Introducción GNL en Chile

Transcripción

1 Introducción GNL en Chile Juan Oliva SubGerente Regional de Combustibles Costa Rica, Agosto 2014

2 Agenda 1. Descripción del Mercado 2. Experiencia en GNL Quintero 3. Perspectivas futuras del GNL en Chile 4. Reflexiones finales

3 Agenda 1. Descripción del Mercado Posición de Endesa Chile en la región El sector de gas en Chile El sector eléctrico en Chile Infraestructura Gas - Electricidad

4 Posición de Endesa Chile en la región Colombia N 2 Cap. Instalada Latam: MW Instalado (MW) Mix (MW) Hidro: Térmica: 444 Market Share 21% Perú N 1 Brasil Instalado (MW) Mix (MW) Hidro: 751 Térmica: 773 Market Share 19% Instalado (MW) Mix (MW) 987 Hidro: 665 Térmica: 322 Market Share 1% Instalado (MW) Chile N 1 Mix (MW) Hidro: Térmica: ERNC: 87 Market Share 32% Instalado (MW) Argentina N 2 Mix (MW) Hidro: Térmica: Market Share 12% Endesa Chile forma parte del grupo ENEL, un operador global energético. Es el principal agente privado en generación de energía eléctrica en Latam.

5 El sector de gas natural en Chile Norte País deficitario, con alta dependencia de importaciones. Pocas reservas y producción en manos estatales (ENAP), en el extremo sur del país (Magallanes). Infraestructura en 4 zonas no interconectadas entre si. Centro Centro-Sur 8,6 7,9 Oferta de gas (bcm) Entrada GNL Quintero 2H 2009 Entrada GNL Mejillones 6,3 5,9 4,2 4,2 2,6 2,8 2,4 0,7 0,6 2,8 0,9 2,3 2,0 0,4 1,8 1,9 1,3 1, Magallanes Producción (bcm) Importaciones Ducto (bcm) Importaciones GNL (bcm) Hoy, la oferta de gas en Chile depende esencialmente de las importaciones de GNL. Bajas perspectivas de participación relevante de producción propia o gas regional.

6 El sector eléctrico en Chile Chile - SIC MW - Installed Country Endesa Hydroelectric CCGT Coal Oil&Gas + Liquids Nuclear NCRE Total Installed Chile - SING MW - Installed Country Endesa Hydroelectric 15 CCGT Coal Oil&Gas + Liquids 380 Nuclear NCRE 1 Total Installed Installed Capacity (MW) (Chile-SIC) Installed Capacity (MW) (Chile-SING) SING SIC 0 Hydro CCGT Coal Oil&Gas Nuclear NCRE System = MW Endesa = MW (38%) 0 Hydro CCGT Coal Oil&Gas Nuclear NCRE System = MW Endesa = 962 MW (21%) 18,6 GW en 2 subsistemas (SIC y SING) no interconectados. Importancia de la hidrolectricidad en SIC y carbón en SING. SIC: residencial e industrial - SING: minería

7 Infraestructura Gas - Electricidad CC GasAtacama (780 MW) CC Mejillones (242 MW) GNL Mejillones 5,5 MMm3/d GNL Quintero 9,6 MMm3/d Gasoducto Norandino 7.1 MMm3/d Gasoducto Atacama 8.5 MMm3/d Gasoducto Gasandes 9 MMm3/día Gasoducto Pacífico 9.7 MMm3/día CC Tocopilla (393 MW) TG Taltal (245 MW) CCs Nehuenco (757 MW) TG Candelaria (270 MW) CCs San Isidro (778 MW) TG Quintero (257 MW) CC Nueva Renca (371 MW) 2 Terminales GNL: 15 MMm3/d Gx > 4000 MW Gasoductos sin uso CC Yungay (240 MW) Bandurria, Dungenes, Condor 6 MMm3/día Capacidad producción Aprox. 3 MMm3/día

