Successfully reported this slideshow.
We use your LinkedIn profile and activity data to personalize ads and to show you more relevant ads. You can change your ad preferences anytime.

El proceso de integración energética en Latinoamérica: el papel de las interconexiones. Jorge Rodríguez Grossi

1,421 views

Published on

Autumn Seminar FUNSEAM 2016
El proceso de integración energética en Latinoamérica: el papel de las interconexiones
Jorge Rodríguez Grossi, Presidente del BancoEstado y ex-Ministro de Economía, Energía y Minas de Chile

Published in: Environment
  • Be the first to comment

  • Be the first to like this

El proceso de integración energética en Latinoamérica: el papel de las interconexiones. Jorge Rodríguez Grossi

  1. 1. Autumn Seminar El proceso de integración energética en Latinoamérica: el papel de las interconexiones Jorge Rodríguez Grossi Presidente del BancoEstado y ex-Ministro de Economía, Energía y Minas de Chile Madrid, 29 de Septiembre de 2016
  2. 2. INTEGRACIÓN ENERGÉTICA EN LATINOAMÉRICA: EL PAPEL DE LAS INTERCONEXIONES.* Jorge Rodríguez Grossi Septiembre de 2016 * Agradezco a Jeremy Martin, Hugh Rudnick y Juan Ricardo Inostroza por la información provista, aunque toda la responsabilidad de lo que expongo es mía.
  3. 3. Indice de la presentación 1. CONDICIONES ENERGÉTICAS EN AMÉRICA LATINA 2. PROYECTOS E INTERCONEXIONES 3. CARÁCTER DE LOS PROCESOS DE INTEGRACIÓN 4. ÚLTIMAS REFLEXIONES
  4. 4. 1. CONDICIONES ENERGÉTICAS EN AMÉRICA LATINA
  5. 5. • MERCADO ENERGÉTICO EN AMÉRICA LATINA CRECERÍA A 2.4% ANUAL EN LOS PRÓXIMOS 25 AÑOS. • AMÉRICA LATINA ES RICA EN ENERGÉTICOS, PERO SU INTEGRACIÓN DE MERCADOS ES DIFÍCIL. • AL REVISAR LA DOTACIÓN DE RECURSOS ENERGÉTICOS DE AMÉRICA LATINA SE CONSTATA QUE ES SUFICIENTEMENTE CAPAZ DE AUTOABASTECERSE. CONDICIONES ENERGÉTICAS EN AMÉRICA LATINA
  6. 6. MERCADO ENERGÉTICO ACTUAL DE AMÉRICA LATINA DEBIERA CRECER CERCA DE 60% HACIA EL 2040. Fuente:La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016. Demanda y Oferta de Energía América Latina
  7. 7. Venezuela 45.477 RESERVAS DE CARBÓN, PETRÓLEO Y GAS MTOE-EQUIVALENTE. Mtoe = Millones de toneladas de petróleo equivalente 1 TWh = 85,98 Toe Fuentes: World Energy Council Brasil 5.595 Colombia 3.263 Ecuador 918 Argentina 895 Perú 493 Bolivia 242 Chile 242 TOTAL MTOE= 57,125
  8. 8. Brasil 67.795 Argentina 7.385 Chile 8.539 Perú 22.662 Ecuador 9.136 Colombia 12.286 Bolivia 4.576 Venezuela 8.828 POTENCIAL DE ENERGÍAS RENOVABLES Mtoe-equivalente/año. Viento, Hidro y Solar Fuentes: Hidro: Hydropower and dams World Atlas 2014 Solar: NREL 2015 Viento: PNAS 2014 Mtoe = Millones de toneladas de petróleo equivalente 1 TWh = 85,98 Toe
  9. 9. Fuente:La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016. POTENCIAL SOLAR
  10. 10. Fuente:La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016. POTENCIAL GEOTÉRMICO Olade, 2012
  11. 11. Fuente:La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016. HIDROELECTRICIDAD
  12. 12. Fuente:La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016. POTENCIAL EÓLICO Olade, 2012
  13. 13. 2. PROYECTOS E INTERCONEXIONES
