Proyecto para asegurar continuidad de suministro eléctrico de corto y largo plazo en el SING...
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Proyecto para asegurar continuidad de suministro eléctrico de corto y
largo plazoen el SING
ELECGAS 2006 20 de Junio de 2006
2
Situación actual de suministro de gas en el SING
• Suministro de gas de actuales productores argentinos a Chile continuará decreciendo, y no se ve sostenible después de 2008 si ellos no alcanzan acuerdos con el gobierno argentino en relación a precios y extensión de concesiones.
3
Balance de Gas en el Norte
MercadoBolivia
4
MercadoBrasil
25BOLIVIA
BRASIL
ARGENTINACHILE
MercadoNorte Chile
6
MercadoArgentina
6 + 1
Producción20
Producción35 - 37
Riesgo incremento exportación a 31
MercadoArgentina
21
Riesgo ampliación ducto
Riesgo permisos
exportación
Riesgo redireccionar
Salta
Riesgo inversión
insuficiente
Riesgo inversión
insuficiente
Riesgo desacuerdocomercial
4
5
Gas disponible para Argentina-Chile
2005
25
29
35/37 Producción Máxima
Consumo Bolivia
Ga
s (
MM
m3/
d)
Consumo Brasil
Volumen disponible para Argentina-Chile
2004 2006
21
2007/08
Producción vs. Consumo en Bolivia
5
Creciente consumo en Brasil y Argentina y producción limitada en Bolivia explican progresiva
restricción
6
Nivel de Restricción de Gas al Norte de Chile
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
01/Ene 16/Ene 31/Ene 15/Feb 02/Mar 17/Mar 01/Abr 16/Abr 01/May 16/May 31/May
RestricciónBolivia
5.3 Mill m3/d
Restricción“normal”
4.9 Mill m3/d Restricción2.7 Mill m3/d
Inyecciones porGasAtacama + Norandino
Las restricciones son crecientes Problema estructural se agudizará en próximos 20 meses
Restricción1.8 Mill m3/d
7
2. Capacidad de generación disponible en el SING
• El SING puede generar en promedio 1,000 MW en carbón con los 1,200 MW instalados
• Para satisfacer actual demanda (1,650 MW) y crecimiento esperado al 2010 (2,200 MW), los ciclos combinados deberán aportar entre 650 y 1,200 MW con gas, diesel o GNL
• Por lo tanto, ante corte total de gas, en el corto plazo (2006-2009) la generación de CC’s con gas, diesel o GNL es indispensable para evitar racionamientos
• Entre los ciclos combinados del SING, GasAtacama es clave, porque representa el 75% de la capacidad dual instalada en el Norte de Chile y posee los mejores estándares de modularidad y disponibilidad.
8
Máxima capacidad despachable sin ciclos combinados es 1250 MW
Carbón OtrosCC dualesen Chile
CC no duales
en Chile
CC dual enArgentina
TotalMW
GasAtacama 780 780
Electroandina 430 160 400 990
Edelnor 340 130 250 720
AES Gener 640 640
Norgener 280 280
Endesa 160 20 180
Total instalado 1.210 310 1.030 400 640 3.590
Total despachable sin gas
1.000
250 800 0 0-2502.000-2.300
Total despachable sin gas y sin CC’s
1.000
250 0 0 0 1.250
9
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020
Ciclos Combinados son indispensables
1000 MW carbón actual
Gas o respaldo diesel/LNG de actuales CC o sustitución
MW
Crecimientocubierto con nuevas centrales
Demanda
Posible entrada nuevas inversiones
Supuesto: Se considera central Salta de AES Gener destinada a mercado argentino
Asegurar suministro de combustible (diesel, gas, LNG) a CCs para evitar racionamiento
Proyección Oferta & Demanda SING período 2006 - 2020
10
3. Racionamiento para el SINGsi faltan 600 MW en el Sistema
Demanda sistema
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
2004 2005 2006 2007 2008 2009
GWh
Energía no suministrada al SING: 1.900 – 3.100 GWh/añoEnergía no suministrada al SING: 1.900 – 3.100 GWh/año
Menor producción de cobre: 900.000 – 1.500.000 ton/añoMenor producción de cobre: 900.000 – 1.500.000 ton/año
Menor Margen: US$ 4.800 – 7.800 millones/añoMenor Margen: US$ 4.800 – 7.800 millones/año
Supuestos:• precio referencia Cu = 3 US$/lb, costo
referencia Cu = 0.6 US$/lb• consumo promedio de 2100 kWh/ton
• En promedio, eventual racionamiento en el SING puede costar anualmente MMUS$ 1000 por cada 100 MW faltantes
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Eventual Instalación deTurbinas de Emergencia en el SING
• La eventual instalación de turbinas de emergencia operadas con diesel, en reemplazo de los ciclos combinados– Toma entre 8 y 12 meses en concretarse– Requiere aprox. US$ 60 millones/100 MW– El costo de operación de estas turbinas es 50% superior a
operar los ciclos combinados con diesel (aprox 180 a 200 US$/MWh)• Reemplazar entre 350 y 750 MW de ciclos combinados
implicaría invertir entre 200 y 400 MMUS$, además de un costo de operación entre 200 y 400 MMUS$ por año adicionales a operar los CC’s con diesel.
