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Gas Natural y Desarrollo Eléctrico en Chile

Jorge Rodríguez GrossiBuenos Aires, 12 de Agosto de 2008

Indice1. 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

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.

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.

• 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.

2. El comercio de gas natural con Argentina

Balance Energético de Chile 1995-2006

BALANCE 1995175.911 Teracalorías

48%

10%13%

9%

20%

CRUDO GAS NATURALCARBÓN HIDROELECTRICIDAD

LEÑA

BALANCE 2006295.839 Teracalorías

39%

25%12%

8%16%

CRUDO GAS NATURALCARBÓN HIDROELECTRICIDAD

LEÑA

Fuente: CNE, Balances Energéticos

• 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.



• 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.


• Todas estas ventajas comenzaron a disminuir el 2004 y prácticamente terminaron el 2007 y 2008.

• ¿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. Constatamosdependencia 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.



No solo gas dejamos de importar desde Argentina

No solo gas dejamos de importar desde Argentina

• 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.



• 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 estáremunerando debidamente un exceso de capacidad compatible con lafalla, 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.

• 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.


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.


• 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.

Capacidad Instalada de Generación Eléctrica en el SING, 2008: 3.600 MW

Fuente: CNE

Pasada0.4%

Diesel7.4% Gas Natural

11.1%Carbón33.5%

Gas Natural/Diesel

47.6%

GAS 58.7%


• 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.

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%).

Matriz Eléctrica Mundial y de Chile

Chile: Fuentes Eléctricas

0

10000

20000

30000

40000

50000

2005 2007 2020 2030 2035

MW

Hidroelectricidad Térmica y Otras

38% hidro

19% hidro +renovables

CapacidadNo hidroeléctrica

Proyecciónde tendencia

Proyección forzando cambios

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 abajo costo de generación?


• 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.

• 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.


¿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.


¿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.


Fuente: Hugh Rudnick, “Desarrollo Energético y Medio Ambiente”, Seminario de El Mercurio, SOFOFA y Universidad Finis Terra, agosto 2006.


• ¿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.

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

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

Chile: Evolución Precios de Combustibles (GN, Petróleo y Carbón)

Nota: Abril – julio 2005 incluye costo de swap asociado a importación gas natural Nueva Renca

Fuente: CNE

Fuente: CDEC SIC

Fuente: Hugh Rudnick, “Desarrollo Energético y Medio Ambiente”, Seminario de El Mercurio, SOFOFA y Universidad Finis Terra, agosto 2006.