  14. 14. Fuente:Olade-Cier PROYECTOS DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA 1970-2000: Visión de la Comisión de Integración Eléctrica Regional (CIER) y la Organización Latinoamericanade Energía (OLADE) Siepac Colombia- Panamá Perú - Chile Colombia-Ecuador Colombia- Venezuela Venezuela-Brasil Paraguay-Brasil Paraguay-Argentina Argentina-Uruguay Perú - Bolivia Perú - Brasil Perú - Ecuador Brasil Uruguay Chile-Argentina Bolivia-Brasil
  15. 15. Fuente:Olade-Cier AL DÍA DE HOY… Se ha avanzado en algunas interconexiones eléctricas entre países… Las importantes: Yacretá (Arg-Paraguay) Itaipú (Paraguay-Brasil) Salto Grande (Arg-Uruguay) Siepac Colombia-Ecuador Colombia- Venezuela Venezuela-Brasil Paraguay-Brasil Paraguay-Argentina Argentina-Uruguay Perú - Brasil Perú - Ecuador Brasil Uruguay Chile-Argentina Bolivia-Brasil
  16. 16. 1 Interconexión Capacidad (MW) Argentina-Uruguay 3,426 MW 1 Salto Grande 1,890 2 Concepción del Uruguay - Paysandú 150 3 Colonia Elia – San Javier 1,386 Argentina-Paraguay 3,190 MW 4 Yacretá 3,000 5 Clorinda-Guarambaré 150 6 El Dorado – Mariscal López 30 7 Posadas – Encarnación 10 Argentina- Brasil 4,050 MW 8 Paso de los Libres – Uruguayana 50 9 Rincón de Santa María – Itá 2,000 10 Rincón – Garabí 2,200 Paraguay – Brasil 14,062 MW 11 Itaipú 14,000 12 Acaray – Foz de Iguazú 50 13 Pedro Caballero – Ponta Porá 6 14 Vallemí-Porto Murtinho 6 Brasil – Uruguay 580 MW 15 Rivera – Libramento 70 16 Chuy-Chui 10 17 Pdte. Médici – San Carlos 500 Argentina – Chile 653 MW 18 Rio Turbio – Puerto Natales 20 19 Salta – Andes 633 Bolivia-Brasil 20 MW 20 San Matías – Corixa 20 Colombia – Venezuela 350 MW 21 Arauca –Guasdualito 6 22 Puerto Carreño – Puerto Páez 8 23 Cuesteita – Cuatricentenario 150 24 Tibú – La Fría 36 25 San Mateo – El Corozo 150 Colombia – Ecuador 485 MW 26 Pasto – Quito 200 27 Jamondino – Pomasqui 250 28 Ipiales – Tulcán 35 Ecuador – Perú 110 MW 29 Machala – Zorritos 110 Brasil – Venezuela 200 MW 30 Boa Vista – El Gurí 200 2 3 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 17 16 18 19 20 21 22 23 24 25 26 28 27 29 30 INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS EN SUDAMÉRICA Fuente:Olade
  17. 17. Interconexión Capacidad (MW) Argentina-Uruguay 3,426 MW 1 Salto Grande 1,890 2 Concepción del Uruguay - Paysandú 150 3 Colonia Elia – San Javier 1,386 Argentina-Paraguay 3,190 MW 4 Yacretá 3,000 5 Clorinda-Guarambaré 150 6 El Dorado – Mariscal López 30 7 Posadas – Encarnación 10 Argentina- Brasil 4,050 MW 8 Paso de los Libres – Uruguayana 50 9 Rincón de Santa María – Itá 2,000 10 Rincón – Garabí 2,200 Paraguay – Brasil 14,062 MW 11 Itaipú 14,000 12 Acaray – Foz de Iguazú 50 13 Pedro Caballero – Ponta Porá 6 14 Vallemí-Porto Murtinho 6 Brasil – Uruguay 580 MW 15 Rivera – Libramento 70 16 Chuy-Chui 10 17 Pdte. Médici – San Carlos 500 Argentina – Chile 653 MW 18 Rio Turbio – Puerto Natales 20 19 Salta – Andes 633 Bolivia-Brasil 20 MW 20 San Matías – Corixa 20 Colombia – Venezuela 350 MW 21 Arauca –Guasdualito 6 22 Puerto Carreño – Puerto Páez 8 23 Cuesteita – Cuatricentenario 150 24 Tibú – La Fría 36 25 San Mateo – El Corozo 150 Colombia – Ecuador 485 MW 26 Pasto – Quito 200 27 Jamondino – Pomasqui 250 28 Ipiales – Tulcán 35 Ecuador – Perú 110 MW 29 Machala – Zorritos 110 Brasil – Venezuela 200 MW 30 Boa Vista – El Gurí 200 INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS EN SUDAMÉRICA Fuente:Olade 3,426 MW 3,190 MW 3,190 MW 14,062 MW 580 MW 653 MW 20 MW 350 MW 485 MW 110 MW 200 MW
