INFORME FINAL ANÁLISIS DE LA ESTRUCTURA DE COSTOS DEL GNL REGASIFICADO COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

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1 INFORME FINAL ANÁLISIS DE LA ESTRUCTURA DE COSTOS DEL GNL REGASIFICADO Informe Nº: Fecha: 20 de diciembre de 2011 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Página 1 de 183

2 1. Título del proyecto Análisis de la estructura de costos del GNL regasificado 2. Cuerpo del informe 183hojas 3. Autor(es) Director del proyecto: Sr. David Watts Economista e Ingeniero Jefe: Dr. David Watts Economista de planta: Srta. Yarela Flores Ingeniero de planta: Srta. Marysol Ayala Personal del apoyo: Ingeniero en regulación eléctrica: Danilo Jara Ingeniero en mercados energéticos: Iván Chaparro Ingeniero coordinador: Sr. Felipe Aspée Asesor legal: Sr. Marcos Watts 5. Nombre y dirección de la organización investigadora DICTUC S.A. Vicuña Mackenna Nº 4860, Casilla 306 Correo 22, Macul Santiago 7. Antecedentes de la Institución Mandante Nombre : Comisión Nacional de Energía Dirección : Miraflores #222, piso 10 RUT : Teléfono : Fax : Contrato Convenio de prestación de servicios profesionales entre DICTUC S.A. y la CNE con fecha 14 de octubre de Fecha del informe 20de diciembre de Contraparte técnica Nombre : Sr. Marco Mancilla Cargo : Jefe Área Hidrocarburos 9. Resumen El presente estudio se remitió al cumplimiento de las actividades exigidas en las bases del estudio: Análisis de la estructura de costos del GNL regasificado. En este informe se definió conceptualmente, desde el punto de vista económico, los costos fijos y variables, de los combustibles utilizados en la generación eléctrica en Chile. Se identificó y describió la estructura de costos de las diferentes etapas de la cadena de comercialización del GNL utilizado en la generación eléctrica y se propone una metodología que permite identificar los costos fijos y variables involucrados en el uso de GNL regasificado en generación eléctrica en Chile, recogiendo diferentes escenarios y modalidades contractuales generalmente utilizados en la venta de este combustible. Sr. David Watts Casimis Prof. Asistente, Ingeniería UC Director del proyecto PUC Sr. Felipe Bahamondes Cid Gerente General DICTUC S.A. Página 2 de 183

3 OBJETIVOS DEL INFORME El objetivo principal del estudio Análisis de la estructura de costos del GNL regasificado es realizar un estudio económico que permita identificar y diferenciar los costos fijos y variables del GNL regasificado en Chile, incorporando las singularidades asociadas a los contractos y las prácticas comerciales del sector. Para conseguir esto se han planteado los siguientes objetivos específicos para el informe final: 1) Definir conceptualmente, desde un punto de vista económico, los costos fijos y variables de los combustibles fósiles utilizados para la generación eléctrica en el mercado nacional.(carbón, petróleo diesel, gas natural y GNL regasificado). 2) Identificar y describir la estructura de costos en las diferentes etapas de la cadena de suministro del GNL regasificado para la generación eléctrica. Desde su punto de importación hasta su entrega en la unidad generadora. 3) Proponer una metodología preliminar que identifique los costos fijos y variables asociados al GNL regasificado. 4) Describir las principales características y cláusulas de los contratos de suministros de GNL regasificado. 5) Realizar una descripción sobre los posibles usos alternativos del GNL regasificado, utilizado en generación eléctrica, y analizar la forma en que la existencia de mercados alternativos puedan influir en la estructura de costos fijos y variables de este combustible ALCANCE DEL INFORME El presente estudio contempla el cumplimiento de las actividades exigidas en las bases del estudio Análisis de la estructura de costos del GNL regasificado. En este informe se realiza una descripción del mercado de GNL en Chile, el impacto de este en la operación del sistema eléctrico chileno, las relaciones contractuales entre los actores del mercado de combustibles y del mercado eléctrico, la estructura de costos de los combustibles, carbón, diesel, gas natural y GNL regasificado. Análisis de los precios declarados por las generadoras y el costo marginal en el SING, antes y después de la entrada de las unidades carboneras a fines de Además se plantea la metodología que permite identificar los costos fijos y variables de la cadena del suministro de GNL regasificado para la provisión al generador y que son altamente relevantes para el despacho económico. Página 3 de 183

4 RESUMEN El gas natural licuado (GNL) es una alternativa energética competitiva y relativamente nueva en el mundo, con un mercado internacional en reciente desarrollo, altas barreras a la entrada tanto en la oferta como en la demanda y una limitada experiencia internacional en términos regulatorios. Las altas barreras a la entrada de los clientes potenciales de GNL se manifiestan en el requerimiento de cuantiosas inversiones para acceder a su abastecimiento. Impulsado por las autoridades, el GNL se introduce en Chile en 2009 como un insumo estratégico que aporta seguridad y diversificación a la matriz energética para generación eléctrica y suministro de gas natural para consumo industrial y residencial. La entrada del GNL al país se concretó a través de dos terminales especialmente diseñados para recibir, descargar, almacenar y regasificar el GNL importado.el terminal de Quintero, en la Región de Valparaíso,es incorporado al SIC y el terminal de Mejillones, en la Región de Antofagasta, es integrado al SING. Quintero fue el primer terminal en comenzar sus operaciones en septiembre de 2009, destinando un tercio del combustible a generación eléctrica por medio de Endesa, mientras los dos tercios restantes son consumidos por clientes residenciales e industriales a través de ENAP y Metrogas. Cualquier excedente de estas últimas empresas es vendido en el mercado spot para la generación eléctrica, donde se abastecen Colbún y Gener. Endesa opera principalmente en base, es inframarginal, es decir, no fija el costo marginal del sistema y con frecuencia es completamente despachada. Por este motivo, variaciones menores del costo variable declarado al CDEC no afectarían significativamente el despacho, los precios ni la eficiencia del sistema. El terminal Mejillones inicia sus operaciones comerciales en junio de 2010, la mayor parte del combustible es destinado a la generación eléctrica para satisfacer la demanda exclusivamente de las empresas mineras y solo cerca de un 15% es destinado al uso energético domiciliario. Los modelos de negociosde ambos terminalesdistan bastante básicamente por la flexibilidad de los contratos y por la intervención de las mineras de una forma atípica en la cadena de suministro en la zona norte del país. En el SIC la empresa GNL Chile comercializa el GNL a sus únicos clientes y dueños igualitarios Endesa, Metrogas y ENAP. A pesar de tener contratos Take or Pay, existen flexibilidades que le permiten a estas empresas intercambiar sus excedentes entre las firmas integrantes del negocio. La empresa GNL Quinteros de propiedad 40% de British Gas (BG),20% de Metrogas, 20% de ENAPy 20% de ENDESA presenta funciones relacionadas únicamente en la explotación de los activos físicos del terminal, no manteniendo ninguna función de comercialización. En el SING, GNL Mejillones es la empresa que regasifica y comercializa el gas natural, de propiedad un 63% de Gdf-Suez y un 37% de Codelco. Los principales clientes de GNL Mejillones son cuatro Página 4 de 183

