69,5 US$/Ton 73 65
65 71
60
60
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Deutsche Bank Banco Mundial
Carbón SIC (Ventanas) Carbón SING (Mejillones) CNE FMI
ICE Prom. DB-BM-CNE-FMI-ICE
US$/MMBtu
GNL US$/MMBtu
20
20 18
16 16
Nueva Renca
GNL 12 12
12
11,5 US$/MMBtu
11,5
8 8
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Deutsche Bank Banco Mundial
GNL contrato GNL spot
CNE FMI
US$/bbl NYMEX Prom. DB-BM-CNE-FMI-NYMEX
Diese US$/bbl
120 120
100 l 86
92
100
79
80 59 80 82
Quintero Diesel 60 60
70
59,3 US$/bbl 40 60 65
40
45
20 20
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Diesel (FOB) Quintero Diesel Deutsche Bank Banco Mundial
CNE FMI
Fuentes: Deutsche Bank, Banco Mundial, CNE,FMI, NYMEX, e ICE. Elaboración: Systep, Marzo 2016 NYMEX Prom. DB-BM-CNE-FMI-NYMEX
www.systep.cl 8Principales supuestos de la simulación
Plan de obras de generación
Centrales en construcción 2016 a 2019 – SIC y SING
Diesel 31
GNL 540
Carbón 907
Cogeneración 5
Termosolar 110 42%
Geotérmica 48 Total: 3.498 MW
Eólica 235
58%
Solar 875
Pasada 747
0 200 400 600 800 1000 Renovable Térmica
MW
Fuente: Systep, 2016
www.systep.cl 9Principales supuestos de la simulación
Plan de obras de generación
MW
Cerro Dominador
3.000
Cochrane I y II Total SIC y SING 2016-2035 = 10.537 MW
Kelar
2.500
2.000
Caso Inferior:
Sarco
1.500 Aurora El Campesino
Expansión en carbón
CTM 4
1.000
Los
500 Cóndores
San Pedro Dadas las condiciones
0 del mercado
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 (demanda,
Embalse Pasada Biomasa Carbón Eólica GNL Geotérmica Solar Diesel
combustibles, proyectos
MW
3.000 Cerro Dominador
Cochrane I y II
Total SIC y SING 2016-2035 = 9.888 MW en construcción, entre
Kelar otros) disminuye la
2.500 Baja en costo marginal dificulta necesidad de proyectos
obtención de financiamiento para
2.000 nuevas centrales (merchant)
térmicos de expansión
Sin embargo oportunidades de hasta inicios de 2030
Caso Superior:
Sarco
1.500
Aurora
El Campesino contratación podrían viabilizar
proyectos Expansión en gas SIC
CTM 4
1.000
Los
Expansión en carbón
500 Cóndores
San Pedro SING
0
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Embalse Pasada Biomasa Carbón Eólica GNL Geotérmica Solar Diesel Fuente: Systep, 2016
www.systep.cl 10Principales supuestos de la simulación
Participación ERNC
GWh Entrada centrales ERNC genéricas
30.000 para cumplir la ley 20/25
25.000
Centrales en
20.000
construcción
15.000
10.000
5.000
0
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Hidráulica Biomasa Eólica Geotérmica Solar Energía Afecta ERNC SIC+SING GWh Requerimiento ERNC(GWh)
El cumplimiento del requerimiento ERNC es excedido hasta el año 2023
sólo considerando las unidades existentes y en construcción
Fuente: Systep, 2016
www.systep.cl 11Principales supuestos de la simulación
Principales obras de transmisión
Interconexión SIC - SING se considera a partir de enero de 2018
(Resolución Exenta N° 96.)
