EXPOMIN 2012 La Generación Eléctrica para el Desarrollo Minero ¿Cuáles son los atributos del producto que buscamos? Suficiencia y oportunidad Seguridad Eficiencia (competitividad) Estabilidad de precios Sustentabilidad ambiental Aceptabilidad social Chile: Tasa Crecimiento Anual Consumo de Energía Eléctrica v/s Producto Interno Bruto 14,0% Consumo Electricidad 12,0% PIB 10,0% 8,0% 6,0% 4,0% 2,0% 0,0% 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 -2,0% -4,0% Fuente: CNE, Banco Central de Chile El nivel de desarrollo de Chile lo caracteriza aún con un consumo de electricidad acoplado al nivel de producción (elasticidad PIB ≈ 1) Crecimiento de la Demanda eléctrica Consumo de electricidad se ha duplicado cada 10 años 2006 1996 1987 Fuente: Ministerio de Energía Consumo de Energía Eléctrica 20.000 Canadá (Chile x 5,1) 18.000 kWh per cápita anual 16.000 Estados Unidos (Chile x 4,1) 14.000 12.000 Nueva Zelandia (Chile x 2,9) 10.000 8.000 Miembros OCDE (Chile x 2,5) 6.000 Chile 4.000 2.000 1968 2008 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Fuente: worldbank.org Nivel de desarrollo hace prever todavía un comportamiento acoplado al crecimiento del producto para los próximos años Enfrentaremos un escenario desafiante Proyección de Ventas de Energía Eléctrica - GWh 180000 2030: 2,8 veces consumo de 2011 160000 140000 2023: 2 veces consumo de 2011 120000 100000 SING 80000 SIC 60000 40000 20000 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Fuente: CNE, ITP SING y SIC Abril 2012 (2022 en adelante estimación propia según tasas crecimiento largo plazo CNE: 4,9% SIC; 5,0% SING) Capacidad Instalada 2011≈ 16.000 MW Al 2023 se necesitará duplicar la capacidad instalada de generación actual, y al 2030 casi triplicarla La minería consume 1/3 de la energía eléctrica de Chile 44% de aumento Fuente: Cochilco ,“Estudio prospectivo al año 2020 de consumo de energía eléctrica en la minería del Cobre”, dic.2011 LA MINERIA: PRINCIPAL PROMOTOR DE INVERSIONES Y MOTOR DE LA ECONOMIA NACIONAL Repunte en el precio del cobre sustentado por crecimiento económico de países en desarrollo (China, India) Fuente: www.cochilco.cl En Chile, se estima una Inversión de US$ 90.000 millones para el periodo 2012-2020 2012-2020 80.000 100.000 100.000 90.000 90.000 90.000 70.000 70.000 7.000 80.000 80.000 7.000 60.000 70.000 Otros +125% 70.000 50.000 60.000 40.000 50.000 30.000 40.000 60.000 36.000 Servicios de Ingeniería 50.000 Equipos 40.000 40.000 20.000 30.000 30.000 20.000 Construcción 20.000 40.000 20.000 10.000 10.000 Mineras Privadas Codelco Fuente: Sociedad Nacional de Minería - 10.000 2001-2010 90,000 nuevos empleos 2012-2020 Al 2020 se proyectan significativos aumentos en producción Toneladas 45.000.000 +42% 80.000 +300% 40.000.000 70.000 35.000.000 2011 60.000 30.000.000 2011 2020 50.000 25.000.000 2020 40.000 20.000.000 +56% 30.000 15.000.000 10.000.000 +52% 20.000 5.000.000 +67% Cobre Hierro Potasio Fuente: Sociedad Nacional de Minería 10.000 - +85% +167% Oro Plata Litio Yodo Desarrollo minero en el norte grande Zona SING + de US$ 40.000 millones Codelco Chuqui Ampliación Collahuasi Ampliación Escondida Quebrada Blanca Hipógeno Telegrafo Caracoles Sierra Gorda SQM Lomas Bayas 2013 Q3 2012 Q2 2015 2016 nd nd nd nd nd Fuente: Sociedad Nacional de Minería Hoy el sistema tiene una capacidad instalada de generación de 4.560 MW y la demanda máxima de Potencia 2011 fue de 2002 MW (MR: 127%) Al 2020: Crecimiento Base ≈15 MW (113 GWh) Proyectos≈780 MW (5.700 GWh) Fuente: GWh Cochilco; MW estimación AGG (fc=0.83) Desarrollo de oferta de generación en el SING Proyectos