la crisis del gas en chile y su impacto en el desarrollo de la matriz energetica

Sebastián Bernstein

LA CRISIS DEL GAS EN CHILE Y SU IMPACTO EN EL DESARROLLO DE LA MATRIZ

ENERGETICA

Juan Sebastián Bernstein

Mayo 2006

V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad


Situación actual en Chile

Matriz energética Política energética

El entorno mundial Tecnologías en uso y perspectivas Mercado de petróleo, carbón y gas

La crisis de gas argentino y su impacto en Chile Perspectivas de desarrollo y desafíos

TEMARIO


PRODUCCION ENERGÍA PRIMARIA1980

Petróleo Crudo46%

Gas Natural10%

Carbón11%

Hidro17%

Leña y Otros16%

2003

Petróleo Crudo37%

Gas Natural24%

Carbón8%

Leña y Otros13%

Hidro18%


CONSUMO FINAL 2004

Consumo Sectorial

Transporte35%

Industrial y Minero37%

Comercial Público Residencial

28%

Consumo Final

Petróleo51%

Gas Natural7%

Electricidad19%

Otros23%


Tasas de crecimiento anual del PIB y energía primaria

ACTIVIDAD ECONÓMICA Y ENERGÍA

Período PIB Energía

Primaria

1985-1997 7.6% 6.7%1997-2003 2.7% 2.8%


POLÍTICA ENERGÉTICA

Elementos básicos: Eficiencia económica

Mercados competitivos en combustibles:– Importación-producción-transporte y distribución de combustibles– Incluido gas natural

Mercado competitivo en generación eléctrica Regulación en base a costos medios eficientes en segmentos

monopólicos (transmisión y distribución de electricidad)

Rol subsidiario del Estado

Institucionalidad y marco jurídico sólidos


RESULTADOS

Eficiencia en producción y uso Cobertura y calidad de servicio Oportunidades de inversión

Inversión privada en Chile Generación eléctrica: entre 1989 y 2005: 8 000 MW (6 billones US$) Gas natural (2 billones de US$)

Inversión en Argentina, Perú, Brasil, Colombia, el Salvador, República Dominicana

Flexibilidad frente a “shocks” de precios

Pero: Excesiva confianza en suministro de gas desde una sola fuente

Visión “legalista” (Protocolo es suficiente…) Precios de suministro a clientes finales no previeron cortes Falta de garantías reales Falta de Plan B


LA CRISIS ARGENTINA

La crisis Las causas

Efectos inmediatos de la crisis: Corto plazo:

– Encarecimiento de energía en el spot + aumento riesgo de falla– Paralización de inversiones en curso/próximas iniciarse– Precio de venta a distribuidoras “anclados” en contratos a precio

anterior a la crisis Largo plazo:

– Tiempo de espera para decidir que tecnología desarrollar– Readecuación “natural” de la matriz energética

Medidas tomadas en 2004-2005: Liberalización total del precio de venta a distribuidoras Proyecto GNL (ENAP, Metrogas, generadoras)


LA CRISIS ARGENTINA

Modificación legal para que precios a distribuidoras reflejen la nueva realidad Precios actuales se “despegan” del precio medio de

contratos libres Se modifican contratos entre generadoras y distribuidoras

A través de licitaciones competitivas (2009 en adelante) Precios estables y contratos de largo plazo Pass-through de precios

Precios mayoristas han subido de 36 US$/MWh a 62 US$/MWh (80%)

Se facilita desarrollar proyectos alternativos (LNG, carbón, hidro, etc) Dependerá del entorno mundial


LA CRISIS ARGENTINA

Proyecto GNL Se esperaban ofertas a precios + estables Precios Henry Hub iniciales permitían cierto optimismo

5 US$/MBTu Alza precios petróleo desvaneció esta esperanza

Precios del orden de 7 US$/MBTu + inversión en el proyecto 2 generadores grandes se descolgaron

Rol principal: Suministro permanente a Metrogas y ENAP Suministro base para 1 cc de Endesa ¿Respaldo para otros cc existentes?