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• En el análisis de las opciones de tecnología se debe considerar para el corto y largo plazo:
a) Seguridad de suministro• Proveer incentivos para mantener ciclos combinados existentes
operativos en corto y largo plazo
b) Competitividad en costo de generación total, incluyendo:• Inversiones necesarias
• Proyección de costos de combustibles y mantenimiento
• Diferencial de probabilidad de costo de falla
c) Diversificación de tecnologías y fuentes de combustible
d) Sustentabilidad ambiental• Compatibilidad con normas ambientales de control de partículas,
SOx y NOx aplicadas por Banca Internacional a mercados destino de exportación de Chile
• Compatibilidad con Protocolo de Kioto respecto a emisión de CO2
4. Opciones de largo plazo
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• En el corto plazo se dependerá de opciones tales como diesel, GNL regasificado en barco, turbinas de emergencia, swaps energéticos con países vecinos, etc
• En el largo plazo, las opciones más ventajosas para el SING son:
• Carbón• Gas Natural Licuado• Gas Natural Regional
• La implementación de cualquiera de éstas, necesita aproximadamente 4 años
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4.1 Carbón
• Costo de desarrollo 55-65 US$/MWh, con abatimiento de emisiones de partículas y SOx, y precio carbón entre 45 y 65 US$/ton
• Es necesario tener presente que centrales a carbón están expuestas a creciente recargo por sus mayores emisiones de CO2, especialmente a partir de la próxima renovación del Protocolo de Kioto (2012)– Actualmente recargo por emisiones de CO2 llevan a
duplicar costo del carbón en España
15
Australia
Indonesia
Rusia
TrinidadNigeria
Qatar
Opciones Potenciales de Gas para Chile
Perú
Argentina
Bolivia
GasoductoGNLGNC
Ecuador
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Gas Natural Licuado (GNL)
• Costo de desarrollo 55-75 US$/MWh (con precio GNL entre 4 y 7 US$/MMBTU)– Actualmente a 6 US$/MMBTU en mercado Henry Hub (EE.UU.)
– Precio post-2010 se proyecta en el rango 4-5 US$/MMBTU
• Permite abastecer las centrales a gas existentes a un costo significativamente inferior al diesel y manteniendo las ventajas ambientales
• Generadores requieren suscribir contratos de largo plazo con un cargo fijo para financiar el terminal de GNL y un precio de venta de electricidad indexado a costo de abastecimiento de GNL
• Se requiere negociar contrato de abastecimiento de GNL con bajo nivel de compromiso de compra a todo evento (“take-or-pay”) o bien con flexibilidad para recolocar gas comprado en otros mercados de modo de reducir su utilización si:
– costo de generar con GNL supera costo de generar con carbón, o
– se dispone de gas regional a precio menor que GNL
• La existencia del terminal y contratos de GNL aseguran la continuidad del suministro eléctrico y facilitan la negociación con los vecinos para obtención de gas regional, acotando el riesgo político asociado
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Gas Natural Regional
• Acceso a gas regional a precio gas de hasta 3.5 US$/MMBTU (el doble de los precios que Chile pagaba a Argentina) brinda el menor costo de desarrollo de centrales de generación (55 US$/MWh)
• Existen importantes reservas probadas de gas en países vecinos: Bolivia (27 tcf), Perú (12 tcf), las que se duplican al incorporar las reservas probables– La mayor parte de estas reservas aún no están comercialmente
comprometidas– El consumo actual de Chile norte y centro (20 MMm3/d) por 20
años equivale a 6 tcf
• Sin embargo, el elevado nivel de riesgo geopolítico asociado al eventual suministro de dichos países obliga a contar con un respaldo que asegure la continuidad de abastecimiento eléctrico– Potencial terminal de regasificación de GNL en el norte sirve
como seguro
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Proyección Precios GNL
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• Asegurar que ciclos combinados instalados en Norte de Chile permanezcan operando en el SING
• Asegurar continuidad de suministro a través de etapas sucesivas