Identificados Plan de Obras - MW 500 450 400 350 Patache 110 MW SEIA Aprobado Otro Geo Solar Eolico Diesel Carbon 300 250 200 Pacífico 2x175 MW SEIA Aprobado 150 En construcción 100 50 Atacama Solar 250 MW SEIA Aprobado 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Fuente: CNE-ITP SING Abr 2012 Cochrane 560 MW EIA Aprobado Durante el 2012 se incorporan 22 MW de capacidad instalada. Para los próximos años (hasta el 2022), el Plan de Obras de la CNE recomienda la instalación de 2.290 MW adicionales. Calama-Eolico 250 MW EIA Aprobado Total con SEIA Aprobado Eólico: 757 MW Solar: 621 MW Térmicas: 2.270 Fuente: centralenergia. en base a SEIA Se recomienda también un refuerzo y ampliación del tramo de trasmisión CruceroLagunas en 220 kV a partir de 2014 (incluido en último llamado a licitación marzo de 2012). Estimación de Consumo de Energía Eléctrica SING – por tipo de cliente Ventas - GWh 2022 2021 2020 2019 2018 2017 Clientes Libres: 88-90% 2016 2015 2014 2013 2012 0 5000 10000 15000 Clientes Regulados Fuente: CNE, ITP SING Abril 2012 20000 Clientes libres 25000 30000 EL sistema eléctrico ha respondido rápidamente a la crisis del GN argentino Corte total de GN Inicio GNL en Chile Fuente: CDEC-SING Desarrollo en el norte chico y zona centro-sur Zona SIC + de US$ 45.000 millones Codelco El Teniente Codelco Andina Ampliación Pelambres Cerro Casale El Morro Relincho Pascua Lama CMP Caserones 2017 2016 2015 2014 2015 2015 2013 nd 2013 Q3 Fuente: Sociedad Nacional de Minería y estimación AGG Fuente: CDEC-SIC Hoy el sistema tiene una capacidad instalada de generación de 12.620 MW y la demanda máxima de Potencia 2011 fue de 6875 MW (MR: 83%) Al 2020: Crecimiento Base ≈300 MW (2.198 GWh) Proyectos≈740 MW (5.400 GWh ) (*) Fuente: GWh Cochilco; MW estimación AGG (fc=0.83) (*) Otras estimaciones : 915 MW (6.664 GWh) Desarrollo de oferta de generación en el SIC Proyectos Identificados Plan de Obras - MW 1400 Geo GNL Bio Eolica Carbon Hidro 1200 HidroAysen 2750 MW SEIA Aprobado Alto Maipo 542 MW SEIA Aprobado 1000 800 En construcción 600 400 Talinay 2da. Et. 400 MW SEIA Aprobado 200 0 Castilla 2354 MW SEIA Aprobado Barrancones 566MW EIA Aprobado Total con SEIA Aprobado Eólico: 1540 MW Hidro (embalse+pasada): 4219 MW Térmicas: 5569 Fuente: CDEC-SIC, centralenergia en base a SEIA 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Fuente: CNE-ITP SIC Abr 2012 Durante el 2012-2014 se incorporan 1.490 MW de capacidad instalada. Para los siguientes años (hasta el 2022), el Plan de Obras de la CNE recomienda la instalación de 4.656 MW adicionales. Nuevas líneas desde Polpaico hasta Cardones (2x500 kW, 1700 MVA) y Cardones a D.de Almagro (2x220, 290 MVA) a partir de Junio 2017 según bases de licitación actualmente en proceso. Estimación de Consumo de Energía Eléctrica SIC – clientes libres por zona Ventas - GWh 20… SIC Norte: 27% 20… 20… 20… 20… 20… 20… 20… 20… 20… 20… 0 SIC Norte: 19% 5000 10000 15000 20000 25000 SIC Resto SIC Norte Fuente: CNE, ITP SIC Abril 2012 30000 35000 40000 EL sistema eléctrico ha enfrentado situaciones críticas, minimizando el efecto en el suministro Costos Marginales SIC [US$/MWh] Fuente: José Venegas, Endesa Chile, Presentación “Competencia y Open Access en el Sector Eléctrico Chileno”, 28 Sept 2011 Índice de Precios (base: enero 2005) Disponibilidad de Terminales GNL Escasez de Gas Natural 400 Sequía (SIC) Terremoto Carbón “estable” Sequía mayor (SIC) Alza combustibles 350 Sequía mayor (SIC) Tendencia alcista de combustibles 300 250 Precio de Nudo SIC Precio de Nudo SING 200 Carbón Eq. 7000 Kcal/Kg Gas Natural Henry Hub 150 Crudo Brent 100 