EL ENTORNOConsumo Mundial Energía Primaria 2002-2030

• Tasa crecimiento 1.7% anual• Prevalecen petróleo, carbón y gas natural • No hay cambios en la estructura

Fuente: International Energy Agency IEA, 2004

Consumo Mundial de Energía Primaria - 200210 230 Mtpe

Petróleo, 35%

Carbón, 24%

Gas Natural, 21%

Nuclear, 7%

Hidro, 2%

Otros, 11%

Consumo Mundial de Energía Primaria - 203016 300 Mtpe

Petróleo, 35%

Carbón, 22%

Gas Natural, 26%

Nuclear, 4%

Hidro, 2%

Otros, 10%


EL ENTORNOEvolución precio del petróleo 1960-2005

Alta volatilidad => problema para desarrollar alternativas

Consumo mundial 2005= 84 Mbpd Consumo 2025=119 Mbpd

PETRÓLEO CRUDO - PRECIO MEDIO ANUAL

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1960 1970 1980 1990 2000

Nominal US$ dic-05

Fuente: BP1960-1983: Arabian light1984-2005: Brent


EL ENTORNODinámica corto/mediano plazo del precio petróleo

Demanda creciente (OECD, China, India, etc) Producción OPEP (29 Mbpd) próxima a límite Producción declinante en no OPEP (salvo Rusia) Inestabilidad Medio Oriente: Irán-Irak

Conclusión: Precios especulativos, no responden a concepto de costo de desarrollo Demanda sostenida en China, India y resto del mundo presionan los precios Se prevé que se mantendrán altos por varios años

Proceso de ahorro y sustitución tomará tiempo Declinación suave sólo si ritmo de puesta en producción suficiente. Precio de largo plazo no volverá a 20 sino a 40. Conciencia de reservas limitadas


EL ENTORNOLa demanda de China y del resto de Asia

China: 2º país consumidor de petróleo USA 20 Mbpd China 6 Mbpd Importaciones de China crecen al 20-30%/año

China: 1º productor/consumidor de carbón 2004 = 2 000 Mton (40% producción mundial) USA = 1 000 M ton China en 2004 creció en 120 M ton

USA, China e India: 800 nuevas centrales a carbón en 2012 Su emisión será 5 veces las reducciones del Protocolo de Kyoto


EL ENTORNOChile – Precio carbón en zona central de Chile

Fuente: CNE

• Baja de precios hasta 2003• Significativo aumento en 2004• Baja paulatina en 2005

Precio del Carbón en Ventanas (US$ oct04/ton)

0

20

40

60

80

100

120

1985 1990 1995 2000

US$

/ to

n

Real Nomimal


EL ENTORNOGas Natural

Fuente: BP


EL ENTORNOPrecios de Gas Natural y Petróleo

Fuente: BP

Precios GN Henry Hub y Petróleo Crudo WTI

0

2

4

6

8

10

12

14

16

Ene-91 Ene-92 Ene-93 Ene-94 Ene-95 Ene-96 Ene-97 Ene-98 Ene-99 Ene-00 Ene-01 Ene-02 Ene-03 Ene-04 Ene-05

US$ nominal/MBtu

0

10

20

30

40

50

60

70

US$ nominal/bbl

Henry Hub WTI


EL ENTORNOSíntesis

Análisis del Consejo mundial de la Energía -2004: No hay escasez de recursos Razón Reservas/Producción para combustibles fósiles

Petróleo 40 años Gas natural 60 años Carbón 200 años

Áreas de consumo no coinciden con zonas de producción Participación de recursos renovables no hidráulicos: 5% en 2030

Análisis de la coyuntura de corto/mediano plazo: Ritmo de puesta en producción de reservas de hidrocarburos

insuficiente para cubrir los incrementos de demanda actuales a precios “normales”

Precio GNL vinculado a precio petróleo Precio carbón alto coyunturalmente, bajando progresivamente


EL ENTORNOLecciones para Chile

Nada nuevo en lo tecnológico

Abundancia reservas de combustibles fósiles

Pero incapacidad para aumentar producción a corto plazo Precios combustibles (líquidos, sólidos) volátiles con fuertes alzas

Volatilidad petróleo no se toman decisiones de alto costo para su sustitución precios altos

Consecuencias: Enfasis en no depender de un solo país Necesidad de políticas de precios flexibles Contratos de largo plazo para ayudar a toma de decisiones en futuro

incierto


COSTOS MARGINALES DE ENERGIA

SIC - Costo Maginal Diario Quillota 220kV

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

ene-04 abr-04 jul-04 oct-04 ene-05 abr-05 jul-05

US$

/MW

h


PRECIOS SPOT PROYECTADOS(monómico)

