POLTICA ENERGTICA DE CHILE

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POLÍTICA ENERGÉTICA DE CHILE

• Jorge Rodríguez Grossi
• Agosto de 2005

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INDICE

• A.- POLÍTICA ENERGÉTICA BASADA EN EL MERCADO Y
  SECTOR PRIVADO
• B.- CHILE VOCACIÓN Y VOLUNTAD DE APERTURA
  ECONÓMICA Y ENERGÉTICA
• C.- OPORTUNIDADES DE INTEGRACIÓN ELÉCTRICA Y
  GASÍFERA INTERNACIONAL
• D.- QUÉ HEMOS APRENDIDO?

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A.1. POLÍTICA ENERGÉTICA BASADA EN EL MERCADO Y
SECTOR PRIVADO

• La política energética chilena ha consistido en
  dejar que el mercado opere dentro de determinadas
  reglas que buscan abastecimiento a mínimo costo y
  con cierto grado de seguridad en algunos
  energéticos 25 días de stock obligados en
  derivados de petróleo (Ley Nº18.179 de 1982, pero
  sin reglamentar) y otros requisitos en
  electricidad. Nada explícito en gas ni licuado
  ni natural, ni en carbón ni leña.
• Chile, desde hace más de 3 décadas, viene usando
  el mecanismo de mercado para su política
  energética.
• Está todo privatizado, salvo ENAP, y la
  compraventa de energéticos la decide libremente
  el sector privado. Privados han invertido US
  6.000 millones en los últimos 15 años en 8.000 MW
  y US 2.000 millones en infraestructura de gas.
• ENAP, hasta antes de la crisis del gas argentino,
  ha decidido su accionar bajo consideraciones de
  rentabilidad pura, igual que una empresa privada.
  

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A.2. Cambio en matriz energética primaria
fuerte expansión del gas natural
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A.3. Abastecimiento doméstico vs. importaciones

• AÑO IMPORTADO DOMÉSTICO
• 1996 49.5 50.5
• 2003 62.8 37.2
• Producción doméstica de petróleo, gas natural y
  carbón ha caído por razones de mercado.
• Concepto geopolítico estratégico era ignorado
  porque se consideraba que con buenas reservas
  internacionales disponibles, todo se podía
  conseguir en el mercado mundial.

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A.4. Política Eléctrica antes de crisis argentina

• El DFL N1 de Minería de 1982 definía
• Eficiencia Económica en la producción los
  menores precios posibles y seguridad de
  abastecimiento garantizada por costo de falla.
• Indiferencia estatal por tecnologías
  prevalecientes. Sólo en 1999, después de sequía,
  artículo 99 bis obliga a hidroeléctricas a no
  sobrecontratarse. Estado con rol subsidiario,
  igual que en otros sectores económicos. Sector
  privado es clave.
• Reglas del juego sólidas y de gran calidad, pero
  sin dar cuenta de shocks externos como el
  argentino.
• Concepto geopolítico estratégico dormido.
  Crisis del gas argentino reveló que no todo se
  puede comprar de inmediato aunque se tenga
  dinero. Rigideces presente.

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A.5. El DFL N1 de 1982 señala, en su artículo
81, lo siguiente

• La operación de las instalaciones eléctricas de
  los concesionarios que operen interconectados
  entre sí, deberá coordinarse con el fin de1.
  Preservar la seguridad del servicio en el sistema
  eléctrico2. Garantizar la operación más
  económica para el conjunto de las instalaciones
  del sistema eléctrico3. Garantizar el derecho
  de servidumbre sobre los sistemas de transmisión
  establecidos mediante concesión.
• Minimización de costos es lo prioritario con
  cierta seguridad de servicio.