8 Agenda 2. Experiencia en GNL Quintero Desarrollo del proyecto Tecnología adoptada Operación comercial Efectos en sectores gas y eléctrico

9 Origen del proyecto A fines de los 90, Chile invirtió más de MMUS$ 5000 en gasoductos y centrales, confiando en un suministro de gas de largo plazo desde Argentina. Importaciones desde Argentina [MMm3/día] En 2004, Argentina intervino el mercado, estableciendo cortes progresivos en las exportaciones priorizando el suministro interno. En junio 2004, el Gobierno de Chile mandató a la petrolera estatal ENAP para impulsar el desarrollo de un Terminal de GNL. El gobierno de Chile impulsó el proyecto para diversificar las fuentes energéticas para el desarrollo del país y evitar la dependencia de suministro desde Argentina, integrándose al mercado mundial de gas natural.

10 Cronología e hitos Estudios/FEED Permisos, Modelo Pool Consumidores Licitación internacional GNL y Regas Ingeniería y Negociación Contratos Construcción May-04 Jun-05 Feb-06 May-07 Jul-08 Ago-09 Ene-11 Impulso del gobierno Pool Agreement Adjudicación BG FID y cierre contratos Project Finance Operación Fast Track Operación Completa Jun-05 Concesión Marítima May-05 Ley Nº modifica Ley Eléctrica para dar estímulos Nov-05 Aprobación EIA Desde el impulso inicial transcurrieron 5 años para las primeras entregas de GNL y 6 ½ años hasta finalizar el proyecto. Multiples desafíos: o o o o o Muchos socios y multiusuario. Mercado de GNL estrecho. Mercado EPC estrecho y alza en insumos. Técnico: sismicidad, bahia congestionada, etc. Necesidad de anticipar las entregas (fast track)

11 Factores críticos para el desarrollo del Proyecto Necesidad de mercado Apoyo del Gobierno Pool Consumidores Asesores externos Más de MW en CCs en zona centro. Demanda ResCom e Industrial. Participación de ENAP (Empresa Nacional de Petróleo), como promotor, accionista y offtaker del Terminal. Modificación Ley Eléctrica Ley Corta II (Medida LP: Suministro de largo plazo a clientes regulados a través de licitaciones) ENAP, Endesa Chile y Metrogas (Dx Gas) aportaron la demanda crítica. Credit rating fundamental para respaldar inversiones y contratos. Contratación de asesores de prestigio: ingeniería conceptual (KBR), proceso licitación (Citigroup), legal (Linklaters), mercado GNL (Gas Strategies), empresas locales para estudios ambientales, legales, etc. Equipo de proyecto GNL Chile / GNL Quintero Gestión ambiental y seguridad Terminal ubicado en zona industrial. Actor responsable con comunidad y medio ambiente. Diseño con los más altos estándares de seguridad, basado en normas internacionales.

12 Agenda 2. Experiencia en GNL Quintero Desarrollo del proyecto Tecnología adoptada Operación comercial Efectos en el sector gas y eléctrico

13 El terminal fue construido de acuerdo a altísimos estándares de Eficiencia y Seguridad Descripción general del Terminal Bahía de Quintero Layout del P royecto Estanques : 2 x m3 + 1 x m3 Muelle: mts, 5 brazos descarga Planta : 2 ORV + 1 SCV Metaneros : m3 Diseño: anti-sísmicos y muelle anti-tsunami Inversión: MMUSD Área de equipos complementarios Estanques de LPG ENAP Estanques de Kerosene ENAP Camino público Océano Pacífico Camino público Estanque de alm acenam iento GNL temprano Estanques de almacenam iento GNL Vía férrea Ductos GNL Salida gas natural Línea de tierra Área de proceso Estanques de Crudo ENAP con techo flotante Instalaciones ENAP