Estabilidad de precios HH 50 0 ene-05 ene-06 ene-07 Fuente: Estadísticas CNE ene-08 ene-09 ene-10 ene-11 EL GRAN DESAFÍO QUE TENEMOS POR DELANTE Frentes principales y cursos de acción Contingencia Tramitación de proyectos Judicialización Información y percepciones Contexto Internacional Escenario actual Proyectos de generación en trámite 7% Solares 25% 9% Biomasa, Biogas y Cogeneración 14% Eólicas Geotérmicas 1% Eólicas 17% SEIA en Trámite, 21% 5% Otras térmicas* Térmicas a Carbón 16% En Construcción, 10% Otras térmicas* 42% Térmicas a Carbón 27% 35% Hídricas Hídricas SEIA Aprobado, 69% En Construcción SEIA Aprobado SEIA en Trámite Total MW 2296 15197 4622 22115 Fuente: centralenergia marzo 2012 en base a SEIA 5% 3% Solares 16% 1% Biomasa, Biogas y Cogeneración Eólicas 10% 69% 21% 47% Otras térmicas* Térmicas a Carbón 28% Hídricas Tramitación de proyectos Número Total de Días Transcurrido para Aprobar Proyectos Termoeléctricos Aumentan plazos de tramitación ambiental (media móvil de tres años; 70 proyectos de 40 MW o más) 500 450 Ley Corta 2 400 350 300 250 200 150 100 50 0 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 Fuente: Determinación de los tiempos de tramitación ambiental de proyectos termoeléctricos en el SEIA, Rodríguez, Espinoza y Herrera, U. Alberto Hurtado, Mayo de 2011 Fuente: Cámara Chilena de la Construcción Enfrentamos un escenario complejo Ejemplos en Proyectos de Generación Categoría de ingreso al SEIA DIA EIA Tecnología ERNC Hídrico Térmica ERNC Hídrico Térmica Combustible Diesel Gas Natural Carbón Diesel Gas Natural Promedio de días en evaluación 208 308 158 99 346 480 434 167 316 Fuente: Ministerio de Energía a partir de datos SEIA y estudio “Identificación de dificultades en la tramitación de permisos de proyectos del sector eléctrico” Proyectos en calificación por sector económico al 30-09-2011 excluidos los que llevan más de 1.000 días en el sistema. DIA EIA Total Inversión Nº días Inversión Nº días Inversión Nº de (MMUS$) proyectos promedio* (MMUS$) proyectos promedio* (MMUS$) proyectos Agropecuario Energía Equipamiento Forestal Infra. Hidráulica Infra. Portuaria Infra. Transporte Instalaciones Fabriles Minería Pesca Planif. Territorial Saneamiento Vivienda Otros Total 107 3.761 18 101 67 282 168 14 49 8 4 14 10 8 209 122 144 221 194 81 56 0 4.683 0 0 85 225 60 0 19 0 0 1 1 2 295 252 507 144 107 8.444 18 101 153 507 228 14 68 8 4 15 11 10 296 1.099 304 0 629 1.277 1.046 9.152 25 80 139 2 215 50 64 682 175 106 141 621 126 113 118 130 3 12.689 4 0 22 0 59 17.831 1 7 1 0 3 0 3 38 7 131 114 350 469 267 298 13.788 308 0 651 1.277 1.104 26.983 26 87 140 2 218 50 67 720 Fuente: Cámara Chilena de la Construcción Enfrentamos un escenario complejo Proyectos tardan mucho en materializarse Proyectos energéticos requieren 21 permisos ambientales y 35 sectoriales SEIA toma en promedio 333 días para aprobación Las concesiones marítimas toman en promedio más de 900 días (alguna esperan desde 2007) Tramitaciones ante Ministerio de BBNN para centrales térmicas e hidroeléctricas tardan en promedio más de 800 días Concesión definitiva de transmisión tarda en promedio 290 días Otorgamiento de derechos de agua en promedio tardan 590 días No se lleva registro de tiempos que demora modificaciones de punto de captación o restitución Hay solicitudes de autorizaciones de obras hidráulicas esperando desde 2007 Y además, JUDICIALIZACIÓN CRECIENTE Judicialización • Fenómeno afecta a todas las fuentes por igual – (Por ej.: Hidroaysén, Castilla, Parque Eólico de Chiloé, etc..). • Fenómeno es reconocido: – Informe CADE: En «la actualidad se observa una