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

1. V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad LA CRISIS DEL GAS EN CHILE Y SU IMPACTO EN EL DESARROLLO DE LA MATRIZ ENERGETICA Juan Sebastián Bernstein Mayo 2006

2. TEMARIO • 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

3. PRODUCCION ENERGÍA PRIMARIA

4. CONSUMO FINAL 2004

5. ACTIVIDAD ECONÓMICA Y ENERGÍA • Tasas de crecimiento anual del PIB y energía primaria

6. 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

7. 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

8. 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)

9. 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

10. 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?

11. EL ENTORNOConsumo Mundial Energía Primaria 2002-2030 Fuente: International Energy Agency IEA, 2004 • Tasa crecimiento 1.7% anual • Prevalecen petróleo, carbón y gas natural • No hay cambios en la estructura

12. EL ENTORNOEvolución precio del petróleo 1960-2005 Consumo mundial 2005= 84 Mbpd Consumo 2025=119 Mbpd Alta volatilidad => problema para desarrollar alternativas

13. 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

14. 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

15. EL ENTORNOChile – Precio carbón en zona central de Chile Fuente: CNE • Baja de precios hasta 2003 • Significativo aumento en 2004 • Baja paulatina en 2005

16. EL ENTORNOGas Natural Fuente: BP

17. EL ENTORNOPrecios de Gas Natural y Petróleo Fuente: BP

18. 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

19. 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

20. COSTOS MARGINALES DE ENERGIA

21. PRECIOS SPOT PROYECTADOS(monómico)

22. PRECIOS DE NUDO Y MERCADO LIBRE

23. 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

24. ALGUNAS INTERROGANTES • ¿Normalización de suministro de gas Argentino? • ¿Anillo Energético? • ¿Desarrollo nuclear en Chile? • ¿Geotermia? ¿Energía eólica?

25. ¿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

26. ¿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

27. ¿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

28. ¿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

29. 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?

30. 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