El Panorama Energtico

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El Panorama Energético

• Cámara de Comercio Española
• Lunes 11 de junio 2007

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El suministro de Argentina está cada vez más
complicado...
Fuente CNE
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La producción de GN aumenta en Argentina, pero
las reservas han comenzado a caer...Respecto del
2001, la producción crece en aprox. 12 y las
reservas caen en más de 40.
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Cabe señalar que esto responde a las medidas
tomadas en Argentina a raíz de su crisis
económica interna...
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A raíz de la caída en las reservas, Argentina
tomó medidas que perjudican a Chile...

• Resolución 265/2004, del Departamento de Energía,
  
• Establece la suspensión de las exportaciones de
  excedentes de gas natural a Chile (oferta
  ininterrumplible) y
• Congela los permisos de exportación de gas
  natural (suspende la posibilidad de renovación
  automática de los existentes y congela la
  posibilidad de obtener nuevos permisos de
  exportación).
• No se sabe hasta cuando permanecerá vigente esta
  medida.

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Importaciones Reales versus las Requeridas
En el 2007, el promedio de importaciones ha sido
un 40 inferior a lo demandado... Argentina
debería enviar 22Mm3/d y ha enviado en promedio
13,3Mm3/d
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Los cortes más profundos fueron de 60 en 2006 y
este año han llegado a 80 y 100 en el SING y
SIC...
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La demanda Chilena por gas natural alcanza a los
26,9 Mm3 diarios...
De los cuales 1,7 Mm3/d son demandados por el
sector residencial-comercial.
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Se espera que para el 2008 se demanden 27,6 Mm3/d
y del 2009 en adelante las proyecciones indican
que Chile demandará sobre los 30Mm3/d
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• Argentina nos puede cortar el 100 del suministro
  dado que ellos hicieron obras marginales de
  transmisión que les permiten desviar parte de
  dicho suministro a Buenos Aires... Y porque
  además la producción de gas natural está
  estancada.

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Efecto en el suministro de gas residencial-comerci
al

• Metrogas cuenta con 2 plantas de respaldo de gas
  propano (cubren 1.000.000 m3).
• Requiere construir la planta en Peñalolén para
  poder garantizar todo el suministro en la zona
  oriente de Stgo.
• Se acaba de aprobar dicho proyecto en la COREMA.
• Se espera que esté operativo en 6 meses más.

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En términos de costos...
Se espera que el precio del GN aumente un 10
producto de la coyuntura
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Esto afecta de distinta manera al SING y al SIC...

• SING
• Los cortes han sido de hasta 100. Un 90 de los
  clientes son libres (las generadoras han
  renegociado precios con ellos).
• No obstante, hay empresas muy afectadas, como Gas
  Atacama. El reemplazo de GN por diesel elevó sus
  costos de US 11 a US 130 por MWh.
• El riesgo es que caiga en insolvencia, dado que
  un 40 de sus clientes son regulados (a través de
  sus ventas a Emel). Hoy sus contratos con Emel
  están en proceso de arbitraje.

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• El mayor riesgo existente es que quiebre Gas
  Atacama.
• Sin embargo, incluso si se declarara que los
  contratos caducan, la ley preveé (art 27
  transitorio) que los generadores del sistema le
  provean energía al distribuidor sin contrato.
  Este artículo establece que a dichos
  distribuidores se les pagará el costo marginal de
  producción y que la diferencia entre éste y el
  precio de nudo, se repartirá entre todos los
  usuarios regulados del sistema, con un tope de
  20. Si existe un remanente, se transfiere al año
  siguiente.

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• La central Salta (Gener) fue obligada en abril
  2007 a conectarse al sistema interconectado
  Argentino (como respaldo). Ya en dos
  oportunidades durante mayo le han desviado 120 MW
  (de los 300 MW que genera) para suministro a
  Argentina.
• Se espera que a fin de año la obliguen a desviar
  toda su producción a Argentina.

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• SIC
• El mayor efecto en el SIC es el alza en los
  costos que significa operar con diesel versus
  otros insumos como carbón o gas natural licuado,
  por ejemplo.
• Esto afecta a las empresas generadoras y a los
  clientes libres industriales (tienen cortes de
  100). No a los clientes regulados porque el
  efecto no se ha traspasado a precio
  completamente.
• Se proyecta que las centrales a carbón que se
  encuentran en construcción estén operativas a
  fines del 2010.

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Operar con diesel no es fácil...

• En el SING las generadoras llevan 70 días
  operando con diesel.
• Existen problemas logísticos
• El transporte del diesel se ha hecho vía
  camiones. Se espera que en diciembre esté en
  operación la planta de recepción y almacenamiento
  de diesel que se construye en Mejillones (COPEC)
  y se están rehabilitando estanques en Tocopilla.
  En conjunto se estima que habrán 60.000 m3 de
  capacidad de almacenamiento.
• Problemas de mantención de las máquinas.