5 mineras que compran gas natural a un alto precio (diesel -1%) con contratos Take or Pay completamente inflexibles y lo transfieren a empresas generadoras eléctricas mediante contratos de maquila, para luego adquirir la energía eléctrica. En este contexto, se observan importantes diferencias entre el negocio que mantiene Escondida y Collahuasi con Gas Atacama respecto al de Codelco y El Abra con Electroandina. En el caso de Escondida y Collahuasi, entregan el combustible mediante un contrato maquila a un precio carbón -1%, precio altamente competitivo que le permite a GasAtacama operar frecuentemente en base y ser completamente despachada.gasatacama declaraal CDEC los precios que mantieneen su contrato con las mineras. A diferencia de los modelos de negocios anteriores, entre Codelco, El Abra y Electroandina se observa una compleja y particular organización de la industria. Codelco y El Abra entregan gas natural a Electroandina a través de un contrato de maquila, donde esta generadora se compromete a entregar determinados volúmenes de electricidad a las mineras. Las mineras le entregan gas natural a un precio diesel 1%, muy poco competitivo que muchas veces le impide a Electroandina operar en base, determinando el costo marginal del sistema e incluso quedando fuera del despacho. Por lo que, a diferencia de Endesa y GasAtacama, variaciones en las declaraciones de los costos variables afectan los precios y la eficiencia del sistema. Los problemas se originaron con la entrada de tres centrales generadoras a carbón a fines de 2010, termoeléctrica Andina comenzó a operar en noviembre de 2010, Termoeléctrica Angamos, en diciembre de 2010 y Hornitos, en marzo de A partir de entonces, y como resultado del bajo precio e intenso uso del carbón, el GNL y consecuentemente Electroandina, se tornan menos competitivas dejando de operar en base. Un aspecto atípico fue observar declaraciones de precio de cero por parte de Electroandina. Esta declaración se debe a la conjugación de varios episodios: abundancia relativa de combustible en el sistema (carbón y/o GNL), alto costo de almacenamiento del GNL y la no existencia de usos alterativos relevantes del GNL, por lo que este combustible tuvo costo alternativo cero. El costo económico de un bien o servicio es su uso alternativo que determina su costo de oportunidad, si el GNL en un momento determinado no lo tiene, su precio es cero, puesto que la única alternativa es ventearlo. El contrato de suministro de GNL regasificado de Electroandina considera explícitamente una clausula de este tipo, asegurando el uso del volumen de gas pactado, sin tener que incorporar la clausula take or pay que tiene su suministrador. En síntesis, en Chile el GNL, un commodity con calidad constante, presenta al menos cuatro precios diferentes declarados por las generadoras eléctricas que lo utilizan. Por ejemplo, en septiembre de 2011 Endesa declaró un precio de US$21.6MMbtu, Colbún y Gener US$37MMbu, GasAtacama US$3.8MMbtu(carbón 1%) y Electroandina declaró en promedio precios de US$21.5MMbtu (aproximadamente diesel 1%), US$8MMbtu y además declaró para el día 14 de septiembre un precio de US$0MMBtu. Página 5 de 183