Se consideran proyectos de transmisión incluidos en el Estudio de
Transmisión Troncal (ETT)
Obras genéricas posteriores al año 2022
Interconexión SIC-
CNE Project
SING
Cardones
Cardones500
500kV
kV– –Kapatur 500500
Mejillones kV kV Principales líneas de
Cardones 500 kV - Encuentro 500 kV
transmisión
Capacidad Puesta en servicio
Descripción Responsable
[MVA] estimada
Maitencillo - Cardones 1x220 kV: aumento de capacidad Transelec 260 sep-2016
Cardones - Diego de Almagro 2x220 kV (segundo circuito) SAESA/Chilquinta 1x290 ene-2017
Encuentro - Lagunas 2x220 kV: nueva línea ISA 2x290 abr-2017
Ciruelos - Pichirropulli 2x220 kV (incluye S/E Pichirropulli) SAESA/Chilquinta 2x290 may-2018
HVAC
Línea Line
HVAC HVDC Line
Charrúa - Ancoa 1x500 kV: tercer circuito Elecnor 1x1700 mar-2018
~570
~600km
km Nueva Charrúa - Charrúa 2x220 kV: nueva líneakm
~ 610 Transelec 1000 nov-2018
~1000
~1500MVA
MVA Pichirropulli - Puerto Montt 500 kV ~ 1500 MVA Abengoa 1x660 mar-2021
~MUS$516
~MUS$ 860 ~ MUS$ 850
www.systep.cl 12Resultados proyección costos marginales
Costo Marginal Alto Jahuel 220 kV, promedio estadístico anual
de las 54 hidrologías simuladas
140 Corto - Mediano - largo plazo Largo plazo
mediano plazo
98
120
US$/MWh 100
80
64
8
40
60
40 6 0
20 3 2
0 9
1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 3 8 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 3 8 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 3 8 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Caso Inferior Caso Superior
Fuente: Systep, 2016
Costos marginales decrecen en el periodo 2018 – 2020 por:
Menor demanda proyectada
Menores precios de combustibles
Puesta en servicio de nuevos proyectos renovables y convencionales
Mejoras en el sistema de transmisión solucionan congestiones de transmisión
www.systep.cl 13Análisis hidrológico
Distribución de probabilidad del costo marginal mensual de largo plazo en
Charrúa 220 kV (2031 – 2035)
Prob. % Prob. Acumulada
18% 100%
16% 90%
14% 80%
70%
12%
60%
10%
50%
8%
40%
6% 30%
4% 20%
2% 10%
0% 0%
US$/MWh
Dist. Prob. Caso Superior Distribución de probabilidad Prob. Acumulada Superior Probabilidad acumulada
Costos Marginales Largo plazo (2031 - 2035)
[US$/MWh] Caso Inferior Caso Superior
Promedio 76,1 94,0
Desviación estándar 23,9 24,8
Mínimo 35,6 39,1
Máximo 149,0 174,7
5% menor 40,8 63,7
Análisis
estadístico considera todos los valores posibles de las
5% mayor 120,3 145,3 54 hidrologías
simuladas
www.systep.cl 14Análisis de congestiones
Efectos de congestiones Zona Norte – Centro en los costos marginales
USD/MWh
80 Desacoples por limitaciones de transmisión y exceso
de energía económica durante las horas de sol
60
40
Desacoples desaparecen con la
20 puesta en servicio de las líneas de 500
kV
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112
2017 2018 2019 2020
Promedio estadístico anual - Alto Jahuel 220 kV Promedio estadístico anual - Cardones 220 kV
Desde el 2018, costos marginales vuelven a acoplarse
A partir de esa fecha, habría capacidad de transmisión suficiente para
transportar energía económica ubicada en el SIC Norte
www.systep.cl 15Análisis de congestiones
Efectos en los costos marginales de congestiones Zona Norte – Centro
Costos marginales 07/06/2016
US$/MWh MW
Costo Variable
70 US$/MWh 300
62 62
58 59
