Autumn Seminar
El proceso de integración energética en Latinoamérica: el
papel de las interconexiones
Jorge Rodríguez GrossiPresidente del BancoEstado
y ex-Ministro de Economía, Energía y Minas de Chile
Madrid, 29 de Septiembre de 2016
INTEGRACIÓN ENERGÉTICA EN LATINOAMÉRICA: EL PAPEL DE LAS INTERCONEXIONES.*
Jorge Rodríguez GrossiSeptiembre 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.
Indice de la presentación
1. CONDICIONES ENERGÉTICAS EN AMÉRICA LATINA
2. PROYECTOS E INTERCONEXIONES
3. CARÁCTER DE LOS PROCESOS DE INTEGRACIÓN
4. ÚLTIMAS REFLEXIONES
1. CONDICIONES ENERGÉTICAS EN AMÉRICA LATINA
• MERCADO ENERGÉTICO EN AMÉRICA LATINA CRECERÍAA 2.4% ANUAL EN LOS PRÓXIMOS 25 AÑOS.
• AMÉRICA LATINA ES RICA EN ENERGÉTICOS, PERO SUINTEGRACIÓN DE MERCADOS ES DIFÍCIL.
• AL REVISAR LA DOTACIÓN DE RECURSOS ENERGÉTICOSDE AMÉRICA LATINA SE CONSTATA QUE ESSUFICIENTEMENTE CAPAZ DE AUTOABASTECERSE.
CONDICIONES ENERGÉTICAS EN AMÉRICA LATINA
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 EnergíaAmérica Latina
Venezuela45.477
RESERVAS DE CARBÓN, PETRÓLEO Y GASMTOE-EQUIVALENTE.
Mtoe = Millones de toneladas de petróleo equivalente1 TWh = 85,98 Toe
Fuentes: World Energy Council
Brasil5.595
Colombia3.263
Ecuador918
Argentina895
Perú493
Bolivia242
Chile242
TOTAL MTOE= 57,125
Brasil67.795
Argentina7.385
Chile8.539
Perú22.662
Ecuador9.136
Colombia12.286
Bolivia4.576
Venezuela8.828
POTENCIAL DE ENERGÍAS RENOVABLESMtoe-equivalente/año.Viento, Hidro y Solar
Fuentes:Hidro: Hydropower and dams World Atlas 2014Solar: NREL 2015Viento: PNAS 2014
Mtoe = Millones de toneladas de petróleo equivalente1 TWh = 85,98 Toe
Fuente: La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016.
POTENCIAL SOLAR
Fuente: La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016.
POTENCIAL GEOTÉRMICO
Olade, 2012
Fuente: La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016.
HIDROELECTRICIDAD
Fuente: La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016.
POTENCIAL EÓLICO
Olade, 2012
2. PROYECTOS E INTERCONEXIONES
Fuente: Olade-Cier
PROYECTOS DE INTERCONEXIÓNELÉCTRICA1970-2000: Visión de la Comisión de Integración Eléctrica Regional (CIER) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE)
Siepac
Colombia- Panamá
Perú - Chile
Colombia-Ecuador
Colombia- Venezuela
Venezuela-Brasil
Paraguay-Brasil
Paraguay-Argentina
Argentina-Uruguay
Perú - Bolivia
Perú - BrasilPerú - Ecuador
Brasil Uruguay
Chile-Argentina
Bolivia-Brasil
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 - BrasilPerú - Ecuador
Brasil Uruguay
Chile-Argentina
Bolivia-Brasil
1
Interconexión Capacidad(MW)
Argentina-Uruguay3,426 MW
1 Salto Grande 1,8902 Concepción del Uruguay - Paysandú 1503 Colonia Elia – San Javier 1,386
Argentina-Paraguay3,190 MW
4 Yacretá 3,0005 Clorinda-Guarambaré 1506 El Dorado – Mariscal López 307 Posadas – Encarnación 10
Argentina- Brasil4,050 MW
8 Paso de los Libres – Uruguayana 509 Rincón de Santa María – Itá 2,000
10 Rincón – Garabí 2,200Paraguay – Brasil
14,062 MW11 Itaipú 14,00012 Acaray – Foz de Iguazú 5013 Pedro Caballero – Ponta Porá 614 Vallemí-Porto Murtinho 6
Brasil – Uruguay580 MW
15 Rivera – Libramento 7016 Chuy-Chui 1017 Pdte. Médici – San Carlos 500
Argentina – Chile653 MW
18 Rio Turbio – Puerto Natales 2019 Salta – Andes 633
Bolivia-Brasil20 MW
20 San Matías – Corixa 20
Colombia – Venezuela350 MW
21 Arauca –Guasdualito 622 Puerto Carreño – Puerto Páez 823 Cuesteita – Cuatricentenario 15024 Tibú – La Fría 3625 San Mateo – El Corozo 150
Colombia – Ecuador485 MW
26 Pasto – Quito 20027 Jamondino – Pomasqui 25028 Ipiales – Tulcán 35
Ecuador – Perú110 MW
29 Machala – Zorritos 110
Brasil – Venezuela200 MW
30 Boa Vista – El Gurí 200
23
4
5 67
8910
1112 13
14
15
17
16
18
19
20
21 22
23
24 25
26 2827
29
30
INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS EN SUDAMÉRICA
Fuente: Olade
Interconexión Capacidad(MW)
Argentina-Uruguay3,426 MW
1 Salto Grande 1,8902 Concepción del Uruguay - Paysandú 1503 Colonia Elia – San Javier 1,386
Argentina-Paraguay3,190 MW
4 Yacretá 3,0005 Clorinda-Guarambaré 1506 El Dorado – Mariscal López 307 Posadas – Encarnación 10
Argentina- Brasil4,050 MW
8 Paso de los Libres – Uruguayana 509 Rincón de Santa María – Itá 2,000
10 Rincón – Garabí 2,200Paraguay – Brasil