6 Esto abre la natural pregunta sobre cuál es la correcta forma de declarar los precios, si acaso tienen que ver con la función de costos implícita en el proceso productivo del combustible o con las relaciones contractuales involucradas en las transacciones comerciales. La respuesta a esta pregunta presenta varias aristas. En un contexto de competencia perfecta, estático y de información completa, existen todos los incentivos para transparentar los costos y traspasar a lo largo de la cadena de suministro la estructura completa de costos. Así, no se observarían discrepancias en los costos derivados de la cadena productiva respecto a la visión de los contratos o el aspecto comercial. Sin embargo, la organización industrial que rodea al GNL presenta condiciones de baja competencia, con tecnologías altamente intensivas en capital, con un bajo número de firmas participando en el mercado, altos costos hundidos ex post y alta incertidumbre de largo plazo.además el GNL presenta un suministro discontinuo, con rígidas condiciones de abastecimiento respecto a otros combustibles que son típicas de un mercado en crecimiento que requiere financiar sus costos de desarrollo mediante contratos con horizontes de largo plazo muy inflexibles y donde la flexibilidad tiene un muy alto precio. En el mundo estos contratos llegan en forma natural a atenuar los riesgos implícitos en el negocio tornando rentables inversiones, que de lo contrario, no sería viables. La mayoría del volumen comercializado de GNL se realiza con contratos que incorporan cláusulas Take or Pay, lo que sumado a un almacenamiento con un alto precio y a los escasos mercados alternativos, establecen importantes restricciones para su uso. De esta forma los costos reales de suministro de GNL no necesariamente corresponden a los costos nominales asociados a los contratos. En el SING, por ejemplo, se ha procurado rentar gran parte de las instalaciones en unos pocos años, lo que se ha traducido en altos precios, similares al diesel, hasta la llegada de las últimas unidades a carbón. Acá el costo económico relevante para el despacho depende estrechamente de las condiciones de escases o abundancia relativa de corto plazo del GNL y no es el precio contenido en los contratos de suministro.las condiciones establecidas en los contratos no representan la estructura de costos de la parte relevante de la cadena productiva y más bien se está financiando aceleradamente la inversión a través del costo variable. Otras razones para desviarse de las condiciones de costos variables establecidas en los contratos de suministrose relacionan a la existencia de undesequilibrioentre la demanda y el suministro inflexible establecido en los contratos,produciendo un exceso de GNL que debería teóricamente penalizar el valor del combustible y donde las firmas han definido una diversidad de valores económicos que reflejan esta condición. La estructura del mercado del GNL y la existencia de cláusulas Take or Pay con un papel activo en el despacho al menos en el corto plazo, establecen un problema de naturaleza dinámico. En este ámbito la obtención de la eficiencia económica de corto y largo plazo requiere de un análisis intertemporal con dos aristas que se desarrollan en distintas escalas de tiempo, una de largo plazo asociada a las inversiones, y otra de corto plazo asociado a la explotación eficiente de las mismas. Las cláusulas Take or Paycuando son activas pueden influir en ambas dimensiones, en el corto Página 6 de 183

7 plazo afectando el despacho y obligando el uso de los volúmenes de combustible comprometidos mediante estas cláusulas, y en el largo plazo al asegurar volúmenes de ventas que financian la inversión de las instalaciones. Los altos niveles de inversión requeridos para el abastecimiento de GNL constituyen un aspecto clave en la discusión de los costos en el largo plazo. Ex-ante las inversiones involucradas en gasoductos y terminales de GNL requieren estrategias comerciales y de políticas públicas, básicamente en términos de tarificación, creíbles para los agentes involucrados y que permitan recuperar la inversión y, de esta forma, creen los incentivos para invertir en el sector. Las firmas requieren generar cuasi rentas para financiar las inversiones, es decir, cobrar precios mayores a los costos marginales. Esto además se justifica por tratarse de monopolios naturales, con altas economías de escala, donde los costos marginales son menores a los costos medios y, por tanto, precios iguales a costos marginales lleva a pérdidas en el corto y largo plazo. Sin embargo, en términos ex-post, surge el riesgo que en mercados regulados las autoridades impulsen tarifas a costo marginal, con el fin de buscar eficiencia económica de corto plazo, pero con consecuencias nefastas para las firmas involucradas en el negocio. Las típicas soluciones en industrias que enfrentan estos riesgos, es la generación de contratos de largo plazo y la integración vertical. Aunque la solución eficiente pero altamente inviable es dar un subsidio de suma fija por el monto de la inversión y luego tarificar a costo marginal. Tarifas en dos partes pueden contribuir a mitigar esta situación. En el mercado spot de energía las empresas generadoras transan sus superávit y déficit considerando los contratos que mantengan con sus proveedores y/o clientes en la cadena de suministro. Tanto en el SIC como SING las generadoras de electricidad operan por orden de mérito de sus costos variables. De esta forma el CDEC pertinente construyela curva de costo marginal o curva de oferta del mercado, la que intersectada con la curva de demanda de corto plazo perfectamente inelástica, determinan el precio de la energía correspondiente al costo variable del último generador despachado. La eficiencia económica de corto plazo del mercado requiere que los precios semejantes a los costos marginales sean originados por los verdaderos costos de operación variables, y no de desviaciones producto, por ejemplo, de estrategias comercialesde las generadoras. En Chilelos costos variables no son auditados y simplemente el CDEC, que no es un organismo independiente de los generadores ni tiene mayores facultades de fiscalización, recibe las declaraciones de precios de compra de combustible asumiendo buena fe y las ingresa al despacho. Sólo en el caso que algún generador sospeche que la declaración de otra empresa no obedece a los costos reales, puede solicitar al CDEC que concurra con un ministro de fe a revisar los contratos u otro respaldo de los precios. Por ejemplo, en el caso de combustibles sujeto a contratos, el CDEC no tiene acceso ni copia de todos los contratos, documentos y cláusulas involucradas. Más aún en el caso del gas, Página 7 de 183