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Sistemas Eléctricos Instalados
A.6. El sector eléctrico 2004
Sistema Interconectado del Norte Grande
(SING) Potencia Instalada 3.641,5 MW Generación
Anual 11.424,1 GWh Demanda Máxima 1.467
MW Cobertura Regiones I y II Población 5.72
Sistema Interconectado Central (SIC) Potencia
Instalada 6.996,2 MW () Generación Anual
33.708,1 GWh Demanda Máxima 5.162 MW Cobertura
Regiones III a X Población 92,63
Sistema Eléctrico de Aysén Potencia Instalada
33,1 MW Generación Anual 89,1 GWh Demanda
Máxima 16,5 MW Cobertura Región XI Población
0.62
() No incluye Ralco (670MW)
Sistema Eléctrico de Magallanes Potencia
Instalada 67,4 MW Generación Anual 187,2
GWh Demanda Máxima 36,4 MW Cobertura Región
XII Población 1,03
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A.7. Nueva Política para enfrentar efectos de
crisis del gas argentino (1)

• Eficiencia Económica sigue filosofía de los
  menores precios posibles y seguridad asegurada
  por costo de falla. Pero, además, se cambia
  sistema de precios regulados para permitir
  liberarse de la trampa del gas argentino. Se
  encarece la electricidad el precio de la
  seguridad. Ahora sí se puede enfrentar shocks
  externos importantes.
• Se abandona indiferencia estatal previa por
  tecnologías prevalecientes. Además del artículo
  99 bis de 1999 (que obliga a hidroeléctricas a no
  sobrecontratarse), ley de Abril 2005 afecta al
  Gas Natural importado por gasoductos eliminando
  fuerza mayor. Se promueve búsqueda de nuevas
  opciones vía ENAP, vía apoyo pequeños proyectos.
• ENAP con otro rol léase exploración geotérmica,
  re-exploración de Gas Natural en Chile (Valdivia
  y Tierra del Fuego), y liderazgo en proyecto de
  GNL.

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A.8. Nueva Política para enfrentar efectos de
crisis del gas argentino (2)

• Política Pública de Eficiencia Energética para
  despegar el crecimiento económico del de la
  demanda de energéticos un nuevo recurso
  energético.
• Estado con rol subsidiario, pero asumiendo papel
  estratégico Anillo Energético. Sector privado
  sigue siendo clave, pero deja de tener
  exclusividad. No todo se puede expresar vía
  precios. S.E. coloca tema de Energía Nuclear
  para que se comience a considerar por la opinión
  pública.
• Reglas del juego sólidas sigue siendo la pauta
  One of the Best Models in the World Gets Better
  (Bear Stearns, Abril 4, 2005)
• Concepto geopolítico estratégico deja de ser
  ignorado. Crisis del gas argentino reveló que no
  todo se puede comprar de inmediato aunque se
  tenga dinero. Rigideces presente gasoductos.
  Abastecimientos de un solo país fuente riesgo
  país.

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B.1. CHILE VOCACIÓN Y VOLUNTAD DE APERTURA
ECONÓMICA Y ENERGÉTICA

• Chile es líder en buscar acuerdos internacionales
  económicos.
• Mantiene política proclive al intercambio
  energético con los países vecinos. Beneficios
  innegables, pero muy caro ante riesgos de
  suministro cuando hay dificultad de sustitución
  rápida (gas y electricidad).
• Con Argentina el Protocolo permitió contar con un
  suministro importante de gas natural desde 1997
  (US 2.700 de ganancia eléctrica más la ambiental
  e industrial). Ello permitió salvar una crisis
  eléctrica en 1998 y 1999 por causa de sequía.
  Disminución de emisiones contaminantes (7 CO2,
  13 N2O, 11 Nox y 25 SO2).

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B.2. Importancia del Gas argentino en nuestra
matriz

• Todo el gas natural que se consume en la zona
  norte y centro-sur de Chile proviene de
  Argentina. Solo hay GN chileno en Magallanes.
  Todo el GN para producir electricidad en el SIC y
  en el SING proviene de Argentina.
• El gas natural también se utiliza para el consumo
  doméstico e industrial en Santiago y las dos
  regiones que la siguen en tamaño. Sin embargo,
  la relevancia de estos consumos es menor (del
  orden de 25)

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B.3. Gracias al gas disminuimos dependencia de
volatilidad de las lluvias

• De una alta dependencia de fuentes hídricas en
  el SIC, el ingreso del gas natural permitió
  alcanzar una mayor diversificación y seguridad
  eléctrica, a pesar que desde 2004 el
  abastecimiento de gas también comenzó a ser
  volátil.
• Proyectos hidroeléctricos de Aysén son mucho más
  seguros en cuanto a abastecimiento por más
  estable régimen de lluvias.