– En el corto plazo• Logística diesel
– Copec o un tercero independiente (Oxiquim) que opere infraestructura open access
• Operación continua amplia de CC’s– En el mediano plazo
• Fast track GNL, anticipando conexión a – Nave con regasificador (mes 12 post permisos)– Nave estándar y regasificador definitivo onshore (mes 24)
– En el largo plazo (post mes 40)• Terminal GNL con estanques de GNL como suministro o
respaldo a gas regional de modo de utilizar los 1,400 MW instalados
• Crecimiento del SING con carbón limpio
5. Proyectos Alternativos:a) Propuesta GasAtacama
20
5. Proyectos Alternativos:b) Alternativa sólo Carbón
• Sustituir completamente capacidad de actuales ciclos combinados con carbón (1,400 MW)
• Crecimiento adicional del SING también con carbón (al menos 300 MW)
Problemas:• No soluciona problema de corto plazo (< 4 años)• Requiere acuerdo de mineros para reemplazar todos los contratos
existentes• Inversión de US$ 2500 millones supera propuesta GasAtacama de
terminal GNL y una carbonera en US$1700 millones• Costo de suministro puede llegar a costo de falla mientras los
ciclos combinados no estén reemplazados íntegramente• Resolver problema de costo de falla instalando turbinas de
emergencia implica inversión y costo superior a solución con terminal GNL
• Riesgo de falta de diversificación y dependencia de eventual castigo/recargo ambiental
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Comparación Inversiones (MMUS$)
a) Gas/GNL y Carbón
b) Sólo Carbón
Respaldo diesel 40 40
Terminal GNL 300-400
Central Carbón 430 2,500
Total nueva inversión al 2012
770-870 2,540
Valor infraestructura existente en CCs
700
Valor activos utilizados
1,470-1,570 2,540
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Comparación de Competitividad
• Con precio diesel actual (15 US$/MMBTU) y LNG a precio Henry Hub ahorro que permitiría el GNL frente a operar 1,400 MW con diesel justificaría inversión de terminal GNL en 5-6 meses
• Al ponderar adecuadamente inversión, costo falla y costo combustible en período 2006-2025 se alcanza precio de electricidad que:a) recupera inversión adicional terminal GNLb) recupera también la inversión en generación existente,
justificando su permanenciac) es mejor económicamente que reemplazarlas por carbón
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Comparación Costo Variable de Suministro
Costo
Diesel CC’s
Falla
Opción GasAtacamaOpción Carbón Parcial sin CC’s
0 1 2 3 4 5 6 7 8 AÑOSGAS REGIONAL
Off-Shore storage LNG
Off-Shore regas & storage LNG
Diesel TG’semergencia
On-Shore LNG
6. Propuesta GasAtacama
25
Central Atacama Central Edelnor
patio descarga
diesel
Fase 1: Terminal descargacamiones diesel
Inversión:• patio camiones• piping central
Timing: mes 4 - 6
Potencia Respaldada: GasAtacama 300 MWEdelnor 200 MW
Costo Combustible: diesel
piping diesel
Objetivo: permitir abastecimiento de diesel en camiones que COPEC cargaría en Antofagasta. Para proveer diesel a más de 400 MW, COPEC traspasaría costo manejo naves de hasta US$ 2,5 millones/mes
Barco Estanque COPEC en Antofagasta
26
Central Atacama Central Edelnor
Fase 2: Fondeadero multiboya y modificaciones en central
patio descarga
diesel
plantaagua
Inversión:• fondeadero multiboya• modificación central
(planta agua, bypass, repuestos críticos)• costos de potencia firme, pruebas, etc.
Timing:
mes 7 - 12 + permisos fondeadero
Potencia Respaldada:
GasAtacama 600 MW
Edelnor 200 MW
Costo Combustible:
diesel+estadía barco diesel bypass
Objetivo: permitir recepción de barcos (diesel) en Mejillones. Éstos harían de estanque flotante mientras se construyen estanques onshore de diesel.
fondeadero y boya descarga combustibles líquidos y gas
27
Central Atacama
plantaagua
bypass
Central Edelnor
estanques diesel (acceso abierto)
Fase 3: Estanques diesel
patio descarga
diesel
Inversión:• estanques diesel
Timing: mes 12 + permisos estanque diesel
Potencia Respaldada: 600 - 800 MW
Costo Combustible: diesel
Objetivo: permitir almacenamiento de diesel en estanques onshore (acceso abierto si es Oxiquim) o asociado a un único proveedor si es Copec.