8 el CDEC debió consultar en forma extraordinaria si las empresas tenían cláusulas ToP y con motivo de la discrepancia originada por Codelco en mayo de En el caso del gas el CDEC respectivo no pudo informar al equipo consultor el origen de las diversas declaraciones de precio y de los abruptos cambios que a veces sufren. En síntesis existe actualmente una falta de transparencia en la forma en que se declaran los combustibles que se ha hecho evidente en el caso del gas y que ciertamente requiere un cambio y de no generarse este cambio sugiere la necesidad de intervención. El costo variable relevante para efectos de despacho y que permite la eficiencia económica, es el costo que enfrentan las generadoras de electricidad, el que dependerá del alcance de sus operaciones dentro de la cadena de suministro del combustible y de las condiciones de los contratos comerciales. Lo anterior requiere que las firmas involucradas no se comporten estratégicamente, sean tomadoras de precio y no puedan alterar las condiciones de los contratos. Es decir, no tengan incentivos a desviarse de la declaración verdadera de sus costos variables. Lo anterior implica que los costos variables relevantes para el despacho se determinan tanto por la extensión de la firma dentro de la cadena de suministro de combustible (es decir, por el grado de integración vertical de la generadora), y de las condiciones contractuales existentes entre los participantes de la cadena. Lo último implica que la existencia de contratos Take or Pay puede afectar la definición de costos fijos y variables. Si la cadena de suministro está en manos de distintas firmas y éstas no traspasan todos sus costos habría pérdida de eficiencia económica en el sector en el costo plazo. Este problema se torna muy relevante si los costos fijos son altos como en el caso del GNL. Por ejemplo, si las firmas acuerdan tarifas simples variabilizando todos los costos, entonces el costo variable para el generador será una tarifa unitaria y será despachado cuando el costo marginal sea mayor a éste, lo que ocurrirá en forma inusual por los altos costos fijos. Esto es lo que ocurre en la cadena de suministro de GNL entre GNL Mejillones, las mineras Codelco y El Abra y Electroandina. En este caso GNL mejillones variabilizó todos sus costos cobrando un alto precio por el gas a las mineras y éstas a su vez transfirieron todo el costo a Electroandina, lo que afectó significativamente el despacho en el SING, reduciendo la generación, presionando al aumento en los precios de energía y en la pérdida de bienestar social. En el SING la flexibilidad tiene altos costos, ante la incertidumbre respecto a su uso y demanda por gas, las empresas suscribieron contratos Take or Pay fuertemente rígidos con GNL Mejillones hasta el año 2012 pagando un alto precio por el gas con el fin de tener una rápida recuperación de la inversión. Después de este período de Fast Track el modelo de negocio de GNL Mejillones cambiará a solo la prestación de servicios de regasificación, almacenamiento y otros servicios asociados al terminal. Dentro del período Fast Track el contrato Take or Pay matemáticamente representa una restricción adicional dentro de la optimización de los beneficios de la generadora. Si el multiplicador de Lagrange asociado a la restricción Take or Pay presenta un alto valor, Página 8 de 183

9 situación que ocurre cuandola restricción es activa,y este es ignorado se generará un costo social muy elevado. El valor del multiplicador de Lagrange o precio sombra de la restricción será alto cuando el sistema es muy inflexible y si existe una importante disponibilidad de recursos de generadoras con costos variables más bajos que el gas natural. Esto sucedió a partir de la entrada de las carboneras a fines de 2010 en el SING. En general, el precio sombra de la restricción afecta al sistema reduciendo el costo variable relevante para el despacho del gas por abajo del costo variable establecidos en los contratos y aumentando así su despacho, cantidad de energía producida y combustible a consumir. En el mercado eléctricos chileno, en general, en el largo plazo a las empresas mineras siempre se benefician de un precio de electricidad lo más bajo posible, pues son importantes consumidoras de electricidad y esto las hace más competitivas. Por su parte, a las empresas generadoras de electricidad siempre les conviene precios más altos. En el corto y mediano plazo cuando operan los contratos de suministro de electricidad, una empresa generadora puede ser deficitaria o excedentaria de electricidad. Los generadores deficitarios, que deben comprar en el mercado spot de electricidad para cumplir sus contratos, se benefician de precios más bajos y tienen incentivos a sub-declarar los precios del combustible, esto bajaría los precios spot de todo el sistema. Los generadores excedentarios de electricidad, que venden sus excesos en el mercado spot, se benefician de precios más altos teniendo incentivos a sobre-declarar el costo de los combustibles para vender su energía a más altos precios.en el SING, sin embargo, los generadores al tener contratos de maquila con las mineras, no tienen poder de negociacionesde las condiciones de compra, solo se limitan a declaran los precios del gas prestablecidos en los contratos. En este contexto, no se observan declaraciones estratégicas de corto plazo que tiendan a sobre o subdeclarar los costos por parte de GasAtacama ni Electroandina.La estrategia de declaración fue elaborada con anterioridad, cuando se establecieron los contratos de suministro de GNL. Considerando los aspectos relevantes desde el punto de vista económico involucrados en el SIC y SING, la propuesta metodológica que se propone para determinar los costos variables en el uso del GNL regasificado para generación eléctrica, se resume en los siguientes puntos: 1) El costo variable a considerar por el gas natural debe ser igual al precio unitario del combustible si: a. Las compras de gas se realizaron en el mercado spot local (como es el caso de las generadoras Colbún y Gener en el SIC). b. Las compras de gas son efectuadas mediante contratos de largo plazo, suficientemente flexibles (como es el caso de Endesa en el SIC que mantiene contratos Take or Pay con GNL Chile con cierta flexibilidad). Página 9 de 183

10 2) El costo variable a considerar por el gas natural debe ser un precio bajo o incluso un precio cero si las compras de gas se efectuaron mediante contratos altamente inflexibles, cuando no se dispone de almacenamiento a bajo costo y cuando hay carencia de usos alternativos para el gas y por lo tanto la clausula take or pay está activa. En este caso el costo variable relevante para el despacho es menor al precio unitario de compra del combustible, pudiendo llegar a cero si se alcanza condición de venteo. Si no se valora a un precio bajo se corre el riesgo de perder el recurso (este es el caso de la generadora Electroandina en el SING actualmente). 3) Las compras de gas natural a través de contratos de largo plazo medianamente flexibles, cuando además se dispone de almacenamiento a bajo costo y/o existen usos alternativos para el gas natural, dispone un escenario también altamente complejo donde el costo variable relevante podría ser menor al precio unitario de compra del combustible aunque siempre mayor que cero. Tanto en este caso como en el anterior, el costo variable relevante o costo alternativo del gas natural no puede ser determinado directamente de la lectura de los contratos o del costo del almacenamiento. En este marco es necesario efectuar la optimización inter-temporal del uso del GNL considerando la restricción de los contratos Take or Pay, de tal forma de encontrar el uso optimo del combustible y valor del multiplicador de Lagrange asociado a esta restricción, que económicamente es el precio sombra de mantener esta inflexibilidad. Dado que el sistema de despacho chileno confía importantemente en las declaraciones de costos variables que realizan las empresas generadoras para determinar el despacho, los precios y asignar eficientemente los recursos, debiera haber una entidad responsable de velar por que las declaraciones correspondan a los costos reales de suministro de combustible. Hoy nadie efectúa esta labor, ni valida la información presentada en los contratos. El CDEC trabaja basado en la buena fe. El eventual comportamiento estratégico de las firmasen sus declaraciones es perfectamente posible. Los operadores independientes del sistema internacionales muy comúnmente monitorean el mercado y el comportamiento estratégico de las firmas, situación que no ocurre en Chile. El despacho del SING requiere atención, pues en la práctica lista de despacho es intervenida por las condiciones contractuales entre mineras y generadores, con contratos maquila que no traspasan realmente costos combustibles a las generadoras, pero que guían el despacho como si lo hicieran, sacrificando la operación eficiente de corto y mediano plazo y el uso eficiente del GNL. Página 10 de 183