14,062 MW11 Itaipú 14,00012 Acaray – Foz de Iguazú 5013 Pedro Caballero – Ponta Porá 614 Vallemí-Porto Murtinho 6
Brasil – Uruguay580 MW
15 Rivera – Libramento 7016 Chuy-Chui 1017 Pdte. Médici – San Carlos 500
Argentina – Chile653 MW
18 Rio Turbio – Puerto Natales 2019 Salta – Andes 633
Bolivia-Brasil20 MW
20 San Matías – Corixa 20
Colombia – Venezuela350 MW
21 Arauca –Guasdualito 622 Puerto Carreño – Puerto Páez 823 Cuesteita – Cuatricentenario 15024 Tibú – La Fría 3625 San Mateo – El Corozo 150
Colombia – Ecuador485 MW
26 Pasto – Quito 20027 Jamondino – Pomasqui 25028 Ipiales – Tulcán 35
Ecuador – Perú110 MW
29 Machala – Zorritos 110
Brasil – Venezuela200 MW
30 Boa Vista – El Gurí 200
INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS EN SUDAMÉRICA
Fuente: Olade
3,426 MW
3,190MW
3,190MW
14,062MW
580 MW
653MW
20MW
350MW
485MW
110MW
200MW
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 2Importación (% 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)
• Venezuela no es capaz de importar/exportar energía debido a su precaria situación económica y problemas políticos.
• Brasil no importa energía desde Argentina debido 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 solamente el 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)
GASODUCTOS OPERANDO Y EN ESTUDIO
Gasoductos en operaciónGasoductos en EstudioGasoducto 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 oportunidadesde integración gasífera.
Pablo Corredor, 2004
*
GAS
Fuente: La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016.
3. CARÁCTER DE LOS PROCESOS DE INTEGRACIÓN
Según OLADE (Apuntes sobre.., Abril de 2013) *
* OLADE, Apuntes sobre la Integración Eléctrica Regional y Propuestas para Avanzar, Abril de 2013.
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. Laenergía ha estado siempre presente. Desde 1951 con la creación de laComunidad del Carbón y el Acero y luego, en 1957 con la CEE y la ComunidadEuropea de Energía Atómica (CEEA).
• En 1993 se da otro paso con Tratado de Maastricht y la Unión Europea. Segenera compromiso de armonizar los mercados energéticos locales para políticaenergética común. La Directiva 96/92/EC establece pautas para competenciaentre mercados lo que no fue uniformemente adoptado. OLADE señala queAlemania, Suecia, Finlandia, España y Holanda lo hicieron. También señala queen 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 lageneración eléctrica total de la UE (3.2 millones de GWh). Es decir, del ordende los 80.000 GWh al año entre los países de la UE aproximadamente.
• América Latina ha pretendido integrarse, pero difícilmente se podría señalar que hayahabido verdadera voluntad política en dichos procesos. Por ello no hay integración.Como se citaba anteriormente, los intercambios energéticos existentes han nacido porotras 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 renovableno convencional. Iniciativas de integración en el Cono Sur han fallado por dramáticosvaivenes de políticas económicas y/o por nacionalismos extremos.
• Desde 2002 que Comunidad Andina de Naciones viene reuniéndose en torno a idea deun mercado común de electricidad. Hasta hoy se han realizado estudios de factibilidadtécnica (con PNUD) y económica (con BID) y, entre medio, con la crisis del gas deArgentina.
Integración en América Latina
• Está publicado un resumen del estudio de prefactibilidad técnico-económicopara la interconexión de Colombia, Ecuador, Perú, Bolivia y Chile. *
• Tres escenarios, además del actual (donde solo opera una conexión Ecuador conColombia), comprueban importantes beneficios económicos en la medida queestas 5 economías se interconectaran.
• Tras estos resultados está la posibilidad de usar el gas natural peruano yboliviano para generar localmente y exportar, pero con un sistema eléctricochileno entonces desintegrado, lo cual está en camino de resolverse a través dela interconexión SIC-SING actualmente en construcción.
• Se estimaron beneficios globales por reducción de costos (valor presente), entreel 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 costosmarginales 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 deelectricidad importada por ser estratégicamente inviable (Business NewsAmericas, 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.
