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Jorge Rodriguez Grossi

  1. 1. Gas Natural y Desarrollo  Eléctrico en Chile Jorge Rodríguez Grossi Buenos Aires, 12 de Agosto de 2008
  2. 2. Indice 1. La Política Energética de Chile es de  Mercado  2. El comercio de gas natural con Argentina y  el cambio de matriz energética en Chile  3. Efectos de la interrupción del comercio  normal  4. Respuestas relevantes 5. Situación actual: normalidad e inversiones  6. El futuro: agua, carbón, ecológicas y nuclear
  3. 3. 1.  La Política Energética de Chile es de Mercado • La política energética ha usado al mercado para escoger combustibles y tecnologías. Ello ha  asegurado los menores precios a consumidor. • Todo el sector eléctrico es privado: generación, transmisión y distribución. • Existe regulación legal en sector eléctrico.   – Consumidores pequeños (bajo 2MW) protegidos por ley, pero sobre ese tamaño hay mercado libre.  – Transmisión bajo sistema de tarifado único que asegura 100% de retribución a propietarios.  Expansión de transmisión se  planifica con participación usuarios y se licitan inversiones.  – Generación bajo sistema de despacho centralizado (privado): producción es obligada según costos marginales.    – Distribución con tarifas reguladas y compran electricidad según contratos de abastecimiento licitados.  – Generadores compran electricidad en mercado spot para abastecer a sus clientes. Su producción va al mercado spot y  precios en ese mercado según regla de costo marginal. – Regulación privilegia seguridad de abastecimiento.   • Política seguida ha determinado que el país se abastezca de fuentes locales y externas de  combustibles según su conveniencia.   En el 2005, 68% de los energéticos eran importados  comparado con 54% en 1996.  Si se excluye la hidroelectricidad, la leña y otros energéticos de  desechos, casi 100% de lo térmico viene del exterior. • En la década 1996‐2006, Chile ha requerido 4.5% de energía adicional anual.  
  4. 4. 1. La Política Energética de Chile es de  mercado • El Estado no decide cuándo y dónde se invierte.   Lo hace el sector privado.  Mercado ha  funcionado tal como se esperaba excepción hecha del abastecimiento de gas.    • Las señales económicas, ambientales, políticas y legales fueron debidamente recogidas en el  1995 por el mercado, año en que se firma Protocolo de gas con Argentina.  • Éstas fueron: – Gas natural barato,  – Confirmación de parte del país abastecedor que tenía reservas suficientes y con activo  respaldo de su sector privado gasífero‐petrolero,  – Un pacto entre las dos naciones a través de un Protocolo, sincera y entusiastamente  respaldado por los gobiernos, que aseguraba trato no discriminatorio a nuestros  consumidores.  – Previamente, se habían eliminado la casi totalidad de las fuentes de conflicto limítrofes  entre ambas naciones lo que daba un marco de armonía inusual. – Además, Argentina se había encaminado por una estrategia económica similar a la  mexicana y chilena que generaba confianza en que las políticas económicas coincidirían.
