Transcript Descargar

El Aporte de Gas en la Matriz, el aporte de GDF Suez
Juan Clavería CEO GDF Suez Chile
Antofagasta, 7 de Agosto de 2014
GDF Suez en el Mundo y en Chile
2
2
Presencia Mundial
América del Norte
Houston
Capacidad en operación
13.2 GW
Empleados
2,100
EBITDA: €1.0 bn
UK-Europa (+Turquía)
Londres
Capacidad en operación
9 GW
Empleados
1,200
Asia-Pacifico
Bangkok
EBITDA: € 0.5 bn
Capacidad en operación
12.0 GW
Empleados
2,100
EBITDA: € 0.8 bn
América Latina
Santiago
Sur Asiático, Medio Or.
& África (SAMEA)
Dubai
Capacidad en operación
12.9 GW
Empleados
3,300
Capacidad en operación
26.8 GW
EBITDA: € 1.5 bn
Empleados
1,800
EBITDA: € 2.0 bn
Generación
3
GNL/Gas
Venta
Desalación de agua
3
Una matriz equilibrada de producción de energía
•
114 GW
de la capacidad total
instalada
•
7.2 GW
en construcción, 80% de
ellos en áreas de alto
crecimiento: México y
América Latina; Medio
Oriente, Turquía y
África; Sur-Este de
Asia
•
Flexible,
capacidad de
generación de alto
rendimiento con bajas
emisiones de carbono
Capacidad instalada de GDF SUEZ
al 30 de Diciembre 2013*
Otros 4%
Gas Natural
60%
Energía eólica 3%
1%
Biomasa y
biogás
114 GW
14%
Energía hidroeléctrica**
5%
Nuclear
13%
Carbón
* Incluye 100% de la capacidad de activos de GDF SUEZ
** Incluye “pumped storage”
4
4
Presencia y experiencia internacional en GNL
5
5
GDF SUEZ en Chile
Energy
International
ENERGY
SERVICES
Latin America
Suez Energy
Andino
LABORELEC
CHILE
52,76%
100%
Generación de energía, a través de una
matriz diversificada (GNL, carbón,
diésel, mini hidroeléctrica)
Capacidad instalada: 2,030 MW
63,0%
Suministro de gas
natural para usos
industriales
100%
100% energías renovables:
Degrémont
Monte Redondo 1 parque eólico (38 MW)
Importación de GNL, almacenamiento
y re-gasificación (5,5Mm3/día)
SING
Monte Redondo 2 parque eólico (10 MW)
Laja I mini hidroeléctrica (34,4 MW – en pruebas)
SIC
66
El Grupo en Chile – Hitos relevantes
 1913: Central térmica concebida para suministro de mina Chuquicamata
 1995: Codelco vende 1/3 participación
— 1/3 Adquirido por Tractebel (hoy GDF SUEZ). Control de la compañía por pacto de accionistas
— 2/3 de la propiedad permanece en Codelco
— Parque de generación fundamentalmente Carbón y Petróleo
 2000: Llegada Gas Natural Argentino. Construcción de Gasoducto y Ciclo Combinado de Tocopilla
 2002: Compra de Edelnor por parte de GDF SUEZ y Codelco
 2010: Enero, fusión de activos de GDF SUEZ y Codelco en el SING
—
—
—
—
GDF SUEZ:
52.4%
Codelco:
40.0%
Minoritarios:
7.6 %
Edelnor consolida el holding de: Electroandina (100%), CTA (100%), CTH (60%), GNAC & GNAA (100%)
 2010: Abril, Edelnor cambia nombre a E·CL
 2011: Codelco vende su participación en el Mercado
— GDF SUEZ
— Minoritarios
7
52.76%
47.24%
7
Gas Natural en Chile
8
8
Gas Natural en Chile
 A fines de la década de los ’90, irrumpe en el escenario
energético chileno la posibilidad de contar con Gas
Natural para distribución y generación eléctrica, en
condiciones de precio muy favorables y en un marco
geopolítico y de integración regional muy auspicioso
con Argentina
 Tanto en el SING como en el SIC el mercado respondió
activamente, desarrollando varios gasoductos entre
Argentina y Chile, construyendo unidades de Ciclo
Combinado y Ciclo Abierto
 Todo ello terminó abruptamente a fines del año 2003,
cuando comienzan los primeros cortes del suministro
de Gas Natural
9
9
Gas Natural en Chile
 Una de las últimas políticas de inversión público-privada, en materia energética, se
comienza a elaborar a fines del período del 2000-2006 y continuó en el periodo 2006-2010:
La construcción de dos terminales
de regasificación, uno en la zona
central y otro en la zona norte, en
donde concurrieron los esfuerzo de
empresas públicas y privadas. Tal
es el caso de ENAP / Metro Gas /
Endesa, en el terminal de
regasificación de Quintero y
Codelco / GDF Suez en el caso del
terminal de regasificación de
Mejillones… Así se dio inicio a GNL
Mejillones
10
10
GNL Mejillones
 Inversión Total: USD 750 millones
 Capacidad de regasificación: 5,5 Mm³/día,
equivalente a 1.000MW de generación CC
 Fase 1:
• Unidad de almacenamiento flotante de
capacidad app. 150.000 m³ de GNL
• COD: Junio 2010
11
 Fase 2:
•
•
•
•
Inversión USD 200 millones
Estanque de almacenamiento en tierra
Diseño antisísmico
Capacidad de almacenamiento de app.
187.000 m³ de GNL
• Período de construcción: 40 meses
• COD: Febrero 2014
11
GNLM como un hub de energía
Cabotaje barcos
mediano tamaño
Terminal de Regasificación
E·CL
CCGT CTM3
Mejillones
250MW
GasAtacama
CCGT CC1&2
Mejillones
780MW
Ampliación:


E·CL
CCGT U16
Tocopilla
400MW
Más trenes de regasificación  10 Mm3
Más almacenamiento  otro estanque
Endesa
OCGT 1&2
Paposo
240MW
Uso Industrial
12
Gasoductos
12
Situación actual
13

Aumento de precio de commodities

Alto crecimiento

Aumento significativo de costos y plazos para llevar a cabo proyectos

Restricciones y limitaciones de transmisión que no propenden asociatividad y limita
entrada de nuevos entrantes

Escasez y dificultad de construcción de proyectos de energía base

Elevados costos marginales
13
El aporte de GDF Suez a Chile
14
14
Transmisión
Qué riesgo se corre al sobre invertir en Tranmisión?
 ¿
Más inversión en
Transmisión
Mejora oferta de
generación
Debido a:
 Menores pérdidas de
transmisión
 Menor congestión
 Menores riesgos para
pequeños generadores
Situación Actual
15
Sobre inversión
Más competencia
15
NORTE: polo de desarrollo termoeléctrico convencional y de
energía renovable
Situación 2014
Situación Proyectada
Polo Termoeléctrico
Mejillones
Mejillones
Tal Tal
Tal Tal
 Capacidad Disponible en
base a unidades Ciclo
Combinado:
 CTM3 E·CL: 250 MW
Potencial área de
desarollo minero /
industrial y ERNC
Alto Jahuel/Polpaico
 Gas Atacama: 780 MW
Alto Jahuel/Polpaico
 Terminal GNL con
capacidad disponible para
regasificación
Construido:
Línea Transelec 500 kV
Charrúa
Charrúa
Línea 220 kV
En Construcción:
Puerto Montt
Puerto Montt
Línea TEN 500 kV
Línea ISA 500 kV
Potencial:
Up-grade 220 a 500 kV
Extensión Línea 500 kV
hacia el Norte
16
16
Desarrollo de Nuevas Unidades de Generación
 SING




Potencial para desarrollos de proyectos termoeléctricos, tanto en base a carbón como a GNL
Terrenos disponibles para el desarrollo de proyectos de energía de base
Terminal de GNL para abastecer nuevas centrales de ciclo combinado
Gran potencial solar y factibilidad de terrenos para desarrollas plantas fotovoltaicas y termosolares




Restricciones ambientales para desarrollos termoeléctricos.
Importante potencial solar en la Tercera Región
Restricciones de terrenos.
Potencial para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos, pero incorporando tempranamente a
las comunidades que los rodean
 SIC
17
17
Nuestro proyecto estará disponible el 2017
Características del Proyecto Etapa Línea Adicional 500kVac
Mejillones-Cardones
Conexión
Mejillones (Antofagasta) –
Cardones (Copiapó)
Empresa TEN S.A.
Transmisión Eléctrica del Norte S.A.
100% E-CL
Largo
~600 km
Capacidad máxima (N-1)
1.500 MVA
Capacidad térmica conductor
> 2.000 MVA
Tecnología
Doble circuito HVAC
Voltaje
500 kV
CAPEX
~700 MUSD
Ingeniería detalle
6 meses
Período Construcción
30 meses
Inicio Esperado Op. Comercial Junio 2017
18