Integración gasífera Chile y Argentina
• Integración gasífera Argentina–Chile nace cuando hay coincidencias de modeloeconómico (1996), y fracasa por cambio de patrón desde modelo de economíaabierta de Menem con tipo de cambio fijo a devaluación del peso argentino concongelamiento de precios domésticos del gas que paralizan prospección einversiones energéticas (Duhalde, 2001). Demanda comienza a superar la oferta yel 2004 Argentina comienza a suspender parcialmente envíos a Chile.
• Chile busca opción GNL para resolver déficit y escapar de trampa del Gas baratoque incrementó peligrosamente dependencia energética con Argentina. Lo lograel 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 gasoductosnuevos y reforzamiento de red norte Argentina (US$ 4 billones de entonces), habríapodido vender a precios menores al GNL, pero sin los costos totales de puesta endestino del GNL. Sin embargo, la iniciativa es rechazada ante nacionalismocreciente que nace en medio de proceso elecciones presidenciales del 2006.
• Precio potencial habría sido algo menor al del GNL (probablemente cerca de US$12 el millón de BTU entonces), pero no habría tenido que licuarlo para venderlolejos de Perú. Se prefirió licuar el Gas y exportarlo a México.
• Al mismo tiempo Venezuela propone “Gasoducto del Sur” para sepultar el AnilloEnergético, pero sin gas para nutrirlo (GN venezolano es asociado a producción depetróleo limitada por OPEP). 10,000 km de longitud y US$ 20 billones de inversiónen gasoducto. Proyecto muere por causas naturales.
4. ÚLTIMAS REFLEXIONES
• En los últimos años ha habido interés privado con propuestas preliminares deintegración eléctrica de Perú con Chile. Lamentablemente tanto antes comoahora son más riesgosas que la opción de compraventa de gas natural. ¿Porqué?
• Pues porque una falla de abastecimiento de GN por gasoducto seríainmediatamente sustituido por GNL en magnitudes similares (GNL Mejillones;Suez y CODELCO; estanque de 187 mil m3). Con Argentina pudimos sustituirlotemporalmente por petróleo, que es caro, pero pudimos seguir teniendoelectricidad. En cambio la falla eléctrica nunca tendrá una oferta sustitutamayor al margen de reserva cuya magnitud se calcula en relación a fallastécnicas, pero no a riesgos de tipo geopolítico.
• La experiencia de Chile con Argentina, cuya crisis no fue inspirada encuestiones geopolíticas sino que fue el resultado de mala previsión antecambios en la política económica del país exportador, destacó lascomplicaciones económicas, pero sobre todo, políticas que conllevaría generaruna dependencia tan estratégica con un oferente geopolíticamente sensible.
Últimas reflexiones
• En este caso, la existencia de plantas de regasificación en Chile lequitaron o atenuaron el carácter estratégico de la eventual importaciónde GN desde Perú o Bolivia. Se trataría de casos básicamentecomerciales lo que es muy positivo.
• La importación de electricidad es otra cosa: cada MWh importadodesde una fuente geopolíticamente sensible debería tener respaldo degeneración eléctrica en el país . Eso, en términos económicos es muycaro porque significaría tener potencia instalada ociosa, lo que defineun rango pequeño de comercio posible, de bajo riesgo.
• En resumen, proyectos de inversión en gasoductos debieran ser demucha menor complicación que eléctricos en la medida que esténconfigurados básicamente como acuerdos comerciales, con sólidasbases económicas y sin connotaciones de riesgos geopolíticosdelicados. Por ello es que se ven como inversiones más factibles parallevar a cabo entre economías donde el nacionalismo está a flor de piely donde simples transacciones comerciales pueden adquirirdimensiones lamentablemente estratégicas.
Últimas reflexiones
PDL Transmisión
• 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
• 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
• 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
• 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
Licitación Eléctrica 2015-01
RESUMEN ULTIMAS LICITACIONES
20142016-2019
15
20152019
20
20162021-2022
20
20172023
20
20182023
20
20192024
20
13.0 1.2 12.4 2.5 7.0 9.0 4.5
20202026
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
AdjudicaciónInicio suministroAños
Precio promedio de adjudicación47.6 US$/MWh
(100% adjudicada,Con cambio de ley)
ESTRUCTURA DE LA LICITACION 2015-01
GWh/año (1) Suministro A (23:00 a 7:59) B (8:00 a 17:59) C (18:00 a 22:59) TotalBloque 1 2021 – 2040 3.100 GWh en 24/7 3.100Bloque 2 2021 – 2040 680 1,000 520 2.200Bloque 3 2022 – 2041 7.200 GWh en 24/7 7.200Total 12.500
Item Description
Contraparte 23 Distribuidoras, la mayoría investment grade
Punto de ofertaPolpaico 220 kV, Los precios son referidos al punto de suministro usando factores de modulación calculados por la CNE cada 6 meses.
Punto de suministro 29 Nodos: 5 en el SING y 24 en el SIC, distribuidos entre Arica y Puert Montt
Precio de la energía US$/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 leyPermite 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
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
HISTORIA LICITACIONES
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Precio de las licitaciones. Valores de la serieajustados 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
(*) precio indexado
Top Related