  5. 5. 2. El comercio de gas natural con Argentina • La introducción del gas natural argentino en Chile aumentó el consumo de ese energético de  17.9  mil  a  81  mil  Teracalorías,  350% más  comparando  1995  con  el  2004,  mientras  el  consumo energético total aumentó 60%.     El consumo de carbón apenas aumentó 20% al  igual que la hidroelectricidad (aumentó 18%).  El consumo de petróleo creció 33%. • Es  así como  se  explica  que  de  10%  de  la  matriz  energética  el  GN  pasó al  25%    haciendo  disminuir la importancia relativa de todos los demás combustibles. Balance Energético de Chile 1995-2006 BALANCE 1995 BALANCE 2006 175.911 Teracalorías 295.839 Teracalorías 20% 16% 8% 39% 9% 48% 12% 13% 10% 25% CRUDO GAS NATURAL CRUDO GAS NATURAL CARBÓN HIDROELECTRICIDAD CARBÓN HIDROELECTRICIDAD LEÑA LEÑA Fuente: CNE, Balances Energéticos
  6. 6. 2. El comercio de gas natural con Argentina • Cambio  de  composición  de  la  matriz  fue  muy  positivo  económica  y  ambientalmente  hablando.    Permitió fuertes  caídas  de  precios  en  la  energía  eléctrica  a  usuarios  regulados  y,  en  nuevos  contratos,  a  clientes  libres.   • Por  ejemplo,  cabe  destacar  que  entre  abril  de  1995  y  abril  de  2003  el  precio  de  la  energía  eléctrica  en  el  SIC  se  redujo  42%  en  dólares  corrientes,  mientras  en  el  SING  la  reducción  fue  de  59%.  Estamos  señalando  que  el  costo  de  la  energía  eléctrica  no  de  la  potencia‐‐,  se  redujo a la mitad, ahorro que perduró por casi 6 años.   • También  ayudó a  lograr  avances  medioambientales  en  áreas  como  la  Región Metropolitana, cuya atmósfera sufre de contaminación.   • Del  mismo  modo,  se  beneficiaron  las  industrias  que  reemplazaron  petróleo por gas.
  7. 7. 2. El comercio de gas natural con Argentina • Obviamente este cambio se reflejó en inversiones tanto eléctricas como industriales y domiciliarias que se comprometieron con este combustible. • La matriz eléctrica experimentó dramáticos cambios. Prácticamente toda la expansión se basó en el GN.
  8. 8. 2. El comercio de gas natural con Argentina • Todas estas ventajas comenzaron a disminuir el 2004 y prácticamente terminaron el 2007 y 2008.
  9. 9. 2. El comercio de gas natural con Argentina • ¿Dónde  estuvo  la  falla?      En  1997  comienzan  las  nuevas  importaciones  con  diversas  centrales  eléctricas  de  ciclo  combinado  que  se  incorporan  al  parque.    Todo  el desarrollo  eléctrico consiguiente es con gas (salvo una hidroeléctrica iniciada en 1994, Ralco).   • La  crisis  del  gas  argentino,  más  allá de  temas  legales  y  diplomáticos,  no  estaba  contemplada  en  el  modelo  eléctrico  chileno  como  sí se  consideraban  las  sequías. Se  suponía que el gas podía fallar por razones de naturaleza, pero por corto tiempo.  Se llevan a  cabo cuantiosas inversiones en gaseoductos y tecnología difíciles y lentas de sustituir.   • Cambia la política económica argentina y se genera desabastecimiento de GN.  Constatamos dependencia de nuestro sistema energético de la política económica argentina.  Ese riesgo  no  estaba  incluido  en  los  precios.    Difícil  meter  esos  riesgos  en  los  precios:  legal,  político,  diplomático.  Desde  esta  crisis  en  adelante  Chile  está obligado  a  hacer  consideraciones  estratégicas que le den seguridad de abastecimiento. • El caso del gas natural por gasoducto es de una extrema rigidez: una vez provocada la falla  sustituir  el  combustible  se  puede,  pero  está sujeto  a  una  rigidez  mucho  mayor  que  la  de  todos  los  bienes  transables internacionalmente  que  consumimos.    En  el  caso  de  la  electricidad sería peor.
  10. 10. 3. Efectos de la interrupción del comercio normal  No solo gas dejamos de importar desde Argentina
  11. 11. No solo gas dejamos de importar desde Argentina
  12. 12. 3. Efectos de la interrupción del comercio normal  • Abastecerse  de  gas  por  gasoducto  no  permite  reemplazar  exacta  y  rápidamente  al  proveedor.    No  es  el  caso  del  petróleo  o  del  carbón,  ni  de  ningún  commodity o  bien  con  sustitutos fáciles.  El abastecimiento por un medio rígido, como es un gasoducto, coloca un  gran riesgo, aunque no existan discordias con el país abastecedor.  Solo se puede sustituir  de la forma en que lo hemos hecho: imperfectamente por diesel y carbón. • Hemos sido capaces de abastecernos de electricidad a altos costos –no solo por el caso del  GN‐‐,  pero  hemos  pasado  por  momentos  muy  estrechos  por  la  concurrencia  de  otras  contingencias: sequía, desperfectos en plantas importantes, imperfecciones en logística del  diesel, entre otras. 