11 ÍNDICE Objetivos del informe... 3 Alcance del informe... 3 Resumen... 4 Índice Introducción La industria del GNL en Chile Introducción Terminal de GNL Quintero (SIC) Consumidores de gas proveniente de GNL Quintero Relaciones contractuales de GNL Chile Terminal de GNL Mejillones (SING) Consumidores de gas proveniente de GNL Mejillones Relaciones contractuales de GNL Mejillones El mercado eléctrico y el GNLen Chile El Sistema Interconectado Central (SIC) y el GNL El Sistema Interconectado del Norte Grande(SING) y el GNL Análisis de la declaración de precios en el SING e impacto del ingreso de las nuevas unidades a carbón Procedimiento N 16 Declaración de los precios de combustibles a utilizar en la operación del SING El procedimiento en la práctica de acuerdo a reunión sostenida con el jefe de operaciones del CDEC-SING Análisis estadístico Evolución de la declaración de precios de GNL regasificado en SING Frecuencia de declaración de precios Impacto del ingreso de las centrales a carbón termoeléctrica Andina, termoeléctrica Angamos y Hornitos Página 11 de 183

12 Impacto en el despacho Impacto del ingreso de las carboneras en la declaración de precios Relación entre la entrada de las unidades carboneras y el costo marginal Comportamiento de los precios Impacto sobre el costo marginal Impacto del GNL en la operación del SING Declaraciones de precio de GNLen el SING Declaración de precios: Caso Electroandina y E-CL Declaración de precios: Caso GasAtacama El costo del GNL en Chile Introducción Costo económico El precio y costo de los Combustibles Combustible Sólidos Combustibles Líquidos Gas Natural Gas natural líquido(gnl) La cadena productiva del GNL y sus costos Definiciones comerciales: La función de costos y los contratos comerciales Buscando la eficiencia económica en despacho o mercado spot Costo variable relevante para alcanzar la eficiencia económica en el despacho: Función de producción o contratos comerciales? Costos variables relevantes para el despacho: Ejemplos Inter-temporalidad en el Mercado del GNL Largo plazo: Costos, Integración y Cuasi-rentas de la industria del GN y GNL Corto Plazo: Contratos y relaciones inter-temporales Ejemplos de contratos complejos y la inter-temporalidad Metodología que permita identificar los costos fijos y variables involucrados en el uso de GNL 95 Página 12 de 183

13 6.1. Costos, contratos de combustibles y su impacto en el costo variable relevante para el despacho Desarrollo de un benchmark: análisis matemático del valor del GNL para el despacho Metodología para identificar costos variables relevantes del GNL para el despacho (2)... Error! Bookmark not defined. (O bien )... Error! Bookmark not defined. (2)... Error! Bookmark not defined. (O bien )... Error! Bookmark not defined Ineficiencia en la declaración en el SING Incentivos de las empresas a sobre y sub declarar precio Conclusiones ANEXOS Discrepancia del panel de expertos Principales argumentos de los actores involucrados Principales argumentos de codelco (CODELCO, 2011) Principales argumentos del CDEC-SING(CDEC-SING, 2011) Principales argumentos de Minera Escondida(Minera Escondida, 2011) Principales argumentos de GasAtacama (GasAtacama, 2011) Principales argumentos de E-CL (E-CL, 2011) Dictamen N del Panel de Expertos Contratos para el suministro del GNL Características de los contratos Condiciones habituales de los contratos de aprovisionamiento de gas natural y del GNL Tipos de contratos Contratos a corto plazo Contratos a largo plazo Relación entre contratos de corto y largo plazo Cláusulas en los contratos de suministro de gas natural Cláusula take or pay (TOP) Página 13 de 183

14 Cláusula delivery or pay (DOP) Cláusula make up (MU) Cláusula carry forward (CF) Contrato de transporte Almacenamiento, el transporte y la distribución de gas Experiencia internacional en contratos Francia Bélgica (CNE, 2010b) (pág ) España Brasil Descripción de la cadena de suministro de combustibles: Gas Natural Licuado Mercado mundial del GNL Cadena integrada de suministro del GNL Licuefacción Transporte del GNL Regasificación Distribución del GNL regasificado Estructura de Costos de la regasificadora Aspectos técnicos del Terminal de Regasificación de GNL Características técnicas Terminal de regasificación Instalaciones, equipos y sistemas del terminal de regasificación Fase de Funcionamiento del terminal de regasificación Personal Impacto ambiental Aspectos generales de la importación y transporte del GNL Transporte Importación del GNL Algunas características de las transacciones del gas natural Experiencia internacional en Tarificación Página 14 de 183