14 Proceso e instalaciones Esquema del P royecto Esquema del P royecto 1. MUELLE Longitud: metros (off shore) 12,5 metros sobre nivel del mar, 24 metros de calado 3 brazos de descarga + 1 de retorno gas + 1 híbrido ( m3 de GNL por hora) Metaneros: m3 Sistema de descarga de Sistema buques de descarga de buques Línea de descarga de Línea GNLde descarga de GNL Linea de retorno de Linea vapor de retorno de vapor 12,000 m 3 / h 12,000 m 3 / h Quema / Venteo Quema / Venteo 142 ton/ h (c/ u) 142 ton/ h (c/ u) 3. ORV (Vaporizadores de Panel Abierto) GNL sube por paneles de aluminio a -161 C, es calentado por el agua de mar. El agua de mar fluye en contraflujo al GNL, reduciendo su temperatura en 5. Toma de Agua Toma de de mar Agua de mar Salida de Agua Salida de de mar Agua de mar Vaporizadores de Vaporizadores agua de mar de agua (ORVs) de mar (ORVs) Gas Natural Gas Natural 393,750 m 3 / h (~ 9.5 MMm 3 / d) 5b. 393,750 GAS NATURAL m 3 / h (~ 9.5 MMm 3 / d) Sistemas de Medida, Sistemas Regulación de y Medida, Odorización Regulación y Odorización 5a. CAMIONES CON GNL 4 islas de carga de GNL en camiones, capacidad total de 48 camiones/día (2.500 m3 de GNL) Conexión a Conexión Gasoductoa Gasoducto Capacidad de entrega ~ 9,6 MMm3/d, con ampliación próxima a 14,4 MMm3/d Tanque de GNL Tanque Fast de Track GNL 1 x 10,000 Fast Track m 3 1 x 10,000 m 3 2. ESTANQUES Tanques de GNL 2 Tanques x 160,000 de GNL m 3 brutos 2 x 160,000 m 3 brutos 2 x m3 (full) + 1 x m3 (single) Aisladores sísmicos en la base Compresores de Compresores Boil-Off de Boil-Off Recondensador Recondensador Bombas de Bombas Alta Presión de Alta Presión Vaporizador de Combustion Vaporizador Sumergida de Combustion (SCV) Sumergida (SCV) [Back Up] [Back Up] 4. SCV (Vaporizador de Combustión Sumergida) Se emplea como respaldo. Es una piscina de agua desmineralizada, que se calienta por combustión de gas natural. Usa aproximadamente el 1,5% del GNL procesado. Ciclo combinado de 400MW con factor de planta 68% Ciclo combinado de 400MW con factor de planta 68% requiere 4,5 barcos de m3 GNL /año requiere 4,5 barcos de m3 GNL /año

15 Muelle y estanques

16 El terminal fue construido de acuerdo a altísimos estáncondares de Eficiencia y Seguridad Patio de carga de camiones

17 Terminal en tierra o flotante, de qué depende? Capex Terminal On Shore Mayor Terminal Flotante (FSRU, FSU) Menor Barco se puede chartear (Opex). Plazo construcción 3 años 1,5 2 años Almacenamiento Incluye 2 o más tanques. Solo 1 tanque en barco. Escalamiento Flexibilidades Puede crecer y desarrollar economías de escala. No tiene uso alternativo. DifÍcil de ampliar Se puede redestinar (otro Terminal o Transporte). La elección depende principalmente de la demanda (cantidad, interrumpibilidad, CP-LP, etc.) y de la urgencia para disponer del GNL. El Terminal de Quintero fue planeado fijo en tierra, como solución de largo plazo. Pero la versatilidad de la tecnología permitió anticipar la disponibilidad del gas natural con una solución transitoria flotante (fast track).