  13. 13. 3. Efectos de la interrupción del  comercio normal  • Una reflexión: Peor ocurriría con la importación de electricidad.  Una vez  instalado  el  abastecimiento  y  sus  correspondiente  infraestructura  (habiéndose  simultáneamente  desincentivado  las  inversiones  sustitutas  locales),  cualquier  interrupción  de  suministro  es  compensable  sólo  si  el  sistema  local  tiene  exceso  de  capacidad  suficiente.    Si  no  se  está remunerando  debidamente  un  exceso  de  capacidad  compatible  con  la falla,  difícilmente  habrá exceso  de  capacidad  y,  por  lo  tanto,  una  interrupción del abastecimiento importado significará racionamiento. • Cuando Argentina dejó de exportarnos diesel y petróleo la población ni  se enteró: el 2003 venía 25% del diesel desde Argentina y 0% el 2006.  En  el caso del crudo, 68% venía desde Argentina el 2003 y solo 14% el 2006.   ¿Fue  noticia  en  algún  medio?    No  porque  fue  fácil  reemplazarlo.  Esos  mercados lo permiten.  El gas por gasoducto es rígido.  
  14. 14. 3. Efectos de la interrupción del comercio normal  • La  falla  del  mercado  argentino  provocó severas  consecuencias  en  nuestro  mercado energético.  Primero, el sistema tuvo que sincerar los costos en tanto el  riesgo se convirtió en realidad y, segundo, porque en el mismo momento que se  inició el desabastecimiento el precio de los sustitutos, por razones completamente  diferentes  a  las  del  mercado  argentino,  más  que  se  duplicó y  ha  seguido  encareciéndose.  Eso ha perjudicado el crecimiento del PIB.    • El  mercado  energético  chileno  se  ha  ajustado,  en  ciertos  casos,  en  forma  automática  y  en  otros,  con  cambios  en  regulaciones  eléctricas,  avanzando  hacia  un sistema más seguro.   • Chile ha acomodado su sistema energético perfeccionando los sistemas de precios  para  considerar  de  mejor  forma  los  costos  reales  del  abastecimiento  por  riesgos  políticos del exterior o shocks externos por causas económicas.
  15. 15. 4.  Respuestas relevantes • Chile  ha  respondido  con  cambios  relevantes  respetando  la  economía  de  mercado,  pero  asumiendo  cambios  regulatorios para  generar  suficiente  inversión  eléctrica  –básicamente a  través  de  permitir  mayor  libertad  y  seguridad  de  precios  para  abastecer  consumidores  “pequeños” (los  grandes siempre han estado bajo esa condición)‐‐, que se concretó en la  llamada Ley Eléctrica  Corta  II.    Ésta  ha  desatado  una  carrera  por  invertir  que veremos más adelante. • Igualmente se han tomado acciones serias en cuanto a: – Eficiencia energética con participación del sector privado. – Recursos  para  exploración  geotérmica  y  asociación  con  Empresa  Eléctrica  italiana ENEL. – Apertura de áreas de exploración de gas y petróleo a privados en Magallanes. – Inversión en planta regasificadora de GNL en Quinteros entre ENAP y privados  que  deberá operar  en  el  primer  semestre  de  2009.    Este  abastecimiento  marcará el precio relevante del GN para Chile en el futuro.