radicalización en la opinión pública, la que rechaza todo tipo de iniciativas en el sector eléctrico, sin ponderar debidamente los negativos efectos que podría producir la falta de energía, en el crecimiento económico, el empleo, la reducción de la pobreza y desarrollo social». – CADE propuso mayoritariamente soluciones institucionales No es un problema de los jueces (1/2) • Con la judicialización se están resolviendo caso a caso problemas que son de política pública – Alto incentivo a litigar: costo de litigio ambiental es bajo – Alto incentivo a usar SEIA “para todo”: es uno de los pocos mecanismos con participación ciudadana. – Corte Suprema debe resolver: recurso a la justicia es un derecho constitucional. • El problema: ni la Coste Suprema ni SEIA están llamados a hacer políticas públicas. No es un problema de los jueces (2/2) • (1) Corte Suprema: – Resuelve caso a caso, sin conocimiento “experto” – Actualmente, remite solución al SEIA (por ej.: Convenio 169) – Si la ley fuera más clara, Corte probablemente sería más deferente en el fondo (aunque exigente en términos de normas procesales) • (2) SEIA no está diseñado para hacer políticas públicas – Diseñado para resolver casos concretos y propone planes de mitigación ambientales que cada vez enfrentan más presión para traspasar ese límite. Mejorar la regulación • Diseño regulatorio debe perfeccionarse: – Reglas más claras que den soluciones generales ex ante y eleven nivel de seguridad jurídica. – Criterios comunes y mayor coherencia entre autoridades. – Mayor prolijidad, objetividad y gestión en los procesos administrativos (tramitación). Fortalecer carácter técnico. – Aplicación de “ventanilla única” y silencio administrativo. • Por ejemplo: – Normas de Ordenamiento Territorial – Criterios uniformes de evaluación ambiental (p.ej.: impacto en comunidades locales y compensaciones) – Evitar cambios legales frecuentes (por ej.: Ley 20.257 sobre ERNC vigente desde 2010 y ya se pretende cambiar). • Soluciones “próximas” pero insuficientes (proyecto de ley sobre Concesiones Eléctricas, Tribunales Ambientales, etc.). Y por si fuera poco… existe un alto grado de desinformación pública Hay percepciones equivocadas Lo que se traduce en una oposición sistemática a los proyectos Tipos de oposición a proyectos Los Oportunistas que quieren aprovechar la oportunidad para negociar recursos o influencia Los Directamente Afectados que temen externalidades negativas del proyecto y pérdida de ingresos(NIMBY) Los Regionalistas que se oponen a la distribución geográfica inequitativa de los costos y beneficios de estos proyectos Los Críticos al sistema que levantan dudas y desconfianzas respecto al funcionamiento del sistema (SEIA, tribunales, lucro, etc..) Los Fundamentalistas que están en contra de todo impacto ambiental y presentan oposición a cualquier proyecto. La Comunidad, el Medio Ambiente y los trabajadores son oportunidades para la industria Debemos hacer un esfuerzo por crear las instancia para desarrollar confianzas y colaboración sostenible en el tiempo con las comunidades locales y la opinión pública. Poder abrir espacios de diálogo que permitan escucharse Debate sobre bases objetivas más que percepciones o subjetividad. Generar y poder entregar información concreta, útil, entendible y relevante Marco jurídico preciso que contribuya a ordenar y encauzar la discusión Contribuir a la discusión sobre las políticas de desarrollo energético más apropiadas para el país que tomen en cuenta los compromisos de reducción de las emisiones de GEI que se adopten. Priorizar normas y procedimientos estrictos en el ámbito