El Gas Natural en Chile, Nuevo Impulso

Transcripción

El Gas Natural en Chile,
Nuevo Impulso
José Antonio Ruiz F.
Jefe de la División Seguridad y Mercado Hidrocarburos
Concepción, 14 de Agosto de 2014
El Gas Natural en Chile, Nuevo Impulso
Contenido
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
La agenda de energía y el impulso al gas natural
La participación del gas natural en la matriz energética nacional
Infraestructura de gas natural relacionada a la VIII Región
El terminal GNL Quintero, su desarrollo y relación con la VIII Región
Proyección del mercado del gas natural en la VIII Región
El gas natural vehicular
Estudios actuales de la región
Ministerio de Energía
La Agenda de Energía y el impulso al Gas Natural
Un nuevo rol de ENAP
•
Se fortalecerá el rol de ENAP como empresa de hidrocarburos en el país,
profundizando su participación en la exploración y explotación de
petróleo y gas natural, con un esfuerzo especial en la cuenca de Magallanes,
en petróleo y gas no convencional.
•
Se hará que ENAP tenga un rol activo para la seguridad de suministro de
combustibles líquidos y gas natural para el país. Se fortalecerá su logística
relacionada al abastecimiento de combustibles del país y se impulsará el
desarrollo del gas natural en la matriz energética nacional.
Se promoverá el uso de GNL en la generación eléctrica en reemplazo
del diésel, junto con uso industrial y residencial
Medidas corto plazo (2015-2019):
• ENAP ofrecerá contrato gas natural y capacidad regasificación por 1,1 MMm3
año a generadores eléctricos por diez años.
Medidas mediano-largo plazo (2020):
• Se promoverá la ampliación del terminal de Quintero a 20 MMm3/día,
junto con el ofrecimiento de nuevos contratos de GNL por 3 MMm3/día, lo
que permitiría el funcionamiento de 2 ciclos combinados adicionales.
• Se impulsará la construcción de un tercer terminal de GNL en el país, en
la zona centro- sur, para lo cual ENAP se involucrará en el desarrollo de un
proyecto económicamente factible que lo materialice.
Propuesta legal para regular la fijación tarifaria del mercado de
distribución de Gas de Red
Se resolverá el vacío legal para determinar las tarifas de gas de empresas
concesionarias que superen el límite de rentabilidad máxima permitida
mediante una metodología de tarificación a costo medio, en base a una
empresa eficiente similar a otros servicios públicos, basado en estudios
externos, con instancias de participación ciudadana y mecanismo arbitral de
solución controversias.
La participación del gas natural en la matriz energética
nacional
Consumo Nacional de Gas Natural por Sector
Inicio de la crisis del gas
Inicio de las
operaciones
de GNLQ
Inicio de las
operaciones
de GNLM
Fuente: Elaboración propia
La participación del gas natural en la matriz energética
nacional
Consumo de Gas Natural en la VIII Región por Sector
Inicio operación planta
Regasificadora Pemuco
Fuente: Elaboración propia
Infraestructura de gas natural relacionada a la
VIII Región
Gasoducto del Pacífico y distribuidora Innergy
Planta Nueva Aldea
TALCAHUANO
Pemuco
Planta Orafti
1
3
Central Campanario
2
1
2
3
Lateral Charrúa
Lateral Paso Hondo-Nacimiento
Lateral La Leonora
Gasoducto del Pacífico y sus laterales
Laterales y ramales propiedad de Innergy
Carretera o caminos principales
Intergas y Gas Sur
En proyecto
Fuente: Innergy
Infraestructura de gas natural relacionada a la VIII
Región
Gasoducto del Pacífico y distribuidora Innergy
Capacidad del gasoducto del Pacífico: 9,5 MMm3/día.
Capacidad de sus principales laterales:
•
•
•
Lateral Charrúa:
6,9 MMm3/día
Lateral Paso Hondo – Nacimiento: 2,7 MMm3/día
Lateral La Leonora:
3,9 MMm3/día
En promedio a julio del 2014 se transportó 0,59 MMm3/día, lo que
representa una utilización entorno al 6% de su capacidad de diseño.
Región
Gasoducto Virtual, GNL de Quintero a Pemuco
•
Transporte de una flota de 25
camiones con cisternas criogénicas,
que circulan de manera
permanente entre Quintero y
Pemuco, trasportando gas natural
en estado líquido (-161°C).
•
El GNL es regasificado en la Planta
de Pemuco y reinyectado a través
del Gasoducto del Pacífico a la
Refinería Bío Bío de ENAP para los
procesos productivos de ésta y
para el resto de la industria del
sector.
•
Comenzó a operar: Junio 2011
•
•
Recorrido: Aprox. 1.200 km (ida y vuelta)
Tiempo estimado recorrido: 26 hrs
Región
Terminal GNL Quintero
Capacidad actual de regasificación
del terminal: 10 MMm3/día
Distribución por usuario:
Endesa
3,2 MMm3/día
ENAP
3,2 MMm3/día
Metrogas 3,2 MMm3/día
VAPORIZADORES
1
El gas natural es inyectado
a un gasoducto conectado
a las redes de distribución.
2
Estanques definitivos de
160.000 m3 de capacidad cada
uno. Almacenan el GNL antes
de la regasificación.
4
Capacidad tras ampliación:
15 MMm3/día
El GNL llega
al terminal
en buques.
Distribución de capacidad
adicional de 5 MMm3/día :
ENAP
0,5 MMm3/día
Metrogas 1,6 MMm3/día
Endesa
1,6 MMm3/día
Capacidad de carga actual:
1.200 m3/día
(25 camiones)
Capacidad tras
ampliación: 2.400 m3/día
(50 camiones)
3
Ampliación a
un tercer
vaporizador
concluiría en
el cuarto
trimestre del
2014.