  18. 18. Fuente: Cammessa, UPME Colombia, Ministerio de Energía e Minas de Brasil, Ministerio de electricidad y energías renovables de Ecuador 2015: EXPORTACIONES E IMPORTACIONES DE ELECTRICIDAD Y TASA DE USO DE LA LÍNEA (GWH) 55 (0,2%) 229 (0,9%) 0 (0,0%) 0 (0,0%) 1,313 (0,9%) 0 (0,0%) 0 (0,0%) 113 (0,4%) Pais 1 Pais 2 Importación (% de uso)Importación (% de uso) 0 (0,0%) 0 (0,0%) 0 (0,0%)0 (0,0%) 0 (0,0%) 0 (0,0%) 0 (0,0%) 0 (0,0%) 0 (0,0%) 3 (0,1%) 45 (1,2%) 457 (12%) 55 (6,9%) 0 (0,1%) • Transferencias de energía muy por debajo de la capacidad de las líneas. • Muchas líneas inactivas (Venezuela –Brasil, Paraguay-Brasil, Venezuela-Colombia,Brasil - Argentina) • Venezuelano es capaz de importar/exportar energía debido a su precaria situación económica y problemas políticos. • Brasil no importa energía desde Argentinadebido a las constantes fallas por parte de esta última en proveer energía a Brasil por lo que caducó los permisos. • El mayor intercambio se produce entre Uruguay y Argentina(1,313 GWh), pero es solamenteel 1% de la capacidad de la línea. • Ecuador es el que más ocupa sus interconexiones para importar energía (12% con Colombia y 7% con Perú)
  19. 19. GASODUCTOS OPERANDO Y EN ESTUDIO Gasoductos en operación Gasoductos en Estudio Gasoducto posible, propuesto en Anillo Energético Fuente: La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016. * * *Gasoducto Chile-Perú, 1.356 Km desde Humay a Tocopilla; JRG CIER Identifica grandes oportunidades de integración gasífera. Pablo Corredor, 2004 *
  20. 20. GAS Fuente:La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016.
  21. 21. 3. CARÁCTER DE LOS PROCESOS DE INTEGRACIÓN
  22. 22. Según OLADE (Apuntes sobre.., Abril de 2013) * * OLADE, Apuntes sobre la Integración Eléctrica Regional y Propuestas para Avanzar, Abril de 2013.
  23. 23. OLADE destaca que ni en la UE se han podido hacer todas las interconexiones eléctricas ni de gas que se hubieran deseado. • La Unión Europea ha sido la más exitosa integración económica de naciones. La energía ha estado siempre presente. Desde 1951 con la creación de la Comunidad del Carbón y el Acero y luego, en 1957 con la CEE y la Comunidad Europea de Energía Atómica (CEEA). • En 1993 se da otro paso con Tratado de Maastricht y la Unión Europea. Se genera compromiso de armonizar los mercados energéticos locales para política energética común. La Directiva 96/92/EC establece pautas para competencia entre mercados lo que no fue uniformemente adoptado. OLADE señala que Alemania, Suecia, Finlandia, España y Holanda lo hicieron. También señala que en gas tampoco se ha logrado y que Francia ha sido duro de convencer. • El resultado se manifiesta en redes eléctricas y de gas obsoletas y débiles. Obviamente también se refleja en que al 2010 apenas se exportaba 2.5% de la generación eléctrica total de la UE (3.2 millones de GWh). Es decir, del orden de los 80.000 GWh al año entre los países de la UE aproximadamente.
