Proyecto para asegurar continuidad de suministro eléctrico de corto y largo plazo en el SING...

Proyecto para asegurar continuidad de suministro eléctrico de corto y

largo plazoen el SING

ELECGAS 2006 20 de Junio de 2006

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Situación actual de suministro de gas en el SING

• Suministro de gas de actuales productores argentinos a Chile continuará decreciendo, y no se ve sostenible después de 2008 si ellos no alcanzan acuerdos con el gobierno argentino en relación a precios y extensión de concesiones.

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Balance de Gas en el Norte

MercadoBolivia

4

MercadoBrasil

25BOLIVIA

BRASIL

ARGENTINACHILE

MercadoNorte Chile

6

MercadoArgentina

6 + 1

Producción20

Producción35 - 37

Riesgo incremento exportación a 31

MercadoArgentina

21

Riesgo ampliación ducto

Riesgo permisos

exportación

Riesgo redireccionar

Salta

Riesgo inversión

insuficiente

Riesgo inversión

insuficiente

Riesgo desacuerdocomercial

5

Gas disponible para Argentina-Chile

2005

25

29

35/37 Producción Máxima

Consumo Bolivia

Ga

s (

MM

m3/

d)

Consumo Brasil

Volumen disponible para Argentina-Chile

2004 2006

21

2007/08

Producción vs. Consumo en Bolivia

5

Creciente consumo en Brasil y Argentina y producción limitada en Bolivia explican progresiva

restricción

6

Nivel de Restricción de Gas al Norte de Chile

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

01/Ene 16/Ene 31/Ene 15/Feb 02/Mar 17/Mar 01/Abr 16/Abr 01/May 16/May 31/May

RestricciónBolivia

5.3 Mill m3/d

Restricción“normal”

4.9 Mill m3/d Restricción2.7 Mill m3/d

Inyecciones porGasAtacama + Norandino

Las restricciones son crecientes Problema estructural se agudizará en próximos 20 meses

Restricción1.8 Mill m3/d

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2. Capacidad de generación disponible en el SING

• El SING puede generar en promedio 1,000 MW en carbón con los 1,200 MW instalados

• Para satisfacer actual demanda (1,650 MW) y crecimiento esperado al 2010 (2,200 MW), los ciclos combinados deberán aportar entre 650 y 1,200 MW con gas, diesel o GNL

• Por lo tanto, ante corte total de gas, en el corto plazo (2006-2009) la generación de CC’s con gas, diesel o GNL es indispensable para evitar racionamientos

• Entre los ciclos combinados del SING, GasAtacama es clave, porque representa el 75% de la capacidad dual instalada en el Norte de Chile y posee los mejores estándares de modularidad y disponibilidad.

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Máxima capacidad despachable sin ciclos combinados es 1250 MW

Carbón OtrosCC dualesen Chile

CC no duales

en Chile

CC dual enArgentina

TotalMW

GasAtacama 780 780

Electroandina 430 160 400 990

Edelnor 340 130 250 720

AES Gener 640 640

Norgener 280 280

Endesa 160 20 180

Total instalado 1.210 310 1.030 400 640 3.590

Total despachable sin gas

1.000

250 800 0 0-2502.000-2.300

Total despachable sin gas y sin CC’s

1.000

250 0 0 0 1.250

9

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

Ciclos Combinados son indispensables

1000 MW carbón actual

Gas o respaldo diesel/LNG de actuales CC o sustitución

MW

Crecimientocubierto con nuevas centrales

Demanda

Posible entrada nuevas inversiones

Supuesto: Se considera central Salta de AES Gener destinada a mercado argentino

Asegurar suministro de combustible (diesel, gas, LNG) a CCs para evitar racionamiento

Proyección Oferta & Demanda SING período 2006 - 2020

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3. Racionamiento para el SINGsi faltan 600 MW en el Sistema

Demanda sistema

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

2004 2005 2006 2007 2008 2009

GWh

Energía no suministrada al SING: 1.900 – 3.100 GWh/añoEnergía no suministrada al SING: 1.900 – 3.100 GWh/año

Menor producción de cobre: 900.000 – 1.500.000 ton/añoMenor producción de cobre: 900.000 – 1.500.000 ton/año

Menor Margen: US$ 4.800 – 7.800 millones/añoMenor Margen: US$ 4.800 – 7.800 millones/año

Supuestos:• precio referencia Cu = 3 US$/lb, costo

referencia Cu = 0.6 US$/lb• consumo promedio de 2100 kWh/ton

• En promedio, eventual racionamiento en el SING puede costar anualmente MMUS$ 1000 por cada 100 MW faltantes