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B.4. Impacto del GN en la matriz de generación
del SIC
Distribución Porcentual
100
80
60
40
20
0
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
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B.5. Chile-Argentina Gas Natural

• Demanda diaria promedio Chile 2004, millones de
  m3
• Norte 5,3
• Centro 9,5
• Sur 1,4
• Austral 5,8
• Total 22,0

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B.7. Precio Nudo de la Energía Eléctrica
PRECIO NUDO MEDIO
Mills/KWh
SIC
SING
Abr-91
40.6
72.2
Oct-91
37.1
69.1
Abr-92
36.9
67.3
Oct-92
38.4
60.9
Abr-93
40.6
65.8
Oct-93
42.9
62.7
A junio 2005 el PN SIC subió a US 54 el MW/h
Abr-94
43.1
63.3
Oct-94
49.4
66.7
Abr-95
50.1
59.3
Oct-95
49.3
55.7
Abr-96
48.6
56.0
Oct-96
45.0
56.0
Abr-97
46.3
53.1
Oct-97
41.7
49.7
Abr-98
37.3
46.7
Oct-98
34.7
44.2
Abr-99
32.4
39.9
Oct-99
30.9
35.7
Abr-00
33.7
38.3
Index. oct-00
32.7
34.1
Oct-00
35.6
35.9
Abr-01
36.5
36.8
Index. sep-01
34.9
35.1
Oct-01
35.4
36.8
Index. dic-01
35.0
36.4
Abr-02
34.1
42.0
Index. oct-02
31.1
38.3
Oct-02
32.5
36.4
Index feb-03
26.6
36.6
Abr-03
32.4
35.9
Oct-03
34.7
37.7
Index ene-04
38.8
38.2
Abr-04
41.8
39.9
Index sep-04
43.0
37.9
Oct-04
42.7
43.6
Precio ponderado entre precio nudo de la
potencia y la energía
Mills Miles de centavos de dólar
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C.1. Oportunidades de Integración Gasífera y
Eléctrica (1)

• Capacidad instalada ociosa en el SING (casi 50),
  representa una oportunidad de exportación hacia
  cualquier país fronterizo. Con gas peruano
  existe la posibilidad de que Chile venda
  electricidad a Perú o a Argentina. Igualmente,
  parte de ese gas podría dirigirse a Argentina y
  otros países usando los dos gasoductos existentes
  entre Chile y Argentina en esa área (Anillo
  Energético).
• Tiene un valor el que no sólo importemos
  energéticos.

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C.2. Integración Gasífera en el Cono Sur
Gaseoductos existentes Gaseoductos por construir

14.5 tcf
CAMISEA
LIMA
CUIABA
Pisco
SANTA CRUZ
BELO HORIZONTE
30 millones m3

SAO MATEUS
Necesario reforzar tubos De 17 mill. m3 a 25
TOCOPILLA
TALTAL
RIO DE JANEIRO
SAO PAULO

TUCUMAN

URUGUAIANA
PARANA
PORTO
ALEGRE
SAN
PAISANDU
JERONIMO
SANTIAGO

MONTEVIDEO
BUENOS AIRES
CONCEPCION
BAHIA
BLANCA
LOMA
LA LATA

• Gasoductos de Integración Regional
• Año Cant
• 1997 2
• 1998 1
• 1999 6
• 2000 1
• 2001 1
• 2002 1
• Total 12

METHANEX
SAN SEBASTIAN
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C.3. Oportunidades de Integración Gasífera y
Eléctrica Internacional (2)

• Además, la línea de alto voltaje desde Salta
  hacia el SING (600 MW) podría invertirse y la
  planta de Salta, también, dedicándose a
  Argentina.
• Volatilidad hidrológica en el SIC y en Argentina
  puede morigerarse con operaciones
  interconectadas.
• Importante potencial hidroeléctrico en el extremo
  sur del país (hasta 13.000 MW), con régimen de
  lluvias estable (ENDESA con proyectos en Ríos
  Baker y Pascua 2.600 MW), permitiría traer
  energía más segura y barata al centro del país
  junto con exportar.
• El gran potencial del extremo sur podría
  explotarse anticipadamente si la demanda
  eléctrica chilena se sumara con la argentina.

