Mercado E léctrico Chileno Chilean Electric Energy Market

1. Mercado Eléctrico Chileno Chilean Electric EnergyMarket

2. 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 • Privadosdecideninversiones (ubicación, tecnologia, tamaño) • Riesgos de mercado “controlados” a través de contratos de venta de energía con clienteslibres y/o regulados GENERACIÓN • Monopolionatural (Troncal, Subtransmisión y Adicional) • Planificacióncentralizadaporredes de usocomún (troncal) • Adjudicación via licitaciones • Actividad con carácter de ServiicioPúblico • Retorno de inversiónsegúncostos de mercado • Open access TRANSMISIÓN • Monopolio natural • Concesiones • Actividad con carácter de ServiicioPúblico • Tarifasreguladas (empresamodelo) • Obligación de darsuminstro a clientesregulados DISTRIBUCIÓN

3. La institucionalidad Ministerio de Medio Ambiente aprobaciones ambientales Ministerio de Energía Política energética Dirección General de Aguas (DGA) otorga derechos de agua CNE: tarifas reguladas SEC supervisión y control Otras Instituciones Tutelares SVS, TLC, Antimonopolio, etc. Reguladores CDEC Panel de Expertos: resuelve conflictos Entidades independientes Transmisores Generadores Clientes libres Distribuidores Miembros del CDEC Inversionistas privados

4. Los órganos legales (que se han ido perfeccionando) • Ley General de Servicios Eléctricos • DFL 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 CONSTITUCIÓN LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS REGLAMENTOS ELÉCTRICOS NORMAS TÉCNICAS, REGLAMENTOS INTERNOS Y PROCEDIMIENTOS CDEC

5. Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) Potencia Instalada: 4.550 MW Generación Anual: 15.873,0 GWh Demanda Máxima : 1.998,0 MW Cobertura: Regiones I y II Población: 6.22% Sistema Interconectado Central (SIC) Potencia Instalada: 12.887 MW Generación Anual: 45.985 GWh Demanda Máxima: 6.482,1 MW Cobertura: Regiones II a X, Región XIV y Región Metropolitana. Población: 92,23% Sistema Eléctrico de Aysén Potencia Instalada: 50 MW Generación Anual: 121,7 GWh Demanda Máxima: 20,4 MW Cobertura: Región XI Población: 0.61% Sistema Eléctrico de Magallanes Potencia Instalada: 101 MW Generación Anual: 268,9 GWh Demanda Máxima: 49,3 MW Cobertura: Región XII Población: 0,93% Los sistemas eléctricos chilenos en cifras

6. 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.

7. (1) Participan Generadores, Distribuidores y Clientes Libres (2) Participan sólo Generadores

8. En ambos mercados (contratos y spot) hay claramente diferentes “precios” de transferencias US$/MWh Mercado spot Precio Medio Clientes en el SIC • 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.

9. El Negocio de Generación MERCADO CLIENTES (Condiciones de competencia) MERCADO SPOT (Se optimiza la operación) Margen de Inyección Margen de Comercialización • 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 • Costos Fijos en: • Sistemas Transmisión (peajes) • Transporte de Gas Natural Costos Fijos por Cliente en: - Transmisión (peajes) Margen Total = (Ventas a Clientes – Compras Spotventas)+ (Ventas Spotproducción– Costos de Producción)

10. 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) 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) Si excedentes > 9 MW  Pago proporcional de peajes en función excedentes que supere los 9 MW 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.

11. El Negocio de Transmisión Remuneración del Tramo (i-j) por Energía y Potencia Tramo (i-j) – Caso Energía CMg (j) US$/MWh CMg (i) US$/MWh VATT (i-j) = AVI + COMA Retiros (j) MWh Inyecciones (i) MWh Nodo (j) Nodo (i) (1) Peaje (i-j) =VATT (i-j) -IT (i-j) esperado Transmisordeberecaudar: (2) Ingresos Provisionales = IT (i-j) reales IT (i-j) = Retiros (j) x Cmg (j) - Inyecciones (i) x Cmg (i) • 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 generadoresque participan del pago de peajes en dicho tramo

12. El Negocio de Distribución Compras Ventas VAD Precio de Nudo (Licitaciones) Precio de Nudo + VAD+CUT CLIENTES REGULADOS Precio Libre 1 (para clientes libres) Precio Libre 2 + VAD+CUT CLIENTES LIBRES Peajes (Pago Sistema de Tx) VAD : Valor Agregado de Distribución. Valor regulado calculado para empresa de distribución modelo

13. 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 concesión • Funciones 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.

14. CMg Costo Falla La curva de oferta se construyeatendiendo a los costosvariables de cadaunidadgeneradora (orden de mérito): Falla Do D1 TG Diesel D2 Térmica petróleo Hidro Embalse CMg1 Demanda Alta Térmica carbón Hidro pasada Qo Q1 Q2 Gmax Planificación de la operación de corto plazo (Despacho) Costo Marginal de la Energía La 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 CMgo Demanda Baja Energía (MWh) 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.

15. La operación de SING últimos 12 meses Costos Marginales y Precios Regulados Crucero 220 kV US$/MWh histórica Fuente: CNE, CDEC-SING Fuente: www.centralenergia.cl

16. La operación de SIC 2005 Costos Marginales y Precios Regulados Alto Jahuel 220 kV US$/MWh Incluye resultado de las licitaciones 2011 Fuente: CNE, CDEC-SIC

17. Índice de Precios (base: enero 2005 = 100) Disponibilidad de Terminales GNL Escasez creciente de Gas Natural Sequía (SIC) Terremoto Carbón “estable” Sequía mayor (SIC) Alza combustibles Sequía mayor (SIC) Fuente: Estadísticas CNE

18. Mercado Eléctrico Chileno Chilean Electric EnergyMarket