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• En consecuencia, tenemos un problema de calce de
  oferta y demanda en el corto plazo...

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Cómo se puede manejar esta eventual crisis en el
corto plazo?

• Lo más importante es que los precios que pagan
  los clientes reflejen la situación de escasez
  existente.
• Esto se logra aplicando premios al ahorro de
  energía, tal como lo establece el artículo 90 bis
  de la ley corta II.
• Si se da una situación de déficit de energía,
  sería conveniente tener modificado el Artículo
  99 bis de tal manera de poder castigar los
  excesos de consumo.

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Cómo se puede manejar esta eventual crisis en el
mediano plazo?

• Medida 1 Permitiendo que se instalen turbinas a
  petróleo diesel de emergencia.
• Medida 2 La planta de GNL de Quintero esté
  operativa según lo anunciado (era el 2do semestre
  2008 y ahora se espera esté lista el 2do semestre
  2009.

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• Medida 3 Planta de GNL para el SING, la cual
  estaría operativa a mediados del 2009 (se trata
  de una planta fast track. Sólo se construye la
  planta de regasificación y el almacenamiento se
  hace en barco)
• Medida 4 Plantas a carbón, las cuales se espera
  estén operativas a fines del 2010.
• Medida 5 Metrogas necesita construir la planta
  de respaldo (propano aire) en Peñalolén

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Existen señales de inversión y hay proyectos en
carpeta...
(Total 1130 MW en construcción, con inversión de
1300 MMUS).
Fuente Presentación R. Iglesias, ELECGAS, 29
mayo 2007.
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En el SIC hay 11.500 MW asociados a proyectos en
diferentes grados de avance. En el SING son 1.500
MW.
Fuente Presentación R. Iglesias, ELECGAS, 29
mayo 2007.
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• Riesgo se atrase su ingreso debido a problemas
  ambientales...

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Las EIA demoran en promedio 6 meses...
Proyectos de generación sometidos al SEIA (1990 a
junio de 2006)
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Debemos avanzar en eliminar algunas trabas...
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Eliminar trabas ambientales

• No basta con la propuesta de la autoridad de
  nombrar un Ejecutivo de cuenta que haga
  seguimiento a cada proyecto.
• Se necesita más que eso...
• Hoy las instituciones más complicadas, en cuanto
  a la cantidad de estudios que solicitan, para el
  desarrollo de los proyectos son la Conama (EIA) y
  los permisos sectoriales solicitados por la Conaf.

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Si miramos las RCA...

• Las Resoluciones de Calificación Ambiental
  solicitan los siguientes compromisos, para la
  aprobación del proyecto
• (RCA 116) Estudio de aves nocturnas y
  quirópteros rescate, relocalización y
  seguimiento de herpetofauna rescate y
  relocalización o replante de puyas, etc.

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Eliminar otras trabas... Tratamiento Líneas de
transmisión

• Procedimiento para establecer las servidumbres
  para una línea de transmisión es engorroso.
• Se debe entregar a la SEC una lista de los
  propietarios de cada tramo de la línea completa y
  posteriormente notificar a cada uno de ellos.
  Esto es difícil.
• Se publica en el diario oficial y entra en
  tramitación.
• Si no logra un acuerdo voluntario entre las
  partes, se llama a un comité de hombres buenos.

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• Posteriormente, la SEC da su recomendación a
  Economía para que de la concesión. Después, se
  envía a Contraloría, donde nuevamente los
  propietarios pueden oponerse, lo cual alarga los
  plazos.
• Puede demorar, en promedio 2 a 3 años para líneas
  de 40 a 60 km. Los megaproyectos de Aysén,
  involucran 2.000 km de líneas de transmisión
  (1.000 km hasta Pto Montt y 1.000 km de Pto. Mont
  al sur). cuánto podría demorar?

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• Coincido con S. Berstein, quien destacó la
  importancia de los mega proyectos de Aysén. Si
  no se hace Aysén, tendríamos 2.500 MW que habría
  que desarrollar a través de centrales a carbón.
  La pregunta es si instalar 1.500 MW en centrales
  a carbón será difícil en los próximos 15 años,
  qué significaría instalar 4.000 MW en el caso de
  no realización de estos proyectos
  hidroeléctricos (Seminario Energía LYD Expansiva
  2006)

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Eliminar otras trabas... Ley Indígena

• Impuso la intransferibilidad e indivisibilidad de
  las tierras indígenas.
• Sólo pueden ser sometidas a engorrosas permutas
  sujetas a la aprobación de la CONADI.
• Este problema involucró 2 años de trámites para
  la Central Ralco, por 87 permutas de 580 há. A
  cambio de 20.000 há, más indemnizaciones,
  equipamientos y asesoría por 10 años.
• Existe una interpretación errónea de la ley
  indígena la declaración de intransferibilidad de
  estas propiedades impide la constitución de
  servidumbres legales.