  24. 24. • América Latina ha pretendido integrarse, pero difícilmente se podría señalar que haya habido verdadera voluntad política en dichos procesos. Por ello no hay integración. Como se citaba anteriormente, los intercambios energéticos existentes han nacido por otras causas más que por derivación de procesos de integración. • Citando nuevamente a OLADE sobre las dificultades universales de integración: • La región de AL sería perfectamente autosuficiente en energía convencional y renovable no convencional. Iniciativas de integración en el Cono Sur han fallado por dramáticos vaivenes de políticas económicas y/o por nacionalismos extremos. • Desde 2002 que Comunidad Andina de Naciones viene reuniéndose en torno a idea de un mercado común de electricidad. Hasta hoy se han realizado estudios de factibilidad técnica (con PNUD) y económica (con BID) y, entre medio, con la crisis del gas de Argentina. Integración en América Latina
  25. 25. • Está publicado un resumen del estudio de prefactibilidad técnico-económico para la interconexión de Colombia, Ecuador, Perú, Bolivia y Chile. * • Tres escenarios, además del actual (donde solo opera una conexión Ecuador con Colombia), comprueban importantes beneficios económicos en la medida que estas 5 economías se interconectaran. • Tras estos resultados está la posibilidad de usar el gas natural peruano y boliviano para generar localmente y exportar, pero con un sistema eléctrico chileno entonces desintegrado, lo cual está en camino de resolverse a través de la interconexión SIC-SING actualmente en construcción. • Se estimaron beneficios globales por reducción de costos (valor presente), entre el 2014 y el 2022, de US$ 2.400 millones en escenario de máxima integración. • En el escenario de mayor integración Colombia y Bolivia aumentarían sus costos marginales mientras Chile sería muy beneficiado en la zona norte o SING. • Por otra parte, Joaquín Villarino, ejecutivo máximo del Consejo Minero (agrupación de las mineras privadas), rechazó la posibilidad de abastecerse de electricidad importada por ser estratégicamente inviable (Business News Americas, 24 de Abril de 2012). Integración eléctrica en América Latina * “Electric interconnections in the Andes Comunnity: threats and Opportunities”, Sauma et al, en Handbook of Networks in Power Systems I, Energy Systems, Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2012.
  26. 26. Integración gasífera Chile y Argentina • Integración gasífera Argentina–Chile nace cuando hay coincidencias de modelo económico (1996), y fracasa por cambio de patrón desde modelo de economía abierta de Menem con tipo de cambio fijo a devaluación del peso argentino con congelamiento de precios domésticos del gas que paralizan prospección e inversiones energéticas (Duhalde, 2001). Demanda comienza a superar la oferta y el 2004 Argentina comienza a suspender parcialmente envíos a Chile. • Chile busca opción GNL para resolver déficit y escapar de trampa del Gas barato que incrementó peligrosamente dependencia energética con Argentina. Lo logra el 2007 y se acaba la importación desde Argentina. • En paralelo Chile promueve “Anillo Energético” junto a Argentina. Brasil y Uruguay. Gran negocio habría sido para Perú porque por una inversión menor en gasoductos nuevos y reforzamiento de red norte Argentina (US$ 4 billones de entonces), habría podido vender a precios menores al GNL, pero sin los costos totales de puesta en destino del GNL. Sin embargo, la iniciativa es rechazada ante nacionalismo creciente que nace en medio de proceso elecciones presidenciales del 2006. • Precio potencial habría sido algo menor al del GNL (probablemente cerca de US$ 12 el millón de BTU entonces), pero no habría tenido que licuarlo para venderlo lejos de Perú. Se prefirió licuar el Gas y exportarlo a México. • Al mismo tiempo Venezuela propone “Gasoducto del Sur” para sepultar el Anillo Energético, pero sin gas para nutrirlo (GN venezolano es asociado a producción de petróleo limitada por OPEP). 10,000 km de longitud y US$ 20 billones de inversión en gasoducto. Proyecto muere por causas naturales.
