1

SEGURIDAD ENERGÉTICA EN EL CONTEXTO DEL SING

Lodewijk Verdeyen

Octubre, 2007

2

ÍndiceÍndice

1. Perspectiva del SING hasta 2003

2. Operación del SING durante 2007

3. Construyendo futuro: el aporte de SUEZ

4. Factores de riesgo y mitigaciones

3

1. Perspectiva del SING hasta 2003 1. Perspectiva del SING hasta 2003

4

Alta seguridad energética determinada por

Tamaño del sistema interconectado comparado con tamaño de las unidades

Plan de seguridad CDEC: limitaciones en despacho para reserva en giro

Alto disponibilidad de combustibles baratos con poco volatilidad en precios (mayormente gas argentina, carbón barato, unidades a diesel y Fuel Oil paradas)

Factores climáticos y desastres naturales afectan poco al suministro, dos gasoductos, CC en varios sitios

5

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Ins

talle

d C

ap

ac

ity

(M

W)

Electroandina Edelnor GasAtacama Celta Norgener AES

Hydro Gas Coal Heavy Fuel Diesel (TG+Mot)

SING: Capacidad Instalada

Total: Total: 3.5963.596 MWMW

Fuente: CDEC-SING Estadísticas de operación 1997 / 2006

Terremoto 2004

6

Pero existían riesgos:

Contexto regulatorio (sobre-instalación, fallas en las unidades no afectan seguridad del sistema pero baja remuneración por capacidad) Dado el nivel de sobre-capacidad existente, el reconocimiento de potencia firme es cercano a 50%, por lo tanto, no hay incentivos para tener este tipo de plantas en operación. Por ejemplo una central de 28 MW con motores diesel debe vivir con MUSD1

Ley corta I hace interconexión SIC – SING inviable

Todo desarrollo nuevo por combustible de un solo fuente, de un solo país extranjero

Baja rentabilidad de empresas generadoras

Contratos PPAs de largo plazo con poco flexibilidad (costo combustible para generador > 80%, para cliente promedio < 20%)

Factores climáticos y desastres naturales

7

2. Operación del SING durante 20072. Operación del SING durante 2007

8

El escenario cambió en muchos aspectos

Suministro de gas mínimo desde Argentina, el aumento de precio lo desplaza de “generación base”, lugar que ocupa ahora el carbón;

Necesidad de operación permanente de unidades ciclo combinado (a menos los de dual fuel) con petróleo diesel;

Aumento de costos de operación (gas natural, carbón y petróleo entre 3 y 5 veces los valores de 2003);

Débil logística de suministro de petróleo, así como capacidad de almacenamiento, ya que se consideró esta operación sólo como respaldo;

Unidades se retiran del sistema (TermoAndes al SADI)

9

El escenario cambió en muchos aspectos

Operación de plantas en base a petróleo (diesel y bunker) como Antofagasta, Arica, Iquique, Mantos Blancos, no son un negocio rentable para empresas generadoras. La remuneración efectiva viene solamente por el pago de potencia firme, el pago de su generación sólo logra recuperar el costo de combustible;

Contratos no permiten traspasar incremento de costos, arbitrajes, poco incentivos para generadores para ser proactivos.

Incertidumbre: ¿Va regresar el gas?

10

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Ins

talle

d C

ap

ac

ity

(M

W)

Electroandina Edelnor GasAtacama Celta Norgener AES

Hydro Gas Coal Heavy Fuel Diesel (TG+Mot)

SING: Capacidad Instalada

Total: Total: 3.5963.596 MWMW

Fuente: CDEC-SING Estadísticas de operación 1997 / 2006

Capacidad disponible: 1800 MW

11

Generación por combustible - 2007

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

GW

h

Hidro Carbón Gas F. Oil Diesel

12

Análisis del estado actual

El suministro de gas natural desde Argentina no va a mejorar;

Es prioritario asegurar el suministro de petróleo diesel, mediante capacidad de almacenamiento y logística adecuada;

Desarrollo de nuevos proyectos para asegurar suficiencia y calidad de suministro, pero toma 4 años

13

3. Construyendo futuro:3. Construyendo futuro:

El aporte de SUEZEl aporte de SUEZ

14

Crecimiento de la demanda

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

De

ma

nd

(M

W)

Current Demand Escondida Spence Sierra MirandaCerro Dominador Aguas Blancas Gaby AlmaEsperanza Ext. Chuqui Collahuasi III Others (EMEL)

Fuente: Información EA/ED

15

Proyectos de SUEZ

Proyectos en desarrollo:

Conversión de unidad CC U16 para quemar petróleo diesel; aporte de capacidad de emergencia;

Central térmica ANDINA:

2 x 165 MW (Mejillones – lecho fluidizado)

Capacidad para quemar biomasa

Terminal GNL Mejillones:

Capacidad para 5 Mm3/día

16

Proyecciones de mediano plazo

0

500

1000

1500

2000

2500

3000M W

Hidro Gas Carbón

Carbón Lecho Fluidizado FO6 CC GNL

CC Diesel Autoproductores Motores Diesel

Demanda bruta

2007 2008 2009 2010 2011 2012

17

4. Factores de riesgo y mitigaciones

18

AMENAZAS (1)

Disponibilidad de combustibles sólidos y líquidos: Demanda creciente para energía en el mundo, acceso a

reservas de hidrocarburos cada vez mas complicada (por razones físicas o políticas) pueden producir desbalance entre demanda y oferta;

Problemas climáticos, desastres naturales mas frecuentes afectan disponibilidad y transporte (ejemplos: suministro de petróleo y petcoke posterior al huracán Katrina, Congestión en puertos de carbón en Australia )

Aumentos erráticos de precios de combustibles: Problemas climáticos afectan el precio de los distintos

combustibles; Aumento de precio de petróleo afecta disponibilidad y

precio de GNL; Conflicto bélico en Medio Oriente hace subir precio de

petróleo.

19

AMENAZAS (2)

Temas geopolíticos: Gas regional, suministrado vía gasoductos, se ha

utilizado como herramienta politica (ejemplos Venezuela, Bolivia, Argentina, Russia);

Nueva capacidad de reserva En las actuales condiciones, disponer de plantas de

respaldo no tiene incentivos para los generadores. Desde el punto de vista de los clientes, la situación es diferente, ya que ellos “ven” como alternativa su costo de falla;

Plazos para instalar nueva capacidad con bajo costo variable : 4 años

Limitaciones en emisiones (CO2) ¿Chile formará parte de un esfuerzo mundial para

disminuir calentamiento global (Kyoto II, anexo1??)

20

MITIGACIONES

Diversificación, diversificación, diversificación (carbón, gas natural, GNL, petróleo, uranio, petcoke, agua, energías renovables, si existen los PPA adecuados!!!!)

Interconexión sistemas y países Fuentes de combustibles nacionales Incentivos para unidades de emergencia y cambios

regulatorios Planificación (autoridades, generadores y clientes) Eficiencia energética Contratos mas flexibles (regulados y clientes libres)

21

GRACIAS