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Eventual Instalación deTurbinas de Emergencia en el SING

• La eventual instalación de turbinas de emergencia operadas con diesel, en reemplazo de los ciclos combinados– Toma entre 8 y 12 meses en concretarse– Requiere aprox. US$ 60 millones/100 MW– El costo de operación de estas turbinas es 50% superior a

operar los ciclos combinados con diesel (aprox 180 a 200 US$/MWh)• Reemplazar entre 350 y 750 MW de ciclos combinados

implicaría invertir entre 200 y 400 MMUS$, además de un costo de operación entre 200 y 400 MMUS$ por año adicionales a operar los CC’s con diesel.

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• En el análisis de las opciones de tecnología se debe considerar para el corto y largo plazo:

a) Seguridad de suministro• Proveer incentivos para mantener ciclos combinados existentes

operativos en corto y largo plazo

b) Competitividad en costo de generación total, incluyendo:• Inversiones necesarias

• Proyección de costos de combustibles y mantenimiento

• Diferencial de probabilidad de costo de falla

c) Diversificación de tecnologías y fuentes de combustible

d) Sustentabilidad ambiental• Compatibilidad con normas ambientales de control de partículas,

SOx y NOx aplicadas por Banca Internacional a mercados destino de exportación de Chile

• Compatibilidad con Protocolo de Kioto respecto a emisión de CO2

4. Opciones de largo plazo

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• En el corto plazo se dependerá de opciones tales como diesel, GNL regasificado en barco, turbinas de emergencia, swaps energéticos con países vecinos, etc

• En el largo plazo, las opciones más ventajosas para el SING son:

• Carbón• Gas Natural Licuado• Gas Natural Regional

• La implementación de cualquiera de éstas, necesita aproximadamente 4 años

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4.1 Carbón

• Costo de desarrollo 55-65 US$/MWh, con abatimiento de emisiones de partículas y SOx, y precio carbón entre 45 y 65 US$/ton

• Es necesario tener presente que centrales a carbón están expuestas a creciente recargo por sus mayores emisiones de CO2, especialmente a partir de la próxima renovación del Protocolo de Kioto (2012)– Actualmente recargo por emisiones de CO2 llevan a

duplicar costo del carbón en España

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Australia

Indonesia

Rusia

TrinidadNigeria

Qatar

Opciones Potenciales de Gas para Chile

Perú

Argentina

Bolivia

GasoductoGNLGNC

Ecuador

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Gas Natural Licuado (GNL)

• Costo de desarrollo 55-75 US$/MWh (con precio GNL entre 4 y 7 US$/MMBTU)– Actualmente a 6 US$/MMBTU en mercado Henry Hub (EE.UU.)

– Precio post-2010 se proyecta en el rango 4-5 US$/MMBTU

• Permite abastecer las centrales a gas existentes a un costo significativamente inferior al diesel y manteniendo las ventajas ambientales

• Generadores requieren suscribir contratos de largo plazo con un cargo fijo para financiar el terminal de GNL y un precio de venta de electricidad indexado a costo de abastecimiento de GNL

• Se requiere negociar contrato de abastecimiento de GNL con bajo nivel de compromiso de compra a todo evento (“take-or-pay”) o bien con flexibilidad para recolocar gas comprado en otros mercados de modo de reducir su utilización si:

– costo de generar con GNL supera costo de generar con carbón, o

– se dispone de gas regional a precio menor que GNL

• La existencia del terminal y contratos de GNL aseguran la continuidad del suministro eléctrico y facilitan la negociación con los vecinos para obtención de gas regional, acotando el riesgo político asociado

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Gas Natural Regional

• Acceso a gas regional a precio gas de hasta 3.5 US$/MMBTU (el doble de los precios que Chile pagaba a Argentina) brinda el menor costo de desarrollo de centrales de generación (55 US$/MWh)

• Existen importantes reservas probadas de gas en países vecinos: Bolivia (27 tcf), Perú (12 tcf), las que se duplican al incorporar las reservas probables– La mayor parte de estas reservas aún no están comercialmente

comprometidas– El consumo actual de Chile norte y centro (20 MMm3/d) por 20

años equivale a 6 tcf

• Sin embargo, el elevado nivel de riesgo geopolítico asociado al eventual suministro de dichos países obliga a contar con un respaldo que asegure la continuidad de abastecimiento eléctrico– Potencial terminal de regasificación de GNL en el norte sirve

como seguro

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Proyección Precios GNL

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• Asegurar que ciclos combinados instalados en Norte de Chile permanezcan operando en el SING