15 9.1. Francia (CNE, 2010b) (pág. 38,39) Bélgica. (CNE, 2010b) (pág. 39) España. (CNE, 2010b; Yunta, 2007)(pág. 39, 40; lam25, 27) México (CNE, 2010b)(pág. 40) INTRODUCCIÓN La introducción del GNL en Chile a partir del año 2009 ha contribuido a la diversificación de la matriz energética nacional, aportando un nuevo combustible para la generación eléctrica y reactivando el suministro de gas natural para distribución a clientes industriales y residenciales. En el caso del sector eléctrico, el GNL regasificado está siendo utilizado en las turbinas y unidades de ciclo combinado como insumo para la generación de electricidad tanto en el Sistema Interconectado Central (SIC) como en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). En el mercado spot de los sistemas SIC y SING los generadores transan energía al costo marginal que el CDEC respectivo calcula en intervalos horarios. El costo marginal depende de las unidades generadoras, las que se despachan en orden creciente según su costo variable individual. La curva de oferta del mercado la construye el CDEC respectivo, y esta curva intersectada con la demanda determina el precio spot o costo marginal de corto plazo del sistema eléctrico. El CDEC efectúa el despacho económico de acuerdo a la declaración de costos variables que realizan las empresas generadoras, y el costo marginal horario está determinado por el costo variable de la última unidad generadora despachada (artículos 137 y 149 del DFL N 4 de 2006, Ley General de Servicios Eléctricos y artículo 47 del DS 291, Reglamento del CDEC). Una asignación de recursos eficiente es aquella que maximiza el bienestar social, lo que medido en un contexto estático puede expresarse como la suma de los excedentes de los consumidores y productores. El CDEC opera el despacho bajo el supuesto de demanda constante (completamente inelástica) en el corto plazo, por lo que la eficiencia económica se conseguiría simplemente minimizando los costos del despacho económico, es decir, suministrando la demanda a mínimo costo variable de operación del parque generador. La búsqueda de la eficiencia económica de corto plazo del mercado spot requiere que el precio, igual al costo marginal del sistema, sea producto de los verdaderos costos variables de operación de cada generador y no de desviaciones de este (por ejemplo como producto de estrategias comerciales que intenten manipular el despacho o sus precios). Por este motivo las empresas generadoras de electricidad realizan declaraciones de sus costos variables al CDEC, sin ser auditados y simplemente el CDEC, que no es un organismo independiente de los generadores, recibe las declaraciones de precios de compra de combustible asumiendo buena fe y la ingresa al Página 15 de 183

16 despacho. Solo se verifica la veracidad de las declaracionessi otro generador así lo solicita, en cuyo caso el CDEC obra de ministro de fe para esta tarea. De esta forma, existe una falta de transparencia en la forma en que las empresas generadoras declaranlos precios de los combustibles, puesto que solo deben informar, sin respaldo de ningún tipo, su estructura de costos al CDEC para el despacho económico y determinación del costo marginal del sistema. En el SIC, abastecido de GNL desde el terminal Quintero, Endesa es la única generadora con contratos de suministro de GNL y declara precios de acuerdo a su condición contractual, traspasando un precio de combustible que sigue el comportamiento del petróleo Brent. Además, empresas generadoras como Gener y Colbun compran GNL regasificado en el mercado spot a las empresas Metrogas y ENAP, respectivamente. En el SIC el GNL es despachado principalmente en base, por lo que su tratamiento y despacho no es objeto de controversias. En el SING, abastecido de GNL desde el terminal Mejillones, las declaraciones de precio han sido más controversiales por dos motivos. En primer lugar, los precios de transferencia de GNL a los generadores son altos, reflejando parcialmente las tremendas inversiones por parte de las mineras para traer el GNL al SING y solucionar la contingencia de seguridad y costo del diesel como sustituto del gas argentino. En segundo lugar, el GNL fue un combustible económico comparado con el diesel luego de esta contingencia, pero no lo es comparado con las plantas a carbón que ingresaron en 2010 y Por esto, el despacho de GNL en base no es posible a altos precios, apelando a cláusulas de precio especiales que permiten bajar el precio del gas, asegurando su uso en los volúmenes comprometidos por las mineras a GNL mejillones mediante sus contratos Take or Pay sin cláusulas de flexibilidad. Sin embargo, estas mismas cláusulas pueden alterar el despacho y sus precios, sin perseguir necesariamente la deseada minimización de costos de suministro de largo plazo del sistema. En el SING, la integración vertical que han protagonizado las mineras en la cadena de suministro del GNL (vendiendo el gas a las generadoras y comprándoles su electricidad) ha tenido algunos efectos positivos para el sistema. Logró viabilizar el desarrollo de las inversiones del terminal de regasificación que de otra forma no se habrían concretado, permitió integrar el GNL a la matriz del SING, diversificando la matriz y robusteciendo el suministro energético en el largo plazo, además de mejorar las precarias condiciones de seguridad de corto plazo que el uso excesivo de diesel procuraba. Sin embargo, el eventual efecto de la reducción del precio asociado a la introducción del GNL fue capitalizado por las mineras para parcialmente financiar sus inversiones en el muy corto plazo y el sistema ganó en seguridad y robustez, pero no en precio, al menos en el corto plazo, aunque es probable que en mediano y largo plazo si lo hagan. La integración de las empresas mineras en torno al GNL también ha tenido algunos efectos negativos que van más allá del esperable limitado acceso al gas por parte del resto del mercado, o el acceso al mismoen condiciones no tan favorables. Uno de ellos es su efecto distorsionador y Página 16 de 183