fondeadero y boya descarga combustibles líquidos y gas
Central Atacama
plantaagua
bypass
Fase 4: Terminal GNL con regas offshore
Central Edelnor
com
pres
ores
boya descarga gas
recepción gas
fondeadero y boya descarga combustibles líquidos y gas
estanques diesel (acceso abierto)
patio descarga
diesel
Inversión:• ampliación fondeadero• ducto submarino• Compresores
Timing:
mes 12 + permisos descarga gas
Potencia Respaldada:
600 - 800 MW
Costo Combustible:GNL+estadía barco regasificador
+ diesel durante discontinuidades
Objetivo: permitir recepción de barcos GNL con capacidad regasificadora a bordo. Éstos harían de estanque flotante y descargarían gas mientras se construye(n) estanque(s) onshore.
regas
Central Atacama
plantaagua
bypass
Fase 5: Terminal GNL con regas onshore
Central Edelnor
jetty descarga GNL
recepción gas
fondeadero y boya descarga combustibles líquidos y gas
estanques diesel (acceso abierto)
Inversión:• jetty muelle GNL• piping GNL• regasificadores
Timing:
mes 24 + permiso descarga GNL
Potencia Respaldada:
600 - 800 MW
Costo Combustible:
GNL+ estadía barco normal
+ diesel durante discontinuidades
boya descarga gas
Objetivo: permitir recepción de barcos normales con GNL y regasificar el GNL onshore en unidad de regasificación. Factibilidad técnica de esta fase está en revisión.
patio descarga
diesel
com
pres
oresregas
Central Atacama
plantaagua
bypass
Fase 6: Estanques GNL
Central Edelnor
patio descarga
diesel
recepción gas
fondeadero y boya descarga combustibles líquidos y gas
estanques diesel (acceso abierto)
Inversión:
• estanque(s)• equipo mini licuefacción (opcional)
Timing:
mes 36-40 + permisos estanque GNL
Potencia Respaldada:
600 - 1400 MW
Costo Combustible:
GNL y gas regional
regas
jetty descarga GNL
boya descarga gas
estanque GNL
Objetivo: permitir almacenamiento de GNL en estanque(s) onshore y completar planta estándar de regasificación onshore de GNL.
com
pres
ores
Central Atacama
plantaagua
bypass
Proyecto Final
Central Edelnor
patio descarga
diesel
com
pres
ores
recepción gas
fondeadero y boya descarga combustibles líquidos y gas
estanques diesel (acceso abierto)
regas
jetty descarga GNL
boya descarga gas
estanque GNL
Objetivo: abastecer los 1400 MW instalados en el SING con planta de regasificación de GNL y/o gas regional. Interconexión de gasoductos Atacama y Norandino.
a Central Electroandina
Propuesta GasAtacama permite solucionar tanto problema de corto como de largo plazo
Solución por etapas permite adelantar solución de largo plazo y reducir costo de combustible paulatinamente desde diesel hasta GNL o gas regional
Terminal onshore GNL minimiza costo de combustible para los CC mientras no exista gas. Además provee respaldo de largo plazo para viabilizar gas regional
Capacidad de respaldo diesel se mantiene en el largo plazo
7. Acciones requeridas por agentes del Sector
34
7. a) Acciones requeridas de Generadores
En el corto plazo• Renegociar bilateralmente contratos con mineras,
adecuando precios para cubrir costos de generación• Acordar con mineras pruebas de operación diesel • Realizar modificaciones en centrales para respaldar ciclos
combinados con diesel en el corto plazo• Compromiso para mantener ciclos operativos en norte• Compromiso de mantener gasoducto operativo, dejando
abierta opción de recibir futuro gas regionalPara largo plazo• Construir terminal de GNL para respaldo • Suscribir contratos de abastecimiento de GNL con
flexibilidad para recolocarlos y en otros mercados si se sostiene gas regional
• Obtener gas regional competitivo
35
7. b) Acciones requeridas de Mineras
En el corto plazo• Renegociar bilateralmente contratos con generadores,
adecuando precios para cubrir costos de generación• Acordar financiamiento de pruebas de operación diesel • Establecer cargo fijo para financiar inversión para operación
continua en diesel
Para el largo plazo• Apoyar solución diversificada suscribiendo contratos
bancables para financiar inversiones en terminal de regasificación GNL que respaldan 1400 MW con GNL, a precios que aseguren recuperar la inversión de las centales, el terminal GNL y cubrir costos de generación
• Asegurar suministro de crecimiento de demanda ofreciendo contrato bancable a proyectos de nueva capacidad de generación por 300 MW
36
7. c) Acciones requeridas de CNE/Distribuidoras
En el corto plazo• Asegurar que precio nudo sustente prorrata de
costos para permitir continuidad de suministro
Para el largo plazo• Licitar suministro de largo plazo utilizando
mecanismo establecido en ley corta II para facilitar instalación terminal regasificación LNG
• Suscribir contratos bancables con generadores que permitan financiar las inversiones de largo plazo