de la salud y seguridad industrial. Finalmente tenemos que agregar el escenario internacional y las negociaciones sobre Cambio Climático El desafío de la globalización y las negociaciones de cambio climático Reducir emisión de GEI puede tener un enorme costo en bienestar World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía Se requerirán importantes esfuerzos de negociación y significativos compromisos World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía Sin embargo, los requerimientos de energía serán crecientes en un mundo que se expande World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía Y las inversiones en oferta de energía serán necesarias World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía Manteniendo las energías tradicionales la mayor participación en el período 2011-2035 World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía Y la demanda por combustibles fósiles seguirá siendo alta, previendo una creciente participación del gas natural World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía Key World Energy Statistics 2011, Agencia Internacional de Energía Para alcanzar los objetivos de reducción de GEI, aumento en la capacidad de generación será fuerte en renovables (incl. Hidroelectricidad) World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía Para alcanzar los objetivos de reducción de GEI, aumento en la capacidad de generación será fuerte en renovables (incl. Hidroelectricidad) World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía GNL no convencional (“shale gas”) podría definir un nuevo escenario de suministro energético para Chile En el Mundo hay 4 principales referencias para el precio del Gas Natural • Los 2 principales mercados, Asia y Europa, transan el gas de acuerdo al precio del petróleo (Brent) • NBP juega un rol clave en embarques spot de GNL Fuente: www.cheniere.com • El mercado americano es el más grande, con bajos flujos desde y hacia el resto del mundo, pero su precio (HH) es el más atractivo en la actualidad, producto del “shale gas” • • El GNL (@ HH) podría competir con el carbón Impacto en las emisiones de GEI LOS DESAFIOS QUE NOS IMPONEN LAS ERNC Características que debe cumplir el suministro de electricidad Curva de Carga Diaria MW 1 2 3 0 24 Horas del Día Seguridad y Continuidad Competitividad Sustentabilidad El Efecto de las ERNC intermitentes en el despacho y los costos de suministro Caso1: ERNC “desmejora” la curva residual desplazando proyectos eficientes (hidro y térmicos) costo de abastecimiento aumenta Curva de Carga Diaria MW 0 Caso 2 Caso 1 Quita colocación a centrales eficientes de base Caso2: ERNC “mejora” la curva residual desplazando proyectos de punta costo de abastecimiento disminuye si Inv ERNC < CV+Inv de centrales de punta desplazadas Quita colocación a centrales de punta 24 Horas del Día Penetración de las ERNC de acuerdo a la ley Característica estructural de las ERNC (intermitencia, baja predictibilidad, recurso no siempre disponible en horas de punta, en general alejada de los centros de consumo) hace necesario regular eficientemente su penetración a los sistemas eléctricos asegurando criterios de competitividad y seguridad. Regulaciones basadas en imposición de cuotas que vayan por encima de crecimiento natural originan sobrecostos en la operación de los sistemas eléctricos. Más aún si se regula a favor de cuotas por tecnologías. Las señales del mercado debieran ser suficientes para impulsar el cumplimiento de la Ley ERNC vigente (Ley 20.257). La evaluación del cumplimiento es positiva. No se deberían generar más incertidumbres. El costo