18 Agenda 2. Experiencia en GNL Quintero Desarrollo del proyecto Tecnología adoptada Operación comercial Efectos en el sector gas y eléctrico

19 El terminal fue construido de acuerdo a altísimos estáncondares de Eficiencia y Seguridad Modelo comercial del Terminal de Quintero Sale and Purchase Agreement (SPA) Terminal Use Agreement (TUA) Suministrador 1 Suministrador 2 Suministrador n SPA 1 SPA 2 SPA n GNL Chile (Comercializadora) Endesa Chile: 33% Metrogas: 33% ENAP: 33% GNL Quintero (Terminal) Oman Oil - ENAGAS: 40% Endesa Chile: 20% Metrogas: 20% ENAP: 20% Gas Supply Agreement (GSA) Gas Buyer 1 GSA 1 Gas Buyer 2 GSA 2 Gas Buyer n GSA n GNL Chile (comercializadora) tiene contratada con GNL Quintero la capacidad actual del Terminal y tiene derecho a requerir expansiones del mismo. GNL Chile, actuando en representación de sus Gas Buyers, contrata el suministro de GNL de distintos proveedores. A través de contratos GSA, GNL Chile vende a sus Gas Buyers, en base pass through (costo GNL + tarifa Terminal), el gas natural y GNL (camiones).

20 Capacidades y uso efectivo del Terminal 4,8 2da Expansión (3er tanque + ORV = MMUSD) Fecha: 3-4 años desde FID 1ra Expansión (ORV = 25 MMUSD) Fecha: 1T-15 4,8 Capacidad Actual 9,6 Factor de utilización de Terceros: 79% Factor de utilización de Endesa: 94% Uso de 85% en los últimos 3 años, supera uso normal de estos terminales. Driver del consumo ha sido la Gx eléctrica, favorecida por larga sequía. Acceso de otros generadores mediante reventas de los Gas Buyers originales.

21 Contratos GNL y diferencias con gas regional Gas Regional (ducto) GNL (barcos) Plazo contrato Flexible Usual largo plazo Indexación Precios más bajos, con opción de marcadores locales. Precios altos (> 10 USD/MMBTU), con marcadores internacionales. Take or Pay Más flexible Inflexible (> 75%) Programación Semanal Diaria Anual - Trimestral Garantías Investment grade Investment grade no es suficiente GNL es más costoso y menos flexible que el gas regional. Sin embargo, su mercado es más profundo y por tanto el riesgo de desabastecimiento, menor.

22 Demanda mundial de GNL Consumo mundial gas: bcm Flujos de GNL: 325 bcm (9,7%) Norte y Centro América 15 bcm (4,6%) Europa y Eurasia 51,5 bcm (15,8%) Medio Oriente 4,5 bcm (1,4%) Asia Pacífico 238 bcm (73,2%) Sudamérica Argentina: 6,9 Brasil : 5,1 Chile : 4,1 16,1 bcm (5%) Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2014 Chile es un pequeño actor en el mercado del GNL. Es tomador de precios con poco poder de negociación.

23 Estructura de precios del GNL Henry Hub NBP Suministro Indexado a petroleo (Brent JCC) y GNL (JKM) Mercado no commoditizado, con precios e indexadores zonales. Alto poder en la oferta, al menos hasta fines de la decada Henry Hub / Brent Fuente: GNL Quintero Elaboración Propia

24 Complejidad de la operación con GNL Evolución Inventario 2014 [MMm3/día] Programa anual de embarques (ADP) se realiza 4 meses antes del inicio del año, con incertidumbre de la demanda esperada. Capacidad de almacenaje permite regulación limitada. Desvíos del ADP son onerosos, al implicar negociaciones con proveedor de GNL y acuerdos/indemnidades con otros clientes en Terminal multiusuariuo.

25 Agenda 2. Experiencia en GNL Quintero Desarrollo del proyecto Tecnología adoptada Operación comercial Efectos en el sector de gas y eléctrico

26 Recuperación del mercado de gas en Chile Flujos gas argentino + GNL [MMm 3 /día] El GNL ha permitido la reactivación de toda la cadena de gas en Chile: ResCom, Industrial y Gx. El GNL ha provenido de origenes diversos: T&T, Egipto, Guinea Ecuatorial, Argelia y Qatar, entre otros, diversificando y haciendo más confiable la fuente de suministro. Se han enfrentado contingencias (falla producción, avería embarque), sin afectación del suministro de gas del país.