  27. 27. 4. ÚLTIMAS REFLEXIONES
  28. 28. • En los últimos años ha habido interés privado con propuestas preliminares de integración eléctrica de Perú con Chile. Lamentablemente tanto antes como ahora son más riesgosas que la opción de compraventa de gas natural. ¿Por qué? • Pues porque una falla de abastecimiento de GN por gasoducto sería inmediatamente sustituido por GNL en magnitudes similares (GNL Mejillones; Suez y CODELCO; estanque de 187 mil m3). Con Argentina pudimos sustituirlo temporalmente por petróleo, que es caro, pero pudimos seguir teniendo electricidad. En cambio la falla eléctrica nunca tendrá una oferta sustituta mayor al margen de reserva cuya magnitud se calcula en relación a fallas técnicas, pero no a riesgos de tipo geopolítico. • La experiencia de Chile con Argentina, cuya crisis no fue inspirada en cuestiones geopolíticas sino que fue el resultado de mala previsión ante cambios en la política económica del país exportador, destacó las complicaciones económicas, pero sobre todo, políticas que conllevaría generar una dependencia tan estratégica con un oferente geopolíticamente sensible. Últimas reflexiones
  29. 29. • En este caso, la existencia de plantas de regasificación en Chile le quitaron o atenuaron el carácter estratégico de la eventual importación de GN desde Perú o Bolivia. Se trataría de casos básicamente comerciales lo que es muy positivo. • La importación de electricidad es otra cosa: cada MWh importado desde una fuente geopolíticamente sensible debería tener respaldo de generación eléctrica en el país . Eso, en términos económicos es muy caro porque significaría tener potencia instalada ociosa, lo que define un rango pequeño de comercio posible, de bajo riesgo. • En resumen, proyectos de inversión en gasoductos debieran ser de mucha menor complicación que eléctricos en la medida que estén configurados básicamente como acuerdos comerciales, con sólidas bases económicas y sin connotaciones de riesgos geopolíticos delicados. Por ello es que se ven como inversiones más factibles para llevar a cabo entre economías donde el nacionalismo está a flor de piel y donde simples transacciones comerciales pueden adquirir dimensiones lamentablemente estratégicas. Últimas reflexiones
  30. 30. PDL Transmisión
  31. 31. • Modifica nombres de los sistemas: • Sistema de Transmisión Nacional, equivale al Sistema Troncal • Sistemas de Transmisión Zonales, equivale a los Sistemas de Subtransmisión • Sistemas de Transmisión Dedicados, equivale a los Sistema de Adicionales • Agrega los sistemas de transmisión para Polos de Desarrollo Regionales • La planificación de largo plazo identificará Polos de Generación, principalmente de ER • Si los generadores no se ponen de acuerdo en la construcción de la nueva línea, la CNE puede incluirla en el ETT • La línea es pagada por generación, y las holguras son pasadas a la demanda como un cargo estampilla • Modifica la regla de asignación de peajes • Los peajes serán pagados directamente por el consumidor a través de un cargo estampilla ($/kWh) en la boleta • Se define un transitorio para el traspaso de peajes de inyección a la demanda. El traspaso comienza en 2019 y aumentará gradualmente hasta alcanzar el 100% al año 2034 • Define ingresos tarifarios en los sistemas zonales • La tasa de descuento en transmisión se calcula de manera similar a las sanitarias (valor mínimo de 7% y máximo de 10%) TRANSMISIÓN
  32. 32. • Crea el CISEN en reemplazo del CDEC • Objetivos similares al CDEC: operación segura, a mínimo costo y garantizar acceso abierto. • El CISEN monitoreará la competencia y el cumplimiento de la normativa en el sector • Informará a la CNE o SEC las infracciones que se cometan • Un comité especial de 4 miembros elegirá a los directores del CISEN • Los miembros del Comité provendrán de: CNE, Consejo Alta Dirección, Panel de expertos y TDLC • El Directorio del CISEN tendrá un director ejecutivo y otros 7 miembros • Se borra el listado de materias que se pueden someter al Panel. Se someterán sólo aquellas materias indicadas en la ley, las discrepancias con el coordinador, y discrepancias entre las empresas • Establece nuevas fechas para el procedimiento ante el Panel • Es vinculante sólo para los que participen como partes, sin embargo, la CNE y SEC serán interesados sólo en aquellas discrepancias en que no tengan calidad de parte. • El Min de Energía puede declarar inaplicable el fallo en caso que se refiera a materias ajenas a las señaladas. CISEN Y PANEL DE EXPERTOS