• Asegurar continuidad de suministro a través de etapas sucesivas

– En el corto plazo• Logística diesel

– Copec o un tercero independiente (Oxiquim) que opere infraestructura open access

• Operación continua amplia de CC’s– En el mediano plazo

• Fast track GNL, anticipando conexión a – Nave con regasificador (mes 12 post permisos)– Nave estándar y regasificador definitivo onshore (mes 24)

– En el largo plazo (post mes 40)• Terminal GNL con estanques de GNL como suministro o

respaldo a gas regional de modo de utilizar los 1,400 MW instalados

• Crecimiento del SING con carbón limpio

5. Proyectos Alternativos:a) Propuesta GasAtacama

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5. Proyectos Alternativos:b) Alternativa sólo Carbón

• Sustituir completamente capacidad de actuales ciclos combinados con carbón (1,400 MW)

• Crecimiento adicional del SING también con carbón (al menos 300 MW)

Problemas:• No soluciona problema de corto plazo (< 4 años)• Requiere acuerdo de mineros para reemplazar todos los contratos

existentes• Inversión de US$ 2500 millones supera propuesta GasAtacama de

terminal GNL y una carbonera en US$1700 millones• Costo de suministro puede llegar a costo de falla mientras los

ciclos combinados no estén reemplazados íntegramente• Resolver problema de costo de falla instalando turbinas de

emergencia implica inversión y costo superior a solución con terminal GNL

• Riesgo de falta de diversificación y dependencia de eventual castigo/recargo ambiental

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Comparación Inversiones (MMUS$)

a) Gas/GNL y Carbón

b) Sólo Carbón

Respaldo diesel 40 40

Terminal GNL 300-400

Central Carbón 430 2,500

Total nueva inversión al 2012

770-870 2,540

Valor infraestructura existente en CCs

700

Valor activos utilizados

1,470-1,570 2,540

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Comparación de Competitividad

• Con precio diesel actual (15 US$/MMBTU) y LNG a precio Henry Hub ahorro que permitiría el GNL frente a operar 1,400 MW con diesel justificaría inversión de terminal GNL en 5-6 meses

• Al ponderar adecuadamente inversión, costo falla y costo combustible en período 2006-2025 se alcanza precio de electricidad que:a) recupera inversión adicional terminal GNLb) recupera también la inversión en generación existente,

justificando su permanenciac) es mejor económicamente que reemplazarlas por carbón

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Comparación Costo Variable de Suministro

Costo

Diesel CC’s

Falla

Opción GasAtacamaOpción Carbón Parcial sin CC’s

0 1 2 3 4 5 6 7 8 AÑOSGAS REGIONAL

Off-Shore storage LNG

Off-Shore regas & storage LNG

Diesel TG’semergencia

On-Shore LNG

6. Propuesta GasAtacama

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Central Atacama Central Edelnor

patio descarga

diesel

Fase 1: Terminal descargacamiones diesel

Inversión:• patio camiones• piping central

Timing: mes 4 - 6

Potencia Respaldada: GasAtacama 300 MWEdelnor 200 MW

Costo Combustible: diesel

piping diesel

Objetivo: permitir abastecimiento de diesel en camiones que COPEC cargaría en Antofagasta. Para proveer diesel a más de 400 MW, COPEC traspasaría costo manejo naves de hasta US$ 2,5 millones/mes

Barco Estanque COPEC en Antofagasta

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Central Atacama Central Edelnor

Fase 2: Fondeadero multiboya y modificaciones en central

patio descarga

diesel

plantaagua

Inversión:• fondeadero multiboya• modificación central

(planta agua, bypass, repuestos críticos)• costos de potencia firme, pruebas, etc.

Timing:

mes 7 - 12 + permisos fondeadero

Potencia Respaldada:

GasAtacama 600 MW

Edelnor 200 MW

Costo Combustible:

diesel+estadía barco diesel bypass

Objetivo: permitir recepción de barcos (diesel) en Mejillones. Éstos harían de estanque flotante mientras se construyen estanques onshore de diesel.

fondeadero y boya descarga combustibles líquidos y gas

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Central Atacama

plantaagua

bypass

Central Edelnor

estanques diesel (acceso abierto)

Fase 3: Estanques diesel

patio descarga

diesel

Inversión:• estanques diesel

Timing: mes 12 + permisos estanque diesel

Potencia Respaldada: 600 - 800 MW

Costo Combustible: diesel

Objetivo: permitir almacenamiento de diesel en estanques onshore (acceso abierto si es Oxiquim) o asociado a un único proveedor si es Copec.