  16. 16. 5.  Situación actual: normalidad e  inversiones • La economía chilena ha capeado la escasez de GN sustituyéndolo por gas  licuado  o  diesel  donde  se  ha  requerido  y  podido,  y  en  el  caso  eléctrico  empleando  la  capacidad  disponible  a  base  de  carbón  que  quedó de  reserva  cuando  entró el  GN  y  que,  paradójicamente,  vuelve  en  gloria  y  majestad, relegando a las plantas a gas a un papel secundario y más caro. • En el caso del sistema eléctrico principal, el SIC (con 9.722 MW instalados  el  2008),  se  proyecta  25.2%  de  aumento  de  capacidad  al  2010  actualmente  en  construcción.    En  el  caso  del  SING,  la  expansión  es  más  lenta  porque  es  menos  necesaria.      Cuenta  con  3.602  MW  de  capacidad  instalada,  pero  con  exceso  de  capacidad  (1.900  MW  de  demanda  máxima),  y  se  está expandiendo  a  4.000  MW  para  el  2010‐2011  con  nuevas plantas a carbón. 
  17. 17. Capacidad Instalada de Generación  Eléctrica en el SING, 2008: 3.600 MW Pasada Diesel 0.4% 7.4% Gas Natural Carbón 11.1% 33.5% GAS 58.7% Gas Natural/Diesel 47.6% Fuente: CNE
  18. 18. 5.  Situación actual: normalidad e  inversiones • Por encima de las obras ya en construcción, hay 19 proyectos para el SIC,  representando  sobre  5.000  MW  adicionales,  con  Estudios  de  Impacto  Ambiental aprobados o bajo estudio en la CONAMA (1.142 MW en el caso  del  SING).      Es  decir,  con  un  nivel  de  madurez  alto,  y  que  debieran  implementarse en los próximos años (82% a carbón y 18% hidroeléctricas  en el SIC y todos térmicos en el SING, 84% a carbón y 16% a diesel). • Esta  es  una  prueba  concluyente  del  dinamismo  que  tomó la  inversión  eléctrica a partir de la Ley Corta II y la inmediata respuesta de expansión a  través de nuevas plantas a carbón e hidroeléctricas.
  19. 19. 6. El futuro: agua, carbón, nuclear y ecológicas • Entre 2007 y 2020 la capacidad eléctrica de Chile casi se duplicará (de 12.700 MW a 22.700 MW). Expansión eléctrica de Chile debe continuar para alimentar crecimiento económico. • Por otra parte, próximos años mostrarán creciente preocupación mundial por Calentamiento Global. Si no cambian tendencias actuales, emisiones de CO2 vinculadas a producción y uso de energía crecerán en torno a 50% para el 2030: de 26.6 a 41.9 billones de toneladas/año (EIA 2008). Ampliación de capacidad eléctrica convivirá con esta creciente alerta. • Actualmente Chile tiene una matriz eléctrica muy amistosa con el medio ambiente, comparada con la promedio del mundo. En efecto, 38% de ella es de origen “renovable” (SIC y SING), el doble de lo que muestra el promedio mundial (19%).
  20. 20. Matriz Eléctrica Mundial y de Chile Chile: Fuentes Eléctricas 50000 40000 19% hidro + renovables 30000 MW 20000 38% hidro 10000 0 2005 2007 2020 2030 2035 Hidroelectricidad Térmica y Otras
  21. 21. Pero esa característica irá disminuyendo a partir del momento en que todas las fuentes hidroeléctricas relevantes en Chile estén ocupadas. En el 2020 probablemente queden muy pocas reservas sin usar. ¿Cómo expandimos la capacidad eléctrica manteniendo atributo de baja tasa de emisiones de CO2 y a bajo costo de generación? Proyección de tendencia Proyección Capacidad forzando cambios No  hidroeléctrica
  22. 22. 6. El futuro: agua, carbón, nuclear y ecológicas • Por otra parte es evidente que junto con la alerta mundial en aumento, vendrán fuertes cambios: – Mejoras tecnológicas para emplear otros energéticos, – Mejoras para uso más limpio de carbón y para captura y secuestro de CO2, – Nuevas modalidades de eficiencia energética, – Aumento capacidad de almacenamiento, – Modalidades económicas para combatir emisiones a través de incentivos y castigos sobre todos los países (sean o no responsables del cambio climático, cambiando acuerdo de Kioto). De hecho ya hay signos de intentos por hacer asumir las restricciones por la vía de exigencias a tipo de industrias más que a países.