60 54 54 54 54 54 54 54 54 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56
60 Quintero
250GNL
50 Rapel
50
200
48 48 48 48 48 48 48 47 49 49 49 49 49 49
40
42 3 150
Guacolda
30 5
29 3 100
20
10 0
50
10 3 Eólica
0 0 0 0 0 0 Solares
0
0 Pasada0
07-06-2016
Costo marginal Carrera Pinto 220 kV (07/06/2016) Costo marginal Alto Jahuel 220 kV (07/06/2016)
Generación Solar en SIC Norte
Actualmente existen desacoples de costos marginales entre la zona norte y centro
Ocurren principalmente durante las horas de sol, dados los altos niveles de penetración ERNC
Fuente: CDEC-SIC, 2016
(solar FV y eólica)
www.systep.cl 16Análisis de congestiones
Efectos en los costos marginales de congestiones Zona Centro – Sur
US$/MWh Costos marginales 13/09/2015 Costo Variable
70 US$/MWh
60 60 60 60 60 60 60
60 60 Cipreses
53 51 50 50
50
38 38 38 38 38
36 Diferencia en costos 36 36
40 35 35 35 35 35 4 36 Pehuenche
marginales por congestión
de línea Charrúa – Ancoa
0 Rapel
30 35 35 353 33
33 33
500 kV
20 2
5 Ralco
21 21 21 21 21 21 21 5
7
10 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 2 Eólica
00 Solares
0 Pasada
13-09-2015
Costo marginal Alto Jahuel 220 kV Costo marginal Charrúa 220 kV Costo marginal Puerto Montt 220 kV
2015 – 2017: Desacoples de línea Charrúa – Ancoa 500 kV durante los meses de lluvia en
la zona centro sur del país
Exceso de energía económica zona sur no se puede transportar a los centros de
consumo
Situación disminuiría con la puesta en servicio del tercer circuito entre Charrúa y Ancoa
500 kV (2018)
Fuente: CDEC-SIC, 2016
www.systep.cl 17Análisis de congestiones
Efectos en los costos marginales de congestiones Zona Centro – Sur
Costo Variable
US$/MWh Costos marginales 27/02/2016 US$/MWh
160 144 144 144 144 144 144 144 144 144
137 134 15
140 Diesel
117 01
120 40
101 Diferencia en costos
100 marginales por congestión de
línea Ciruelos – Valdivia 220
80 71 69 69
66 kV
55 53 51 San Isidro
60 50 45 6
38 38 63 64 64 64 64 62 64 64 640 64 Ralco
60 57 57
40 49 49 51 53 49
48 45 4
41
20 34 34 35 5 Eólica
0 Solares
0 Pasada
27-02-2016
Costo marginal Alto Jahuel 220 kV Costo marginal Charrúa 220 kV Costo marginal Puerto Montt 220 kV
2015 – 2016: Desacople de línea Ciruelos – Valdivia 220 kV por bajas precipitaciones en zona sur
del país (cercanías a Puerto Montt)
Disminuye la energía económica en zona Puerto Montt y congestión impide el transporte de
energía desde Charrúa
Situación disminuiría con un mayor nivel de precipitaciones en esa zona, el seccionamiento del
segundo circuito de la línea Cautín - Valdivia 220 kV (2017) y la puesta en servicio de las líneas
asociadas a la subestación Pichirropulli 220 kV (2018)
Fuente: CDEC-SIC, 2016
www.systep.cl 18Resumen análisis costos marginales
Factores relevantes para proyección de marginales
Corto mediano plazo Mediano largo plazo Largo plazo
(2017-2020) (2021-2030) (2031-2035)
Alto Inf: 39,5 62,1 80,0
Jahuel Sup: 39,9 63,7 98,1
Inf: 36,8 59,3 76,1
Charrúa
Sup: 36,9 60,9 94,0
Menor demanda proyectada Alternativas de expansión
• Retaso toma de carga • Retraso proyectos de • Mejoras tecnológicas
proyectos de demanda demanda • Disminución costos de
inversión
Entrada nuevas obras generación Factores regulatorios y
• Centrales en construcción • Futuras obras viabilizadas por sociales
• Centrales licitadas el proceso de licitación 2015 • ¿Carbón, GNL o ERNC?