Patio de carga de camiones,
para trasladar el GNL a distintos
puntos del país.
Dos islas de carguío de GNL de
600 m3/día cada una.
Estanque de 10.000 m3.
Se usó como “pulmón”
en la primera fase del
proyecto (“fast track”)
Capacidad de diseño 20
MMm3/día (requiere sumar
un cuarto vaporizador y
construir un nuevo estanque)
Dueños del terminal:
Enagás + Oman Oil
ENAP
Metrogas
Endesa
Usuarios del terminal:
Endesa
ENAP
Metrogas
Región
Planta satélite de regasificación VIII Región (Pemuco)
•
Capacidad de regasificación:
600.000 Nm3/día (633.000 Sm3/día)
ENAP Ref. Bío Bío
Capacidad utilizada Sm3/día
Promedio 2013 Promedio 2014
(enero - julio)
412.187
454.211
Industria Local
90.302
92.248
Res-Com
16.904
61.335
TOTAL
519.393
607.794
•
Capacidad aprobada en DIA: 1.200.000 Nm3/día
•
Inversión: 26,5 MMUS$
•
Principales instalaciones:
 4 estanques horizontales criogénicos (200 m3 cada uno)
 4 estaciones de descarga de camiones con bombas de 36 m3/hora de capacidad.
 2 baterías con 10 vaporizadores ambientales cada una, con capacidad de 2.500
Nm3/h por vaporizador.
Fuente: Indox Cryo Energy
Región
Posibilidad de gasoducto virtual por mar
•
El GNL que llega a Quintero o a Mejillones desde los países productores
podría ser transportado vía cabotaje al sur del país.
Capacidad barcos,
(volumen de GNL)
m3
Capacidad de los terminales
(regasificación de gas natural)
m3/día
Pequeña
1.000 – 10.000
10.000 – 500.000
Mediana
10.000 – 50.000
500.000 – 2.000.000
Escala
•
Inversión:
Instalación
Barco
PSR
Estanques de
almacenamiento
Capacidad
Inversión aprox.
10.000 m3 de GNL
60 MMUS$
600.000 m3/día de gas
14.000 m3 de GNL
90 MMUS$
El terminal GNL Quintero, su desarrollo y relación con la
VIII Región
Inyecciones al Gasoducto del Pacífico: Desde Argentina y Pemuco
Inicio operación planta
Regasificadora Pemuco
El terminal GNL Quintero, su desarrollo y relación con la
VIII Región
Plantas Satélites de Regasificación (PSR) de menor capacidad
•
Desde el año 2012 Metrogas comenzó a
suministrar gas natural a través de la instalación
de pequeñas PSR en plantas industriales u otros
centros de consumo que no cuentan con redes
soterradas de distribución.
•
Las capacidades de regasificación varían desde los
3.500 a los 40.000 m3/día.
•
Inversión: Varía de acuerdo a la capacidad.
Ej.: PSR de 12.000 m3/día  US$ 420.000
Cantidad
PSR en operación*
PSR en carpeta
13
(12 en RM, 1 en
Osorno)
8
(Distribuidas en el norte
y centro-sur)
* Estas PSR pertenecen a las distribuidoras Metrogas, Lipigas, Gas Stream y Gasco.
PSR operativas distribuidas en la
Región Metropolitana
Lipigas
Metrogas
Gas Stream
Gasco
Proyección del mercado del gas natural en la VIII Región
Mercado Residencial-Comercial e Industrial
Demanda Res-Com,
MMm3/año
Año
Proyección con crecimiento
PIB = 4,5 %/año
•
•
Demanda Industrial,
MMm3/año
2020
2025
2020
2025
78,0
92,8
1.051,9
1.268,1
Consumos 2013:
• Res-Com: 23,1 MMm3/año
• Industrial: 174,1 MMm3/año
Demanda Res-Com:
Considera precio del crudo WTI constante y la elasticidad PIB – consumo energético residencial de 0,768.
Demanda Industrial: Considera la elasticidad PIB – consumo energético industrial de 0,831.
Considera sustitución de los consumos de GLP, Diesel y Petróleo Combustible N°6. Considera además la ampliación de Pemuco a 1,2 MMm3/día.
Mercado Vehicular
Generación Eléctrica
Consumo de gas natural en G/E 2020, MMm3/año
Escenario 1
Sin ampliación
Campanario
Consumo potencial GNV,
MMm3/año
Escenario
Bajo
2,1
Escenario
Alto
3,6
En base a 5.845 taxis.
Coronel TG GN
Horcones TG GN
Los Pinos GN
Newen GN
Escenario 2
Con ampliación Sin ampliación
Con ampliación
284,6
518,1
20,0
3,3
98,3
49,0
6,6
2,0
2,3
0,0
0,3
0,0
198,1
979,8
41,9
181,9
12,1
0,2
0,4
0,0
Santa Lidia GN
139,5
600,1
6,6
1,6
TOTAL
734,9
2147,2
75,8
188,8
•
•
•
•
Escenario 1: Precio del GN que permite competir a las centrales de ciclo combinado con las
centrales a carbón.
Escenario 2: Generación con un precio del GN mayor al costo de generar con carbón pero
inferior al de generar con GNL a los precios actuales.
“Sin ampliación”: Se basa en las unidades generadoras que ya están instaladas y operando.
“Con ampliación”: Considera que se realizan las ampliaciones proyectadas de las centrales
existentes y que cuentan con estudios de Impacto Ambiental aprobados.
Fuente: “Estudio de Mercado de gas natural entre las regiones del Maule y Los Lagos”, Gamma Ingenieros, diciembre 2010.
Programa de gobierno de Michelle Bachelet:
“Avanzaremos, evaluando alternativas de introducción de buses híbridos y a
gas natural en el transporte público para generar las condiciones que en las
futuras renovaciones de flota se puedan establecer premios por la introducción
de tecnologías más limpias.”
Transporte vehicular en Chile (2012)
< 0,01%
Fuente: Balance de Energía 2012, Consumo de energéticos para el transporte
Venta de GNC en estaciones de servicio
Año
GNC
(MMm3)
2011
20,4
2012
24,6
2013
29,8
Fuente: SEC
Estaciones de Servicio de GNC y el parque automotriz
Estaciones de Servicio (a junio 2014):
Existen 19 EE.SS. de GNC:
12 en RM
6 en XII Región
1 II Región (Tocopilla)
Fuente: Bencinaenlinea.cl