17 sub-óptimo en el despacho del parque generador del SING y la perturbación de los costos marginales en el sistema. En un mercado desarrollado, maduro y competitivo se esperaría encontrar condiciones comerciales para la compra de combustible bastante estandarizadas y transparentes, situación que aún no se observa en el mercado del gas del SING, donde las generadorasno son tomadoras de las condiciones de compra del gas, sino que son las firmas inversoras, las que asumieron los riesgos de largo plazo, las quenegocian y establecen las condiciones.producto de esto, hoy en Chile es posible encontrar para un mismo combustible, el GNL regasificado, muy diversas declaracionesde precios dependiendo directamente de las condiciones de los contratos de abastecimiento, por ejemplo, en septiembre de 2011 Endesa declaró un precio de US$21.6MMBtu, Colbún y Gener US$37MMBtu, GasAtacama US$3.8MMBtu y Electroandina US$21.5MMBtu, US$8MMBtu y US$0MMBtu. 1 Las relaciones contractuales establecidaspor las mineras para traspasar los costos del gas al despacho, así como asegurar el uso del mismo, están guiando las declaraciones de precio de combustibleque realizan las empresas generadoras de electricidad en el SING. Estas relaciones contractuales influyen en el precio y costo de la energía y no fueron diseñadascon la eficiencia económica del sistema como objetivo, generando a veces pérdidas de bienestar social que merecen atención. Hoy se torna relevante entender cuál es la correcta forma de declarar los precios de los combustibles, si está relacionada a la función de producción y de costos de la cadena productiva del combustible, o a las relaciones contractuales de las transacciones comerciales. La respuesta es relativamente simple en un escenario de competencia perfecta y con informacióncompleta, donde hay incentivos para transparentar a lo largo de la cadena de suministro la estructura completa de costos. En este marco no habría diferencias en los costos de la cadena productiva respecto a los derivados de los contratos, pues los contratos eficientes no harían más que eso, traspasar los costos. Sin embargo, el incipiente desarrollo de esta industria y la integración vertical de la misma complican la respuesta a esta interrogante y en general los contratos en el SING no reflejan los verdaderos costos variables del GNL. La joven industria del GNL está en pleno desarrollo y presenta todavía condiciones de baja competencia, altas barreras de entrada, tecnologías fuertemente intensivas en capital, pocas firmas participando, altos costos hundidos ex post y alta incertidumbre. Las transacciones comerciales requieren cubrir los riesgos y, por tanto, los contratos tienen horizontes largos para poder rentar las inversiones y hacer viable el negocio.en este escenario industrial, la distinción entre costos variables y fijos es compleja y depende del nivel de flexibilidad de los contratos, de la disponibilidad de recursos de generadoras con costos variables más bajos que el gas natural y de 1 Declaró cero el 14 de septiembre de Página 17 de 183

18 los usos alternativos del recurso. En este contexto, los contratos son instrumentos con la capacidad de establecer estructuras y relaciones de costos complejas y muchas veces intertemporales y se requiere incluso de un análisis de simulación u optimización multi-período para evaluar los costos reales que derivan de las cláusulas de un contrato. Esto dejaría obsoleta la definición estática de costos fijos y variables, haciéndola dependiente de las condiciones del mercado eléctrico.las cláusulas Take or Pay de los contratos cuando son activas tienen el potencial de influir tanto en el corto plazo, afectando el despacho obligando el uso de los volúmenes de combustible comprometidos mediante estas cláusulas, como en el largo plazo al asegurar volúmenes de ventas que financian la inversión de las instalaciones. En el mercado eléctricos mundial existen incentivos a sobre o sub-declarar los costos de los combustibles, lo que dependerá del horizonte de tiempo de que se trate. En el largo plazoen general a las empresas compradoras de electricidad (como las mineras en el SING), siempre les convienen que el precio de la electricidad sea bajo. Mientras que a las empresas generadoras de electricidad siempre les conviene precios más altos. En el corto y mediano plazo cuando los contratos son activos, una empresa generadora puede ser deficitaria o excedentaria de electricidad. Si es deficitaria implica que debe comprarelectricidad en el mercado spot para cumplir la totalidad de sus contratos, se beneficia de bajos precios y por tanto presenta incentivos a sub-declarar sus costosdel combustible, de esta forma bajaría los precios spot de todo el sistema. Los generadores excedentarios, que presentan sobrantes de electricidad después de cumplir todos sus contratos, venden estos excesos en el mercado spot, claramente se beneficiarán de precios más altosy presentan incentivos a sobre-declarar el costo combustible para vender su energía a más altos precios.particularmente en el SING los generadores tienen contratos de maquila con las mineras, con un margen de ganancia prestablecido y no tienen unmayor poder de negociaciones de las condiciones de compra, restringiéndose solo a declarar los precios prestablecidos en los contratos. Nohay declaraciones estratégicas que impliquen sobre o subdeclaraciones de los verdaderos costos. El presente informe, muestra la investigación realizada para definir los costos fijos y variables de los combustibles fósiles utilizados en la generación eléctrica en nuestro país -carbón, petróleo diesel, gas natural y gas natural licuado regasificado, desde su importación hasta su entrega en las unidades generadoras. Para el GNL se presenta la descripción de la cadena de suministro y los costos involucrados en cada etapa: importación, transporte, descarga y uso del terminal de regasificación, y los costos de transporte del GNL regasificado hasta la unidad de generación respectiva. Los resultados de avance del estudio Análisis de la estructura de costos del GNL regasificado fueron desarrollados desde el 15 de diciembreal 20 de diciembre de Este informe fue preparado por DICTUC S.A. a solicitud de la Comisión Nacional de Energía (CNE) para disponer de un estudio económico que permita identificar y diferenciar los costos fijos y variables del GNL regasificado utilizado para la generación eléctrica, incorporando en el análisis las Página 18 de 183

19 singularidades que resulten relevantes, derivadas de las distintas modalidades contractuales características de la comercialización de este combustible en el mercado nacional e internacional. Página 19 de 183