Central Atacama

plantaagua

bypass

Fase 4: Terminal GNL con regas offshore

Central Edelnor

com

pres

ores

boya descarga gas

recepción gas



patio descarga

diesel

Inversión:• ampliación fondeadero• ducto submarino• Compresores

Timing:

mes 12 + permisos descarga gas


600 - 800 MW

Costo Combustible:GNL+estadía barco regasificador

+ diesel durante discontinuidades

Objetivo: permitir recepción de barcos GNL con capacidad regasificadora a bordo. Éstos harían de estanque flotante y descargarían gas mientras se construye(n) estanque(s) onshore.

regas

Central Atacama

plantaagua

bypass

Fase 5: Terminal GNL con regas onshore

Central Edelnor

jetty descarga GNL

recepción gas



Inversión:• jetty muelle GNL• piping GNL• regasificadores

Timing:

mes 24 + permiso descarga GNL


600 - 800 MW

Costo Combustible:

GNL+ estadía barco normal

+ diesel durante discontinuidades

boya descarga gas

Objetivo: permitir recepción de barcos normales con GNL y regasificar el GNL onshore en unidad de regasificación. Factibilidad técnica de esta fase está en revisión.

patio descarga

diesel

com

pres

oresregas

Central Atacama

plantaagua

bypass

Fase 6: Estanques GNL

Central Edelnor

patio descarga

diesel

recepción gas



Inversión:

• estanque(s)• equipo mini licuefacción (opcional)

Timing:

mes 36-40 + permisos estanque GNL


600 - 1400 MW

Costo Combustible:

GNL y gas regional

regas

jetty descarga GNL

boya descarga gas

estanque GNL

Objetivo: permitir almacenamiento de GNL en estanque(s) onshore y completar planta estándar de regasificación onshore de GNL.

com

pres

ores

Central Atacama

plantaagua

bypass

Proyecto Final

Central Edelnor

patio descarga

diesel

com

pres

ores

recepción gas



regas

jetty descarga GNL

boya descarga gas

estanque GNL

Objetivo: abastecer los 1400 MW instalados en el SING con planta de regasificación de GNL y/o gas regional. Interconexión de gasoductos Atacama y Norandino.

a Central Electroandina

Propuesta GasAtacama permite solucionar tanto problema de corto como de largo plazo

Solución por etapas permite adelantar solución de largo plazo y reducir costo de combustible paulatinamente desde diesel hasta GNL o gas regional

Terminal onshore GNL minimiza costo de combustible para los CC mientras no exista gas. Además provee respaldo de largo plazo para viabilizar gas regional

Capacidad de respaldo diesel se mantiene en el largo plazo

7. Acciones requeridas por agentes del Sector

34

7. a) Acciones requeridas de Generadores

En el corto plazo• Renegociar bilateralmente contratos con mineras,

adecuando precios para cubrir costos de generación• Acordar con mineras pruebas de operación diesel • Realizar modificaciones en centrales para respaldar ciclos

combinados con diesel en el corto plazo• Compromiso para mantener ciclos operativos en norte• Compromiso de mantener gasoducto operativo, dejando

abierta opción de recibir futuro gas regionalPara largo plazo• Construir terminal de GNL para respaldo • Suscribir contratos de abastecimiento de GNL con

flexibilidad para recolocarlos y en otros mercados si se sostiene gas regional

• Obtener gas regional competitivo

35

7. b) Acciones requeridas de Mineras

En el corto plazo• Renegociar bilateralmente contratos con generadores,

adecuando precios para cubrir costos de generación• Acordar financiamiento de pruebas de operación diesel • Establecer cargo fijo para financiar inversión para operación

continua en diesel

Para el largo plazo• Apoyar solución diversificada suscribiendo contratos

bancables para financiar inversiones en terminal de regasificación GNL que respaldan 1400 MW con GNL, a precios que aseguren recuperar la inversión de las centales, el terminal GNL y cubrir costos de generación

• Asegurar suministro de crecimiento de demanda ofreciendo contrato bancable a proyectos de nueva capacidad de generación por 300 MW

36

7. c) Acciones requeridas de CNE/Distribuidoras

En el corto plazo• Asegurar que precio nudo sustente prorrata de

costos para permitir continuidad de suministro

Para el largo plazo• Licitar suministro de largo plazo utilizando

mecanismo establecido en ley corta II para facilitar instalación terminal regasificación LNG

• Suscribir contratos bancables con generadores que permitan financiar las inversiones de largo plazo

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