2006 60-70 US$/MWh

2007 75- 85US$/MWh

2008 90-100 US$/MWh


PRECIOS DE NUDO Y MERCADO LIBRE

SIC - Precios Monómicos Libre y de Nudo (US$ oct-04)(Quillota 220 kV, factor de carga 0.75)

0

10

20

30

40

50

60

70

Abr-

95

Abr-

96

Abr-

97

Abr-

98

Abr-

99

Abr-

00

Abr-

01

Abr-

02

Abr-

03

Abr-

04

Abr-

05

US$

/ M

Wh

P.Libre

P.Nudo


TENDENCIA

Decisiones que se están tomando: GNL (7 US$/Mbtu)

Básicamente para gas de red y consumo ENAP Sólo para 1 cc adicional rol de respaldo a cc existentes

Centrales hidro y a carbón a 60 US$/MWh hay proyectos hidro por 4000

MW identificados Varios proyectos a carbón iniciándose Carbón “marcará” el precio de mercado


ALGUNAS INTERROGANTES

¿Normalización de suministro de gas Argentino?

¿Anillo Energético?

¿Desarrollo nuclear en Chile?

¿Geotermia? ¿Energía eólica?


¿NORMALIZACION DE GAS ARGENTINO?

Disparidad de opiniones sobre reservas de gas Reservas P1+P2 = 12 años Precios actuales no incentivan exploración ¿en el futuro sí? % relevante cuencas inexploradas

Pero: Se requieren años para normalizar situación No se dan permisos de exportación Demanda fuertemente creciente Consumo actual respaldado con gas de Bolivia Incrementos de demanda eléctrica sólo pueden ser abastecidos con gas

=> menos gas para Chile

Alta probabilidad incremento de cortes a Chile

Muy improbable normalización de exportaciones a Chile Incierta renovación de contratos existentes

No debe contarse con gas argentino para nuevas centrales


¿ANILLO ENERGETICO?

Percepción general de no credibilidad ¿Anillo energético?

En principio positivo, pero ¿quienes fuera de Chile están dispuestos a pagar más por el gas? ¿Brasil?

Acontecimientos recientes en Bolivia y alza de precios podrían contribuir a normalizar suministro a Chile

– Chile dispuesto a pagar más por el gas

Anillo requiere comunidad de intereses. Tomará años Garantías: BID-BIRF; posiblemente fideicomisos


¿DESARROLLO NUCLEAR?

Ventajas: Tecnología probada, segura No contaminante

Desventajas: Gran tamaño de central para ser económica (1000 MW)

problemas en sistemas chicos como Chile Requiere contraparte tecnológica => años de

anticipación Operación compleja Manejo de deshechos complejo Poca probabilidad que un inversionista se interese a

corto plazo Potencial posible a partir de fines de próxima década


¿DESARROLLO GEOTERMICO, EOLICO?

Recursos geotérmicos identificados marginales 300 MW (sobre 11 000 MW instalados) No aun probados Riesgos exploratorios

Energía eólica Costos han bajado pero potencia disponible no es

continua alto costo Se justifican en zonas aisladas En Alemania, España, etc. se sostiene con subsidios

elevadísimos En Chile tendrán un rol marginal


DESAFIOS PARA EL FUTURO

Estabilidad de reglas del juego Búsqueda de acuerdo con Bolivia

Para el Sistema Eléctrico Norte Para el SIC vía gasoductos argentinos

Sólo para consumos existentes, no para nuevos desarrollos

Sistema de garantía de suministro por gasoductos

Acuerdos regionales Participación BID-BIRF ¿Garantías reales?


DESAFIOS PARA EL FUTURO

Para crecer se necesita: Duplicar potencia eléctrica instalada desde el 2006 al 2020

Total 10000 MW Probables:

– 5000 MW hidro

– 4000 MW carbón

– 1000 MW varios: GNL, biomasa, geotermia

Políticas ambientales claras para tener inversión -> política de Estado Mecanismos claros de aprobación o rechazo de estudios

ambientales Respaldo público a proyectos hidro y carbón, si cumplen

normas ambientales objetivas Garantizar respeto de aprobaciones dadas

la crisis del gas en chile y su impacto en el desarrollo de la matriz energetica

Documents