Parque automotriz (principios 2013)*:
6.141 vehículos
* Dado que la información fue obtenida desde la base de datos de las
revisiones técnicas, es probable que dicho valor se encuentre
subestimado ya que no estarían considerados los vehículos menores a 6
meses (periodo que realizan las revisiones técnicas los taxis) que entran
al parque el 2012.
Reglamento de seguridad EE.SS. GNL/multicombustibles
160/2008 MEC
Estudios actuales de la Región
“Costo-beneficio de implementar una red de gas natural en ciudades
con consumo intensivo de leña”
Objetivo General:
Evaluar el costo-beneficio de implementar una red de gas natural en ciudades con consumo intensivo
de leña.
• La leña representa un componente importante en la matriz energética de la zona sur del país. Este
masivo uso trae aparejado una serie de externalidades, siendo el empeoramiento en la calidad aire
una de las principales.
• Resulta de interés evaluar alternativas energéticas a la utilización de la leña en la zona sur del país.
De ellas, la que se visualiza más factible corresponde al uso de gas natural.
• En el estudio se propone evaluar los costos de implementar una red de gas natural en la zona sur
del país (entre la VIII y XI región), que sustituya, entre otros energéticos, a la utilización de leña.
• Dicha evaluación debe considerar tanto una red convencional, mediante gasoductos, o virtual, por
medio de camiones o buques, en ciudades con población a mayor a 5.000 habitantes (aprox. 70
ciudades).
• Además, se pretende estimar los beneficios asociados a la implementación de red de gas natural, en
términos de la mejora en la calidad del aire, reducción de la pérdida tributaria y la reducción de
riesgo de incendio en las viviendas.
El Gas Natural en Chile,
Nuevo Impulso
José Antonio Ruiz F.
Jefe de la División Seguridad y Mercado Hidrocarburos
Concepción, 14 de Agosto de 2014

El Gas Natural en Chile, Nuevo Impulso

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