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Eliminar otras trabas... Código de Aguas

• La reforma al Código de Aguas fue positiva en
  cuanto abrió la posibilidad de liberar derechos
  de aguas, mediante el remate de las solicitudes
  pendientes, pero también introdujo más burocracia
  y mayores costos.
• La introducción de la patente por no uso implica
  un mayor costo que encarece sobretodo los
  proyectos hidroeléctricos medianos y pequeños.
• La patente representa alrededor de un 3 a 4 de
  la inversión directa en el caso de derechos no
  consuntivos.

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Eliminar otras trabas... Ubicación de centrales

• Existen problemas para ubicar centrales a carbón,
  por ejemplo, porque los planos reguladores de las
  distintas ciudades no contemplan lugares para su
  ubicación.

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Otra solución... Diversificar nuestras fuentes
energéticas de largo plazo el GNL y la opción
nuclear
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• A futuro (al año 2020) se espera se duplique la
  demanda de energía en Chile. Para satisfacer
  dicha demanda deben instalarse alrededor de 7.000
  MW, de los cuales se estima 5.000 MW
  hidroeléctricos, 1.500 MW a carbón y el resto
  biomasa, energía eólica y geotérmica. (S
  Berstein).
• Esto implica que el carbón y la hidroelectricidad
  son la nueva base para el desarrollo eléctrico a
  futuro.

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Gas Natural Licuado

• No hay que descartar el GNL. Puede ser tan
  competitivo como el carbón.
• Se ve como respaldo para el sistema eléctrico y
  la provisión de GN. Dependiendo de su precio,
  podrían desarrollarse plantas de generación con
  GNL.
• La planta de Quintero se espera entregue 18
  Millones m3/día, con una inversión de US 800 MM.
• Codelco ya presentó su EIA a la Corema de la II
  Región para la planta de GNL en el norte. Esta
  planta considera inicialmente una etapa fast
  track (con una inversión de US 190 MM). Después
  se construirá la planta de almacenamiento eleva
  la inversión a un total de US 320 MM).

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Energía Nuclear

• Debe considerarse la opción nuclear para seguir
  desarrollando el sistema eléctrico a partir del
  2020 en adelante.
• Es una opción limpia, relativamente barata y
  segura, dados los últimos avances.
• Chile no puede negarse hoy a dar los pasos
  necesarios para que esto sea una opción más a
  futuro.

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Otras opciones...

• El uso de ERNC
• Exploración de gas natural y el rol de ENAP

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1. Las Energías Renovables no Convencionales

• Las ERNC tienen ventajas, pero no lograrán
  diversificar nuestra matriz energética en gran
  escala.
• Se estima que sólo entren 500 MW a futuro de este
  tipo de energías.
• La ley Corta I y II ya da beneficios a este tipo
  de energías.

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Situación Actual ERNC
Fuentes Convencionales v/s ERNC, MW
Conven- cional
ERNC
Fuente Presentación Ministra Karen Poniachik,
SOFOFA, 4 agosto 2006
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Nuevos Proyectos de ERNC
Fuente Presentación Ministra Karen Poniachik,
SOFOFA, 4 agosto 2006
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• Sólo cabe promoverlas prudentemente, pero no
  incentivar su entrada distorsionando el
  mercado...
• El proyecto de ley que está en discusión en el
  Congreso Nacional reemplaza la opción que tienen
  en la actualidad quienes desarrollen proyectos de
  generación en base a este tipo de energía, que
  consiste en vender hasta un 5 de la energía
  suministrada a las distribuidoras al mismo precio
  que resulte de las licitaciones de suministro de
  ellas, por una obligación para los generadores,
  consistente en que al menos un 5 de la energía
  que se retira del sistema para entregar a los
  consumos deberá ser provista por fuentes
  renovables no convencionales.
• Esta medida genera un mayor costo...

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Debemos revisar y mejorar el esquema jurídico
vigente a través del cual el privado participa en
exploración, si queremos favorecer el
descubrimiento de nuevos recursosEs positivo,
en este sentido, el anuncio de la licitación de
10 nuevos CEOP en la zona de Magallanes para
encontrar gas natural. La idea es que 7 de estos
bloques sean manejados exclusivamente por
privados y 3 sean operados por privados, en
sociedad con ENAP.
2. Exploración de gas natural y el rol de ENAP
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En Conclusión...

• En este sector, los desafíos son enormes y
  existen riesgos importantes.
• En consecuencia, necesitamos que la autoridad
  tenga los objetivos claros y que actúe para
  lograrlos.