  23. 23. 6. El futuro: agua, carbón, nuclear y ecológicas • Por lo tanto, a medida que vayamos usando plenamente el recurso hídrico, también habrá más eficiencia energética, nuevas tecnologías de carbón limpio, de renovables no convencionales más eficientes, nuevas tecnologías no disponibles hoy comercialmente (hidrógeno, hidratos de metano, corrientes marinas), y Chile debe prepararse para el eventual y probable uso de energía nuclear por sus ventajas. • La energía nuclear ayuda contra el calentamiento global y está en rangos de costo compatibles con nuestra realidad. Las más actuales estimaciones citadas en el “Energy Technology Perspective 2008” (IEA 2008), indican costos de entre US$ 80 a US$ 110/MWh incluyendo todo el ciclo de vida de una nueva planta (US$ 211/MWh ha sido CMg promedio desde enero 2007 hasta junio 2008 en el SIC). • Para poder usar energía nuclear requerimos un plazo prudencial de preparación de la regulación, entrenamiento de profesionales, determinación de emplazamientos probables, lo que nos tomará una década, a lo menos. • Ese plazo es adecuado. Al 2020, una central nuclear eficiente de sobre 1.000 MW será compatible con la estabilidad eléctrica de nuestro sistema eléctrico.
  24. 24. 6. El futuro: agua, carbón, nuclear y ecológicas ¿Y por qué no está el GN en el título de estas láminas? • Si en el futuro hubiera disponibilidad de GN desde Argentina y su precio fuera competitivo, obviamente las actuales instalaciones eléctricas originalmente diseñadas para usar GN podrían usarlo. Si no hay, tendrán la opción del diesel (como es hoy) y/o del GNL a partir del 2009. • Por otra parte, existiendo suficiente capacidad hidro, a carbón y de renovables no convencionales (RNC), y dados los precios actuales de los combustibles, el uso de diesel o GNL en lo eléctrico probablemente quede supeditado solo a situaciones de estrechez derivada de contingencias como sequías o fallas de múltiples centrales o fallas de transmisión. • Dado que el parque se está expandiendo rápidamente sin considerar el GN como combustible atractivo, lo recién señalado se aprecia muy probable: ciclos combinados ya existentes quedando de respaldo.
  25. 25. 6. El futuro: agua, carbón, nuclear y ecológicas ¿Y por qué no está el GN en el título de estas láminas? • ¿Nuevas inversiones eléctricas con GN? La experiencia del gas transmitido por medio rígido y sin garantías reales importantes, no lo hace atractivo para la expansión de nuestro sistema eléctrico. Las garantías de gobierno a gobierno son muy frágiles: ya está probado. En esas condiciones el verdadero precio del gas es mayor al que se puede contratar porque debe sumársele el riesgo de que se corte el suministro por razones distintas a las de naturaleza. • Por otra parte, nuestro precio de gas será el del GNL a partir del 2009. ¿Si hubiera demanda local para fines eléctricos por qué un país vecino nos podría vender a valores mucho menores al del GNL? Esto significa que es muy improbable que volvamos a ver GN barato como el que tuvimos entre 1997 y 2004. Y el precio del GN sigue al del petróleo en el ámbito internacional.
  26. 26. Fuente: Hugh Rudnick, “Desarrollo Energético y Medio Ambiente”, Seminario de El Mercurio, SOFOFA y Universidad Finis Terra, agosto 2006.