27 Penetración del GNL en generación eléctrica Generación SIC Año 2013 Generación SING Año GWh GWh 5% 1% 4% 8% 0% 1% 0% 9% 33% 38% 19% 82% Hydro Gas Coal Fuel/diesel Wind farm Others Hydro Gas Coal Fuel/diesel Wind farm Others El SING es un sistema sobreofertado. La generación a carbón desplaza participación del GNL en el SING

28 Efectos de la introducción del GNL en el SIC Alta generación diesel, por shock producido por cortes de suministro desde Argentina Reemplazo de combustibles líquidos, con menores costos e impacto ambiental para el sistema A partir de la entrada del Terminal de GNL Quintero, se estima un ahorro por menores consumos de líquidos superior a MMUSD (3.000 en sector eléctrico y en sector gas).

29 Agenda 3. Perspectivas futuras del GNL en Chile Contexto energético en Chile Desarrollo del GNL en Generación

30 Contexto energético en Chile MW han sido retrasados Castilla (Carbón) MW RCA Aprobada (EIA). Revocada por la Corte Suprema. Chiloé (Eólica) 112 MW RCA aprobada por el SEA. Corte de Apelaciones de Puerto Montt rechaza recurso de protección de comunidad indígena, quienes apelan. Corte Suprema revoca sentencia de primera instancia y acoge recurso, invalidando la RCA. Titular ha reingresado a trámite. Punta Alcalde (Carbón) 740 MW RCA Rechazada por el SEA (EIA). Revertida (aprobada) por Comité de Ministros. Corte de Apelaciones de Santiago acoge recursos contra la decisión del Comité de Ministros (se apela) Finalmente, la Corte Suprema aprueba el proyecto. Pirquenes (Carbón) 50 MW RCA aprobada por el SEA (DIA). Corte de Apelaciones de Concepción revoca RCA y ordena evaluación ambiental vía EIA. Río Cuervo (Hidro) 640 MW RCA aprobada por el SEA (EIA). Corte Suprema acoge recurso de protección y ordena realizar estudios de suelo y continuar evaluación ambiental. Finalmente, el SEA aprueba el proyecto. Proyectos desistidos Farellones (800 MW) Cruz Grande (300 MW) Barrancones (565,5 MW) Total: ~1.660 MW Tramitación ambiental/política/judicial HidroAysén Punta Alcalde Río Cuervo Castilla Neltume Pirquenes Mediterráneo Los Cóndores Eólica Chiloé 5,8 años (rechazada) 4,9 años (aprobada) 4,9 años (aprobada) 3,7 años (rechazada) 3,5 años (trámite en curso) 3,5 años (rechazada) 2,3 años (aprobada) 1,6 años (aprobada) 1,4 años (trámite en curso) Proyectos detenidos por dificultades en su aprobación Total: ~6.650 MW

31 Contexto energético en Chile La Agenda Energética propone 7 ejes y metas específicas 1. Nuevo rol del Estado 2. Mayor competencia, eficiencia y diversificación en el mercado 3. Desarrollo de recursos energéticos propios 4. Conectividad para el desarrollo eléctrico 5. Eficiencia energética 6. Impulso a la inversión en infraestructura energética 7. Participación ciudadana y ordenamiento territorial Precios Reducir 25% los precios de las licitaciones versus Reducir CMg eléctrico SIC en un 30%. Comunidad Combustibles Desarrollar al 2015 una Política Energética LP validada por la sociedad chilena (proceso participativo) Se estudiarán y definirán mecanismos para que la comunidad reciba parte de los beneficios de los proyectos energéticos que se instalen en su territorio. Diseñar sistema de estabilización de precios a los combustibles que reduzca la volatilidad. Transformar a ENAP en una empresa robusta, tal que sea un actor sólido y con protagonismo. ENAP pondrá a disposición de otro(s) actor(es) eléctrico(s) parte de su capacidad de regasificación y suministro de GNL en un contrato de largo plazo.y promoverá nuevo Terminal de GNL en el Centro Sur Plan de Obras Desarrollar proyectos hidro y termoeléctricos del Plan de Obras de la CNE. Levantar barreras existentes para las ERNC (20/25).

