La Industria Eléctrica en el SING: Enfrentando la Crisis. Relator: Enzo Quezada Zapata Cargo: Gerente Comercial Fecha: 9 de Octubre de 2008

Transcripción

1 La Industria Eléctrica en el SING: Enfrentando la Crisis Relator: Enzo Quezada Zapata Cargo: Gerente Comercial Fecha: 9 de Octubre de 2008

2 20 Crisis en los Precios Internacionales de los Combustibles US$/MBtu 10 5 WTI (US$/bbl) API 4 (US$/Ton) US$/bbl US$/Ton Gas Argentino (US$/Mbtu) WTI (US$/bbl) API4 (US$/Ton) GN Argentino (US$/Mbtu)

3 Alza de los Costos de Operación del SING Di + FO 2% Gas Natural 42% Carbón 56% Di + FO 59% Carbón 32% Gas Natural 9% US$/MWh Costo Operación Año Millones US$ Costo Operación Año Millones US$ Proyección últimos 4 meses Costo Medio de Operación Ago Fuente: CDEC-SING

4 Alza de Costos en Infraestructura (1/2) Fuente: Estudio publicado Society of Petroleum Engineers (SPE) Gulf Coast Section.

5 Alza de Costos en Infraestructura (2/2) Incremento de costos Aumento en costos de mano de obra, equipos e ingeniería Margen contratista Hasta el año 1985 su margen estaba entre 6% a 10%. Entre los años 1990 al 2002 estuvo entre 2% y 5% Hoy los contratistas exigen márgenes entre 10% a 12% Premio por riesgo al contratista El premio exigido es mayor en la medida que sea mayor el riesgo En la actualidad los proyectos llave en mano presentan un mayor riesgo

6 Cambios en el Abastecimiento de la Demanda de Energía MW Despachado v/s MW Instalado DI + FO 316 MW Carbón 1206 MW DI + FO 316 MW DI + FO 35 MW Carbón 800 MW DI + FO 316 MW Carbón 1048 MW DI + FO 9 MW Carbón 590 MW Gas Natural 683 MW Gas Natural 2074 MW DI + FO 80 MW CC Diesel 437 MW Carbón 865 MW GN 195 MW CC Diesel 1047 MW Carbón 1206 MW GN 230 MW Hasta ago Hasta ago Margen de Reserva [MW] Precio de Nudo [mills] 34,11 24,21 103,54 Costo Marginal [mills] 31,70 28,78 217,93 PAGO DE CLIENTES [CentUS$/lb] 3,03 2,69 12,42 (*) Unidades monetarias en valores reales. Producción de cobre incluye mina, fundición y refinado (Cochilco). Pago de clientes considera precio de nudo.

7 Rentabilidades Exiguas en el Pasado 14.2% ROA EA ROA ED 8.7% 5.8% 3.2% 4.2% 3.6% 5.6% 5.1% -0.8% 0.4% -1.7% -0.5% -1.8% -3.3% -0.3% -2.0% -1.5% -2.3% -1.2% -6.9% ROA Electroandina últimos 10 años: 0,8% ROA Edelnor últimos 10 años: 2,8 % NOTA: Para los efectos de este gráfico, se ha replicado para el 2º semestre de 2008 las utilidades obtenidas durante el 1º semestre de dicho año, por lo que la información contenida en él en ningún caso puede estimarse como una proyección de utilidades para el 2º semestre de 2008.

8 CNE proyecta mayores CMG s y Cero gas argentino 250 ITP Octubre US$/MWh ITD Octubre 2007 ITD Abril (*) (*) 0 Oct-08 Ene-09 Abr-09 Jul-09 Oct-09 Ene-10 Abr-10 Jul-10 Oct-10 Ene-11 Abr-11 Jul-11 Oct-11 Ene-12 (*) CNE supuso que al menos llegaba algo de gas durante los meses de verano

9 Enfrentando la Crisis: Entrada y Salida de Unidades Salta f/s Barriles CTA CTH +165 Ang. 1 y MW Netos CC1 Diesel f/s U16 Diesel f/s +450 U16 GNL GAG GNL Instalado Carbón GNL Gas Natural CC Diesel Diesel + FO

10 Balance Oferta Demanda Media de Energía MW Disponible ?? Instalado (*) Carbón Gas Natural CC Diesel Diesel + FO GNL (*) Datos proyectados.

11 Enfrentando el Corto Plazo: Central Barriles Desarrollo en sólo 1 año Descripción General: 10 motores Sulzer usados, de 10 MW c/u. Combustible: petróleo pesado FO6. Inversión estimada: US$ 100 millones. Puesta en Servicio: Enero Beneficios para la Industria: Único aporte para el SING en el año 2009 entre los actores de generación. Incremento en seguridad de abastecimiento. Disminución de costos marginales. Generación equivalente a consumo de Minera Gaby o 2/3 Minera Esperanza. Proyecto desarrollado en tiempo record desde orden de compra de motores hasta puesta en servicio: Compra de motores en Enero 2008 y puesta en servicio en Enero Mismo proyecto con motores nuevos hubiese operado en Enero 2010.

12

13 Enfrentando el Mediano Plazo: U16 de Electroandina con GNL Asegura el suministro en el período Descripción General: Generación del ciclo combinado U16 con GNL Beneficios para la Industria: Incremento de la oferta de energía. Mejora en la confiabilidad del sistema. Disminución de costos marginales. Apoyo a los grandes clientes mineros en el fomento del GNL. Disminución del nivel de emisiones. Aún existe capacidad disponible en la U16 para GNL.

14

15 Enfrentando el Largo Plazo: Central Andina y Central Hornitos Primeras centrales térmicas post crisis gas argentino Descripción General: Generación de 165 MW por unidad. Caldera de Lecho Fluidizado. Inversión estimada: US$ 370 millones. Puesta en Servicio: 2º Semestre Beneficios para la Industria: Abastecen aprox. el 20% de la demanda con energía eficiente. Incremento significativo en la seguridad de suministro. Disminución de los costos marginales. Tecnología más respetuosa del medioambiente (SOx, NOx y MP): Menos SOx al usar caliza en combustión. Menos NOx por temperatura de combustión baja. Menos emisiones de material particulado. No requiere partida con petróleo diesel. Puede quemar Biomasa y apoyar ERNC. Flexibilidad de combustibles. Decidida su inversión en momentos de escasez de EPC s.

16

17

18 La Industria Eléctrica en el SING: Enfrentando la Crisis Relator: Enzo Quezada Zapata Cargo: Gerente Comercial Fecha: 9 de Octubre de 2008