  27. 27. 6. El futuro: agua, carbón, nuclear y ecológicas • ¿Y por qué no está el GN en el título de estas láminas? • Si mañana el mercado del GNL evoluciona y se transforma en uno de commodity y, además, tiene precios adecuados (o sea, con un precio de petróleo mucho más bajo), probablemente volverá a estar entre los posibles combustibles para nuestra expansión eléctrica. Pero hoy día eso no se ve factible. Estimaciones de SYNEX dan precios monómicos entre US$ 75 y 82 por MWh para carbón (US$2600/kw y entre 51 y 67 US$/ton). Para gas, entre 81 y 94 US$/MWh (US$ 1100/kw y GNL entre 8.2 y 10.4 US$/Mbtu; equivalente a 63 y 80 US$/barril respectivamente) • Esto es igualmente cierto para cualquier otro combustible y tecnología dado que nuestro mercado deja que los inversionistas privados escojan las opciones más económicas. • El rol más activo que ha asumido el Estado chileno en este mercado solo se explica por la crisis del gas que ha sido un shock de proporciones, y porque se necesita orientar al país para el escenario mundial que se avecina bajo la amenaza del cambio climático.
  28. 28. U.S. Electricity Production Costs and Components 1995 - 2007, In 2007 cents per kilowatt-hour Total Production Costs Operations & Maintenance Costs Fuel Costs Year Coal Gas Nuclear Petroleum Coal Gas Nuclear Petroleum Coal Gas Nuclear Petroleum 1995 2,48 3,60 2,60 5,64 0,59 0,69 1,83 1,58 1,89 2,92 0,78 4,05 1996 2,33 4,40 2,44 5,73 0,52 0,68 1,73 1,31 1,81 3,73 0,70 4,42 1997 2,25 4,46 2,54 5,15 0,50 0,65 1,86 1,12 1,75 3,81 0,69 4,03 1998 2,21 3,93 2,37 3,62 0,53 0,59 1,69 0,70 1,67 3,34 0,67 2,92 1999 2,12 4,23 2,13 4,35 0,51 0,50 1,51 0,99 1,62 3,73 0,62 3,36 2000 2,07 7,00 2,09 6,28 0,50 0,55 1,50 0,78 1,57 6,46 0,58 5,51 2001 2,13 7,08 1,98 5,78 0,53 0,62 1,43 0,79 1,60 6,47 0,54 4,99 2002 2,10 4,52 1,95 5,54 0,53 0,62 1,44 0,90 1,57 3,89 0,51 4,64 2003 2,08 6,16 1,92 6,61 0,53 0,64 1,40 1,05 1,55 5,53 0,51 5,56 2004 2,16 6,42 1,89 6,35 0,55 0,53 1,38 0,95 1,61 5,89 0,51 5,41 2005 2,34 8,04 1,81 8,71 0,55 0,51 1,34 0,93 1,80 7,53 0,47 7,78 2006 2,44 6,98 1,79 10,07 0,57 0,57 1,32 1,29 1,88 6,41 0,47 8,78 2007 2,47 6,78 1,76 10,26 0,56 0,49 1,29 1,28 1,91 6,28 0,47 8,98 Production Costs = Operations and Maintenance Costs + Fuel Costs Source: Global Energy Decisions Updated: 5/08
  29. 29. Costos de producción eléctrica USA Tipo de Generación Inversión (US$/kWh) Operación (US$/MWh) Hidroeléctrica 1100-2000 0 Ciclo Combinado Gas Natural Argentino 700-800 40 Ciclo Combinado Diesel 700-800 110 Ciclo Combinado GNL 700-800 65 Vapor-Carbón 1300-1600 24 Vapor-Petróleo 1300-1600 175 Turbina Diesel 500-900 210 Turbina Gas Petróleo 500-700 180 Nuclear 1500-2000 20 Eólico 1600-2100 0
  30. 30. Chile: Evolución Precios de Combustibles (GN, Petróleo y Carbón) Fuente: CNE Nota: Abril – julio 2005 incluye costo de swap asociado a importación gas natural Nueva Renca
  31. 31. Fuente: CDEC SIC
  32. 32. Fuente: Hugh Rudnick, “Desarrollo Energético y Medio Ambiente”, Seminario de El Mercurio, SOFOFA y  Universidad Finis Terra, agosto 2006.

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