32 Desarrollo de nueva Gx basada en GNL? El costo actual del GNL es alto, pero existen factores que podrían impulsar su desarrollo: Combustible limpio y menos resistido por las comunidades. Potencial reducción de precios con la entrada del shale gas. Estructura fijo-variable, siempre que se logre flexibilizar los contratos de GNL. Menor huella de carbono para exportaciones mineras Capacidad para regular volatilidad de otras tecnologías (ej. eólica) MW MW Con GNL a 15 USD/MMBTU MW MW USD/Ton 80 Con GNL a 12,5 USD/MMBTU Hidro Solar Eolica Geotermia Carbón GNL En un contexto con fuerte resistencia socio ambiental a las centrales mega hidro y carbón, el GNL puede tener potencial de desarrollo en el mediano y largo plazo. La evolución de las condiciones de precio del mercado de GNL y la flexibilidad de los contratos será determinante para una mayor penetración del GNL en Gx.

33 Potencial nueva infraestructura de gas Proyecto en Construcción CC Kelar (517 MW) FSRU GasAtacama 10 MMm3/dia SING SIC CC Luz Minera (780 MW) Cierre CC Taltal (120 MW) FSRU Colbún/Gener 10 MMm3/dia Cierre CC Candelar. (120 MW) FSRU Octopus (o alternativo) 15 MMm3/dia CC El Campesino (1140 MW) Más de MW en proyectos Gx. 10 MMm3/d en potenciales ampliaciones de terminales existentes. 35 MMm3/d en potenciales nuevos terminales

34 Agenda 4. Reflexiones finales

35 Reflexiones finales La introducción del GNL en Chile se produjo en respuesta a la crisis por recortes de gas desde Argentina. El proyecto fue complejo y requirió un gran compromiso de los offtakers para concretarlo: la tecnología era desconocida para el país. se requería una gran alianza entre gobierno y empresas privadas, para asumir importantes compromisos e inversiones. se enfrentaron muchas dificultades (poder de la oferta, falta de liquidez del mercado, alza en insumos, etc.). Factores críticos para el desarrollo del Terminal de Quintero: demanda de gas insatisfecha. Impulso y compromiso del gobierno con el proyecto. constitución de un pool de offtakers fuerte. aceptación social del proyecto. conformación de un buen equipo de proyecto + asesores de prestigio.

36 Reflexiones finales El precio actual del GNL es alto y su operación compleja. contratos de suministro implican apuestas millonarias contra marcadores de precios internacionales. el mercado spot es volátil y a veces poco liquido. la logística de embarques lo torna menos flexible. No obstante, la experiencia del GNL en Chile ha sido muy positiva: se pudo reconstruir un mercado de gas casi extinto se han realizado ahorros de más de MMUSD para el sistema gas-electricidad beneficio ambiental por sustitución de combustibles líquidos. extensión del gas a nuevas zonas del país mediante ducto virtual (camiones). Existe mucho interés del gobierno y en el mercado por lograr una mayor penetración del GNL, pero se deben despejar algunos factores: cambios regulatorios al modelo de Terminales. la competitividad futura de este insumo en Gx eléctrica. precios y flexibilidad de los contratos de GNL (impacto shale gas). medidas concretas de apoyo del gobierno. aceptación social de los proyectos.

37 Introducción GNL en Chile Juan Oliva SubGerente Regional de Combustibles Costa Rica, Agosto 2014