• Sobre inversión/ exceso • ¿Nueva ley requerimiento
oferta ERNC?
• Impuesto a las emisiones
Expansión de transmisión Tasa de descuento (WACC)
• Interconexión SIC-SING • ¿Cuál será el perfil de riesgo
• Sistema de 500 kV de los desarrolladores?
Incertidumbre costo de combustible
• Disminución en costos de • Recuperación costos de • Estabilización de precios de
combustibles combustibles combustibles (esperada)
www.systep.cl 19Agenda 1. Proyección del costo marginal 1. Contexto 2. Metodología Systep 3. Principales supuestos de la simulación 4. Resultados y análisis 2. Alternativas de comercialización 1. Mercado spot 2. Mercado de clientes libres 3. Precio estabilizado 4. Licitaciones de suministro 3. Reflexiones finales www.systep.cl 20
Alternativas de comercialización
Mercado de contratos y Mercado spot
Mercado de contratos Mercado spot
Contrato bajo
negociación
CMg energía y
directa Empresas
Clientes libres precio potencia
generadoras
convencionales +
ERNC Compra/venta
energía y potencia CDEC
PMGD
Empresas PMG Precio
distribuidoras estabilizado
Contrato
regulado por
licitaciones
Fuente: Systep, 2016
www.systep.cl 21Mercado spot-proyección costos marginales
Costo Marginal Alto Jahuel 220 kV, promedio estadístico anual
de las 54 hidrologías simuladas
140
120 9
100 8
6
US$/MWh
80
6 8
4 6
60
0
3 6
40 4
20 2
0
1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 3 8 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 3 8 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 3 8 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Caso Inferior Caso Superior
Fuente: Systep, 2016
www.systep.cl 22Mercado de contratos – Clientes libres
Posibilidades de contratación por la entrada de nuevos
proyectos de consumo (ej: proyectos mineros) o por
vencimiento de contratos existentes
Precio de contrato estará dado por la visión de precios
futuros que tenga el generador y el consumidor
Estos precios debiesen tender a la baja por mercado más
competitivo
www.systep.cl 23Régimen de precio estabilizado (PE)
Origen de PE
Decreto Supremo 244 de 2005 - Medios de Generación No
Convencionales y Pequeños Medios de Generación
Requisitos de acceso a PE:
Central debe ser PMGD o PMG
Generación menor a 9 MW
PMGD: Conectada a red de distribución
PMG: Conectada a transmisión troncal, subtransmisión o
transmisión adicional
www.systep.cl 24Régimen de precio estabilizado (PE)
Condiciones:
Precio estabilizado definido en el decreto de precio de
nudo
Elección entre CMg y precio estabilizado debe ser
avisada 6 meses antes de la fecha de comisionamiento
Tiempo de estadía mínimo en régimen de precios elegido:
4 años
Para cambiarse de régimen se debe avisar con 12 meses
de anticipación
Otras ventajas PMG/PMGD:
Si además es ERNC, no paga peaje troncal (límite de 5%
de la energía del sistema)
Entre 9 MW y 20 MW, ERNC paga parte del peaje troncal
www.systep.cl 25Mercado spot v/s régimen de precio estabilizado
Precio estabilizado v/s costo marginal histórico Alto Jahuel 220
US$/MWh
350
300
250 ¿Posible
200 tendencia?
150
100
50
0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Costo marginal Alto Jahuel 220 kV Precio estabilizado Alto Jahuel 220 kV
Históricamente, el precio estabilizado ha sido menor que el costo marginal.