  33. 33. • Deroga el art. 16 B de la ley 18.410: • Paga compensaciones a clientes regulados por interrupciones en el suministro • Se paga el duplo del costo de falla de larga duración (US$500/kWh) • Se pagarán compensaciones por incumplimiento de los estándares de indisponibilidad en generación y transmisión • Se compensará a clientes regulados y libres. En caso que el cliente libre contemple en sus contratos de suministro cláusulas de compensaciones, no se procederá al pago que establece la ley • 2020-2023: x10 componente de energía precio medio de mercado (US$750/kWh) • 2024 en adelante: x15 componente de energía precio medio de mercado (US$1.150/kWh) • Compensaciones de Tx no podrá superar por evento el 5% de sus ingresos regulados anuales (tope 20.000 UTA = MMUS$ 16.5). • Compensaciones de Gx no podrá superar por evento el 5% de sus ventas de energía y potencia anuales (tope 20.000 UTA = MMUS$ 16.5). • Las compensaciones y las responsabilidades serán identificadas por el CISEN COMPENSACIONES POR FALLAS
  34. 34. • Serán definidos por la CNE mediante resolución exenta, según propuesta del CISEN • CISEN elaborará un informe con los SSCC requeridos. • Se puede discrepar en el Panel • Regulación dependiendo del tipo de SSCC: • Cost-plus: estudios de costos del CISEN (se puede discrepar en el Panel) • Licitaciones • Remuneración: • Nueva infraestructura: financiada por usuarios finales a través de un cargo de SSCC. • Prestación SSCC: será de cargo de los generadores que efectúen retiros. SERVICIOS COMPLEMENTARIOS
  35. 35. Licitación Eléctrica 2015-01
  36. 36. RESUMEN ULTIMAS LICITACIONES 2014 2016-2019 15 2015 2019 20 2016 2021-2022 20 2017 2023 20 2018 2023 20 2019 2024 20 13.0 1.2 12.4 2.5 7.0 9.0 4.5 2020 2026 20 2013 2015 2015 2016 2017 2018 2019 Volumen licitado TWh-año Llamado a licitación Precio promedio de adjudicación 94.7 US$/MWh (92% adjudicada, sin cambio de ley) Precio promedio de adjudicación 79.3 US$/MWh (100% adjudicada Con cambio de ley) Licitaciones pasadas Ultima licitación (2015-01) Licitaciones futuras Adjudicación Inicio suministro Años Precio promedio de adjudicación 47.6 US$/MWh (100% adjudicada, Con cambio de ley)
  37. 37. ESTRUCTURA DE LA LICITACION 2015-01 GWh/año (1) Suministro A (23:00 a 7:59) B (8:00 a 17:59) C (18:00 a 22:59) Total Bloque 1 2021 – 2040 3.100 GWh en 24/7 3.100 Bloque 2 2021 – 2040 680 1,000 520 2.200 Bloque 3 2022 – 2041 7.200 GWh en 24/7 7.200 Total 12.500 Item Description Contraparte 23 Distribuidoras, la mayoría investment grade Punto de oferta Polpaico 220 kV, Los precios son referidos al punto de suministro usando factores de modulación calculados por la CNE cada 6 meses. Punto de suministro 29 Nodos: 5 en el SING y 24 en el SIC, distribuidos entre Arica y Puert Montt Precio de la energía US$/MWh indexado cada 6 meses Precio de la potencia 8.36 US$/kW-mes (Quillota 220 kV) indexado por US$ CPI cada 6 meses Modulación de los precios de energía y potencia • Precio referido a cada nudo del troncal usando “factores de modulación” • Definidos por la CNE cada 6 meses (Abril / Octubre): VPN@10% real of del promedio ponderado del costo marginal de los próximos 48 meses Modelo multimodal con 58 hidrologías, 5 bloques de demanda. Cambio de ley Permite un mecanismo de revisión de precios cuando los costos financieros o operativos cambian en mas de un 2% por efecto de algún cambio legal. Impuesto verde actual está incluido en el precio. ERNC, Servicios complementarios Incluidos en el precio Peajes Cláusula de Pass – through (1) Incluye 10% del bloque variable
  38. 38. RESULTADOS LICITACION 2015-01 • 52% de la energía adjudicada basada en eólicas • 47% de la energía adjudicada a ENEL Bloque TWh(1) US$/MWh Tecnología Compañía 1 3.1 40.4 • 100% Eólicas nuevas • 94% Mainstream • 6% OPDE 2 2.2 47.1 • 48% Eólica • 39% Eólica + Solar • 13% Eólica • 39% Iberolica/GNF • 32% WPD • 13% Solar Pack • 8% Mainstream • 8% Ibereolica 3 7.2 50.8 • 83% Portafolio + ERNC • 10% Eólicas nuevas • 7% Eólicas + Solar • 83% ENEL • 7% Acciona • 4% Mainstream • 4% Cox Energy • 1% WPD - 1% AELA Total 12.5 47.7
  39. 39. HISTORIA LICITACIONES 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Precio de las licitaciones. Valores de la serie ajustados a precios del petróleo(*) USD/MWh • Chile ha sido exitoso en disminuir los precios de la energía • Sin embargo, un alto porcentaje de los proyectos que respaldan la energía licitada en las licitaciones del año 2015 y posteriores no ha iniciado aún su construcción. • Menor plazo de construcción en el caso de energías renovables que el plazo entre la fecha de licitación e inicio de suministro • Bajo costo de salida si no se llega a concretar proyecto (*) precioindexado

×