20 2. LA INDUSTRIA DEL GNL EN CHILE Resumen El GNL se introduce en Chile en 2009 como un insumo estratégico que aporta seguridad y diversificación a la matriz energética para generación eléctrica y suministro de gas natural. La entrada del GNL al país se concretó a través de dos terminales especialmente diseñados para recibir, descargar, almacenar y regasificar el GNL importado.el terminal de Quinteroincorporado al SIC y el terminal de Mejillonesintegrado al SING. Quintero fue el primer terminal en comenzar a operar en septiembre de 2009, destinando un tercio del combustible a generación eléctrica por medio de Endesa, mientras los dos tercios restantes son consumidos por clientes residenciales e industriales a través de ENAP y Metrogas. Cualquier excedente de estas últimas empresas es vendido en el mercado spot para la generación eléctrica, donde se abastecen Colbún y Gener. El terminal Mejillones inicia sus operaciones comerciales en junio de 2010, destinando la mayor parte del combustible a la generación eléctrica que consumen las empresas mineras y solo cerca de un 15% es destinado al uso energético domiciliario. Los modelos de negociosde ambos terminalesdistan bastante básicamente por la flexibilidad de los contratos y por la integración de las mineras en la cadena de suministro en el SING. En el SIC la empresa GNL Chile comercializa el GNL a sus únicos clientes y dueños igualitarios Endesa, Metrogas y ENAP. A pesar de tener contratos Take or Pay, existen flexibilidades que le permiten a estas empresas intercambiar sus excedentes entre las firmas integrantes del negocio. La empresa GNL Quinteros de propiedad 40% de British Gas (BG),20% de Metrogas, 20% de ENAP y 20% de ENDESA presenta funciones relacionadas a la explotación de los activos físicos del terminal y no manteniendofunciones de comercialización. En el SING, GNL Mejillones es la empresa que regasifica y comercializa el gas natural, de propiedad un 63% de Gdf-Suez y un 37% de Codelco. Los principales clientes de GNL Mejillones son cuatro mineras que compran gas natural a un alto precio (diesel -1%) con contratos Take or Pay completamente inflexibles y lo transfieren a empresas generadoras eléctricas mediante contratos de maquila, para luego adquirir la energía eléctrica. Escondida y Collahuasi, entregan el combustible mediante un contrato maquila a GasAtacama a un precio competitivo de carbón - 1%. Entre Codelco, El Abra y Electroandina entregan gas natural a Electroandina a través de un contrato de maquila, a un precio diesel 1%, donde esta generadora se compromete a entregar determinados volúmenes de electricidad a las minerasmuy poco competitivo. Después de introducir el tema en la primera sección, en la sección 2.2 se describe el funcionamiento del terminal Quintero en el SIC, la estructura de la propiedad, las empresas suministradoras involucradas, sus clientes y las principales relaciones contractuales suscritas entre Página 20 de 183

21 las empresas. Finalmente en la sección 2.3, de la misma forma como en el caso del Terminal Quintero, se presenta el funcionamiento del Terminal Mejillones INTRODUCCIÓN El gas natural licuado (GNL) es un combustible de creciente importancia en el mundo. En Chile, la pérdida de disponibilidad del gas natural argentino y la existencia de plantas de ciclo combinado instaladas pero alimentadas con el costoso diesel, hacían natural esperar que el mercado en conjunto con elestado, se organicen para traer GNL. Es así que las empresas privadas, con participación y empuje de las empresas del Estado, desarrollaron las inversiones necesarias para introducir GNL a los dos principales sistemas eléctricos del país, el SIC y el SING. En el mercado chileno están en operación dos terminales de GNL. Estos son los terminales de Mejillones y Quintero, los que geográficamente se encuentran ubicados en la zona norte (Región de Antofagasta) y centro (Región de Valparaíso) de Chile, respectivamente. Estos terminales están suministrando GNL principalmente para generación eléctrica en los sistemas interconectados del SING y SIC. La ubicación geográfica de los terminales se presenta en lafigura 1. Figura 1. Ubicación geográfica de los terminales de GNL en Chile (Fuente: California Energy Comission (CEC, 2010)) Los dos principales consumidores de gas natural en Chile son las generadoras de energía eléctrica y las distribuidoras de gas natural, cada uno comparte el mercado en partes casi iguales. Los clientes se dividen naturalmente de acuerdo a su ubicación geográfica. Mientras los de la zona central consumen gas proveniente de GNL Quintero, los de la zona norte consumen de GNL Página 21 de 183

22 Mejillones. A continuación se describen brevemente los dos terminales de regasificación, sus características técnicas, las empresas involucradas y sus relaciones comerciales TERMINAL DE ERMINAL DE GNL QUINTERO (SIC) El terminal de GNL Quintero está ubicado en la Región de Valparaíso, en la cuenca de Quintero, ocupando una superficie de 40 hectáreas. Sus principales componentes son un muelle de 1,878 m de largo y a 12 m sobre el nivel del mar, tres estanques de almacenamiento y tres sistemas de gasificación. Dos de ellos funcionan en régimen y uno de respaldo. Además, disponen de instalaciones para cargar gas natural directamente a camiones distribuidores.(gnlquintero, 2010a). Este fue el primer terminal de GNL que se construyó en Chile, su primer embarque lo recibióen septiembre de GNL Quinteroes la sociedad propietaria de este terminal, conformada por un 40% de capitales de British Gas (BG),20% de Metrogas, 20% de ENAPy 20% de ENDESA. Sus funciones recaen únicamente en la explotación de los activos físicos, no teniendo ninguna función de comercialización. En la Figura2se presenta la participación de los accionistas de GNL Quintero. (GNLQuintero, 2010a) Endesa 20% Metrogas 20% ENAP 20% British Gas 40% Figura2.. Propietarios de GNL Quintero(Fuente: Elaboración propia) Los tanques de almacenamiento del terminal tienen una capacidad de 334,000[m 3 ] de GNL (200 millones de m 3 de gas natural) 2, divididos en 3 tanques, uno de 14,000[m 3 ] y dos de 160,000[m 3 ]. Como referencia se debe considerar que la capacidad de los barcos que transportan el GNL a este terminal está típicamente entre 120,000[m 3 ] y 180,000[m 3 ]yla tasa promedio de descarga del GNL a los tanques de almacenamiento varía en promedio entre 9,000[m 3 /h] a 12,000[m 3 /h]. Además, el terminal cuenta con tres sistemas de regasificación o vaporizadores, dos de panel abierto que 2 El GNL aumenta su volumen 600 veces al transformarse en gas natural (regasificación). Página 22 de 183