de la indicación a la Ley ERNC Ley Vigente: 10% de ERNC al año 2024 8% al 2020 Indicación: 20% de ERNC al año 2020 ERNC instalada adicional sobre Ley vigente para cumplir cuota de 20% al 2020 ERNC Existente MiniHidro Biomasa MW MW MW E1 E2 E3 E4 Geotermia MW Eólico MW FV MW Total MW Gen. Adic. ERNC GWh - 5 91 - 3071 1244 4411 11045 - 7 100 - 3061 1173 4341 10924 - 18 134 - 2978 901 4031 10325 - 65 179 - 2510 374 3128 8481 20% al 2020 significa una capacidad adicional de ERNC de entre 45% a 160%, dependiendo del desarrollo minihidro que se considere. Esto significa, en valor esperado, entre 440 y 940 millones de US$ anuales (en promedio 19% de sobrecosto) Nota Escenarios parametrizados por capacidad de desarrollo de proyectos minihidros E1: 250 MW minihidro E2: 300 MW minihidro E3: 500 MW minihidro E4: 1000 MW minihidro El costo de la indicación a la Ley ERNC El costo de la tonelada de CO2 mitigada adicionalmente a través del cumplimiento de la meta del 20% de ERNC en el año 2020 alcanza en valor promedio los 92 US$/ton CO2, pudiendo llegar en casos extremos a los 180 US$/ton CO2 (entre 9 y 18 veces el costo que en la actualidad pagan los países desarrollados por compensar sus emisiones (U$S 10/ton CO2). Costo en el año 2020 de la tonelada de CO2 mitigada cumpliendo la meta 20% Costo Mitigación CO2 250 MW MiniHidro US$/TonCO2 300 MW MiniHidro US$/TonCO2 500 MW MiniHidro US$/TonCO2 1000 MW MiniHidro US$/TonCO2 Quintil inferior Promedio de los 1000 valores mas bajos 44.52 42.18 34.14 20.98 Quintil superior Promedio de los 1000 valores más altos 179.91 176.36 164.97 136.58 Valor esperado 105.40 102.43 91.53 66.46 Desviación Estándar 50.20 49.79 48.64 43.62 El desafío en materia de renovables • Promover desarrollo de toda fuente de energía económicamente eficiente evitando distorsiones. renovable • Alinear las políticas de promoción con los desafíos de Chile frente al Cambio Climático y evaluar económicamente los costos. Somos un país en desarrollo (principio de las responsabilidades comunes pero diferenciadas). Ojo con la adicionalidad. • Debatir informadamente sobre las tecnologías de generación eléctrica (costos y beneficios). Aprender de la experiencia internacional. • Procurar un desarrollo competitivo entre las distintas tecnologías asegurando la minimización de costos y la confiabilidad del sistema. • Penetración de ERNC en base a “Requerimientos de la Demanda”. Desafíos energéticos para Chile Las demoras en la aprobación de proyectos de generación y transmisión y en su construcción tienen un alto costo para el país y pueden generar estrechez en la oferta de energía eléctrica en el mediano plazo (2016-17). En el corto plazo inciden también en el alto costo marginal. (CADE) Clima de inversiones debe mejorar sustancialmente para enfrentar el desafío de Chile. Temas como seguridad jurídica, coordinación entre autoridades, localización, etc. deben ser abordados con urgencia. La energía se ha transformado en un tema del debate político. La discusión debiera incluir elementos más técnicos y lograr que los distintos actores asuman posiciones más constructivas. Energía eléctrica, desarrollo y calidad de vida van de la mano. La Estrategia Nacional de Energía presenta una carta de navegación con objetivos de largo plazo que deben traducirse en prioridades y acciones concretas en el corto plazo. Las energías renovables cumplen un papel fundamental en la diversificación de la matriz y en la reducción de GEI. Las políticas para su impulso deben promover esos objetivos sobre la base de la competitividad. EXPOMIN 2012 La Generación Eléctrica para el Desarrollo Minero