Sin embargo, eso no significa que esa tendencia continúe en el futuro
Fuente: CDEC-SIC, Systep 2016
www.systep.cl 26Mercado de contratos–Licitaciones de suministro
Licitación 2015/01
Bloque de
1 2-A 2-B 2-C 3
suministro
Energía anual
[GWh] (Base + 3.080 680 1.000 520 7.150
Variable)
Horario de 0:00 a 7:59 y 18:00 a
24 horas 8:00 a 17:59 24 horas
suministro 23:00 a 23:59 22:59
Periodo de
2021-2040 2021-2040 2021-2040 2021-2040 2022-2041
suministro
Dados los resultados de la licitación 2015-02, en cuanto al
número de participantes (incluyendo Endesa, AES Gener y
Colbún), se prevé que la licitación 2015-01 será muy
competitiva.
www.systep.cl 27 27Mercado de contratos–Licitaciones de suministro
Resultados de últimas licitaciones
100% 140
90% 100%
129 92% 120
80%
70%
100% 78% 113 108 100
140
[US$/MWh]
60%
90% 100%
80
120
50% 129 92%
80% 79
40% 78% 113 60
100
70% 108
[US$/MWh]
30%
60% 40
80
20%
50% 79 20
60
10%
40% 0% 15%
30%0% 0
40
20% 2013/01 2013/02 2013/03 2013/03 2° 2015/02
llamado 20
10% 0% 15%
Energía
0% % de energía adjudicada Precio adjudicación 0
adjudicada 3.545
2013/01 0
2013/02 682
2013/03 10.8992°
2013/03 1.200
2015/02
[GWh-año]
llamado
% de energía adjudicada Precio adjudicación
www.systep.cl 28 28Mercado de contratos–Licitaciones de suministro
Energía contratada clientes regulados por empresa
generadora
GWh
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Endesa Aes Gener Colbún
E-CL ENEL BiobioGenera
Otros Proyección Demanda Systep
Dado el vencimiento de contratos de grandes empresas
generadoras se anticipa alta competitividad en la licitación
2015/01
www.systep.cl 29Reflexiones finales
Incertidumbre en la tecnología de expansión
Systep utiliza como mínimo 2 escenarios de expansión de manera de
entregar un rango de valores posibles para los costos marginales
futuros
Análisis adicionales con sensibilidades para efecto del precio de
combustibles (incertidumbre de precios) y otras variables.
Aumento del nivel de competencia
Disminución costos marginales (corto-mediano plazo), producto de
una gran penetración de nuevos proyectos convencionales y ERNC
con importantes reducciones de costos
Procesos de licitación como principal motor de inversión,
permitiendo la entrada de nuevos participantes al mercado
www.systep.cl 30Reflexiones finales
Cambios en la estructura del mercado
Proyectos de transmisión permiten descongestionar problemas de
capacidad, acoplando los costos marginales del sistema
Interconexión SIC-SING permitirá transportar energía económica de
un sistema a otro
Cambios regulatorios que impliquen una mayor penetración de
proyectos (Ej: peajes de transmisión pagados por los retiros)
Efectos en la zona sur del SIC
En el corto plazo se ven desacoples en los costos marginales
producto de restricciones de transmisión
Desacoples generan efectos distintos según la zona: el costo
marginal baja de Charrúa a Ciruelos 220 kV, pero sube en las barras
al sur de Valdivia 220 kV
www.systep.cl 31Reflexiones finales
Necesidad de contratos para financiamiento
Bajos retornos en el mercado spot (corto y mediano plazo)
Contratos vía licitaciones de distribuidoras como buena alternativa,
aunque alta competencia
Contratos libres debieran seguir tendencia a reducción
Precio estabilizado como interesante alternativa, a reevaluar en 4
años (banca considerándolo atractivo como PPA con precio
relativamente estable)
www.systep.cl 32Más información sobre el sector energía
Publicaciones sobre el sector energía Reporte Systep
Reporte mensual del sector eléctrico
Estadísticas del sector
www.systep.cl
www.systep.cl 33Proyección del costo marginal
y comercialización de la
energía:
desafíos para la minihidro
29 de junio de 2016
www.systep.cl 34También puede leer