Contrato EPC firmado con ALUSA,
con equipos a ser suministrados por
ALSTOM

La Línea HVAC tiene una capacidad
de transmisión máxima de hasta
1500 MVA por circuito, cumpliendo
con criterio N-1

Ingeniería básica desarrollada por
ALUSA/DESSAU para la Línea y
SS/EE Elevadora, Compensadora y
Reductora. Ingeniería de detalle en
desarrollo

El proyecto tiene la potencialidad de
convertirse en la Interconexión de
ambos sistemas
18
Interconexión SING-SIC en base al Proyecto 500kVac de TEN
 La interconexión de los sistemas SING y SIC ofrece una serie de
ventajas:
— Estabilidad de precios debido a menor volatilidad hidrológica
— Potencia y facilita desarrollo de proyectos mineros e industriales a lo largo
del trazado del proyecto
— Facilita la incorporación de energía eólica y solar a lo largo de su trazado
— Aumenta la competencia del sector eléctrico
— Provee respaldo mutuo a los sistemas (caso terremotos)
— Facilita un desarrollo mas armónico de parque generador
— Reducir costos adicionales (RM39, DS130)
 Una ventaja adicional, que sólo puede aportar este proyecto, es la
disponibilidad temprana de generación de base (2017)
19
19
Dos terminales, al menos, soportando el crecimiento de
energía de base con GNL
GNL ofrece soporte y flexibilidad a la operación
 Entrega multiterminal
 Traspaso entre terminales
20
 Condiciones de hidrología
extremas pueden llevar a
saturación de los sistemas
de transmisión
 Asimismo, alta
concentración de energías
renovables pueden
provocar similar efecto
 Disponer de contratos de
suministro de GNL que
contemplen entregas en
diversos terminales sería
de gran ayuda
 También se puede
considerar el transporte de
menores volúmenes de
GNL (gasoductos
virtuales)
20
La interconexión AC sustenta el desarrollo ERNC
Energía Eólica & Solar (intermitente) – complementariedad con GNL/Hidroelectricidad

El Norte de Chile cuenta con un recurso solar
excepcional y los costos de la tecnología fotovoltaica
se han reducido drásticamente

Sin embargo, la energía solar también presenta
volatilidad, aunque mucho más predecible que la
generación eólica

El costo de generación de la energía eólica ha alcanzado precios
competitivos en zonas con buenos vientos

Sin embargo, requiere respaldo rápido para absorber su alta
volatilidad

Así pues, el costo de suministro asociado (y también las emisiones
finales) dependen del tipo de respaldo utilizado
Perfil diario de Generación Solar
Perfil diario de Generación eólica
Parque eólico Monte Redondo
MWh/h
50
45
40
35
30
25
20
15
10
Soleado
Nublado
5
0
1
2
3
4
5
6
7
8
Promedio 2012
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
14 Julio 2012
15 Julio 2012
21
21
La interconexión AC sustenta el desarrollo ERNC
Balance mediante la interconexión
 La Interconexión posibilita el respaldo de ambos sistemas y también aprovechar de manera
óptima los recursos de generación
 El análisis de los flujos a través de la interconexión muestra operación en ambos sentidos,
tomando en cuenta los múltiples escenarios posibles (hidrologías, ERNC, GNL, etc.)
SIC  SING
SING  SIC
82%
22
SIC  SING
SING  SIC
75%
SIC  SING
SING  SIC
79%
22
22
Interconexión SING-SIC en base al Proyecto 500kVac de TEN
 Una vez interconectados los sistemas:
— Analizar la necesidad de construir una SS/EE Back-to-Back, que permita separar y
mantener dos subsistemas, uno norte y otro centro sur, equilibrados en demanda y
potencial desarrollo
— La demanda del norte de Chile es principalmente minero industrial, mientras que la
demanda en el centro sur tiene una fuerte componente residencial
— Podría facilitar la aplicación de políticas y procedimientos no necesariamente iguales
en cada subsistema, debido a su naturaleza
•
23
Uso de EDAC’s y EDAG’s
23
Futuro Sistema Interconectado
Situación prevista para 2025 
Mejillones
Tal Tal
Back to back para separar dos
subsistema eléctricos, uno Norte –
orientado a Minería y otro Centro Sur
orientado a Distribuidoras
Alto Jahuel/Polpaico
Charrúa
Línea adicional de inyección
1.500 MW - HVDC
Para traer todo el potencial termoeléctrico del Norte
y posibles Interconexiones Regionales
Puerto Montt
Desarrollo de energías
hidroeléctricas del extremo
sur
Línea 500 kV
Línea 220 kV
24
24
GRACIAS !