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D.1. Qué hemos aprendido?

• Revalorización de la seguridad de suministro
  incorporada a las señales de precios.
• Necesidad de diversificar la matriz energética
  Geotermia, Energías Renovables, Eficiencia
  Energética.
• Necesidad de diversificar los proveedores
  internacionales (GNL).
• Reservas de seguridad y fuentes propias.
• Necesidad de algún equilibrio en intercambio
  energético con países vecinos.
• Nuevo escenario cambio desde una visión
  bilateral en materia energética a una
  multilateral (Anillo Energético y regulación
  supranacional).
• Importancia de sistemas de seguimiento de mercado
  y comunicación de contingencias (inteligencia de
  mercado).
• Indispensable que los países ajusten sus
  normativas internas a los principios de los
  tratados internacionales.
• Rforzamiento de los swaps.

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D.2. Integración energética regional requiere

• Marco jurídico y reglas operacionales claras y
  comunes para todos los participantes relevantes
  en las actividades comerciales.
• Costos de transacción suficientemente bajos y
  reales, y procedimientos transparentes y
  previsibles.
• Suministradores y reguladores que no puedan
  discriminar por la nacionalidad de los
  inversionistas o consumidores.
• Consumidores o clientes que puedan contratar
  libremente sus suministradores, independiente del
  país al cual pertenezcan.

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D.3. Integración energética regional

• Sólo así se podrán crear las confianzas que
  permitan avanzar en una dependencia energética
  voluntaria --con dificultades de sustitución
  inmediata tubos y líneas eléctricas--, en vez de
  optar por la máxima seguridad o autarquía que es
  más cara.

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POLÍTICA ENERGÉTICA DE CHILE

• Jorge Rodríguez Grossi
• Agosto de 2005

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Reservas de Gas Natural Argentina -Bolivia - Perú
Perú Reservas 14.5 TCF Prod. Posible 58
Mm3/d Años 20
Perú
Total Argentina Reservas 38 TCF Producción 126
Mm3/d Años 23
25
La energía geotérmica es una de las fuentes no
convencionales con mejores perspectivas de
penetración a gran escala en el país.
Mejorar condiciones para geotermia




Potencial (MW)


25 - 150


150 - 250
100 - 400
50 - 100
En las áreas geotérmicas mas promisorias
conocidas, algunas de las cuales ya se encuentran
concesionadas, se estima un potencial útil para
generación de electricidad en el rango entre
1.235 - 3.350 MW
10 - 50
300 - 1000
50 - 200


50 - 250
100 - 250
100 - 250


100 - 300
100 - 300
Otras 300 - 400
Total 1235 - 3350
26
Transporte por Gasoductos
T Noreste, proyecto
La Paz
BRAZIL
NorAndino
TBG
BOLIVIA
São Paulo
GasAtacama
PARAGUAY
Rio de Janeiro
Asunción
TGN
ARGENTINA
CHILE
TSB

Santiago
GasAndes
URUGUAY
Montevideo
TGM
Gas Pacífico
Buenos Aires
Neuquen
Cruz del Sur
TGS
TGN y TGS regulados
Enap
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Efectos del Acuerdo en energéticos

• Desgravación arancelaria con Mercosur
• Crudo y gas natural 0 el 2004
• Derivados del petróleo 0 el 2006
• Ventas de Argentina a Chile (millones de US)
  2003 2004
• Crudo 1.500 1.291
• Deriv. de Petról 350 454
• Gas Natural 430 446
• Total 2.280 2.191
• Inversiones asociadas en Chile 1996-2004
• Transporte y Distribución de Gas 2.000 MMUS
• Generación y Petroquímica 3.500 MMUS