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El Aporte de Gas en la Matriz, el aporte de GDF Suez Juan Clavería CEO GDF Suez Chile Antofagasta, 7 de Agosto de 2014
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Presencia Mundial
3
UK-Europa (+Turquía)
Londres
Capacidad en operación
9 GW
América del Norte
Houston
13.2 GW
Sur Asiático, Medio Or.
& África (SAMEA)
Dubai
Capacidad en operación
26.8 GW
Generación GNL/Gas Venta Desalación de agua
América Latina
Santiago
Capacidad en operación
12.9 GW
Empleados
3,300
Empleados
2,100
Empleados
1,200
Empleados
1,800
Asia-Pacifico
Bangkok
Capacidad en operación
12.0 GW
Empleados 2,100
EBITDA: €1.0 bn EBITDA: € 0.5 bn
EBITDA: € 0.8 bn
EBITDA: € 1.5 bn
EBITDA: € 2.0 bn
Capacidad en operación
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
114 GW
* Incluye 100% de la capacidad de activos de GDF SUEZ
** Incluye “pumped storage”
14%
Energía hidroeléctrica**
1% Biomasa y
biogás
13%
Carbón
5%
Nuclear
Gas Natural 60%
Otros 4%
Energía eólica 3%
GDF SUEZ en Chile
SIC SING
Generación de energía, a través de una
matriz diversificada (GNL, carbón,
diésel, mini hidroeléctrica)
Capacidad instalada: 2,030 MW
52,76%
63,0% 100%
Importación de GNL, almacenamiento
y re-gasificación (5,5Mm3/día)
100% energías renovables:
Monte Redondo 1 parque eólico (38 MW)
Monte Redondo 2 parque eólico (10 MW)
Laja I mini hidroeléctrica (34,4 MW – en pruebas)
Suministro de gas
natural para usos
industriales
100%
Latin America
ENERGY SERVICES
Energy International
6
LABORELEC
CHILE
Degrémont
Suez Energy Andino
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 52.76%
— Minoritarios 47.24%
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
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:
10
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
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
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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
GNLM como un hub de energía
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E·CL
CCGT U16
Tocopilla
400MW
E·CL
CCGT CTM3
Mejillones
250MW
GasAtacama
CCGT CC1&2
Mejillones
780MW
Endesa
OCGT 1&2
Paposo
240MW
Uso Industrial Gasoductos
Terminal de Regasificación
Cabotaje barcos
mediano tamaño
Ampliación: Más trenes de regasificación 10 Mm3
Más almacenamiento otro estanque
Situación actual
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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
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 Sobre inversión Más competencia
Situación 2014 Situación Proyectada
Puerto Montt
Charrúa
Alto Jahuel/Polpaico
Tal Tal
Mejillones
Puerto Montt
Charrúa
Alto Jahuel/Polpaico
Tal Tal
Mejillones
Potencial área de
desarollo minero /
industrial y ERNC
Polo Termoeléctrico
Capacidad Disponible en
base a unidades Ciclo
Combinado:
CTM3 E·CL: 250 MW
Gas Atacama: 780 MW
Terminal GNL con
capacidad disponible para
regasificación
NORTE: polo de desarrollo termoeléctrico convencional y de energía renovable
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Línea 220 kV
Línea ISA 500 kV
Línea Transelec 500 kV
Línea TEN 500 kV
En Construcción:
Construido:
Up-grade 220 a 500 kV
Potencial:
Extensión Línea 500 kV
hacia el Norte
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 termo-
solares
SIC 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
17
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
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
Nuestro proyecto estará disponible el 2017
18
Características del Proyecto Etapa Línea Adicional 500kVac
Mejillones-Cardones
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
Interconexión SING-SIC en base al Proyecto 500kVac de TEN
Dos terminales, al menos, soportando el crecimiento de energía de base con GNL
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)
GNL ofrece soporte y flexibilidad a la operación
La interconexión AC sustenta el desarrollo ERNC Energía Eólica & Solar (intermitente) – complementariedad con GNL/Hidroelectricidad
Perfil diario de Generación Solar
21
Soleado Nublado
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 eólica
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Parque eólico Monte Redondo
Promedio 2012 14 Julio 2012 15 Julio 2012
MWh/h
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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 SIC SING SING SIC SIC SING SING SIC
82% 75% 79%
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 • Uso de EDAC’s y EDAG’s
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Situación prevista para 2025
Puerto Montt
Charrúa
Alto Jahuel/Polpaico
Tal Tal
Mejillones
Línea 220 kV
Línea 500 kV
Back to back para separar dos
subsistema eléctricos, uno Norte –
orientado a Minería y otro Centro Sur
orientado a Distribuidoras
Desarrollo de energías
hidroeléctricas del extremo
sur
Línea adicional de inyección
1.500 MW - HVDC Para traer todo el potencial termoeléctrico del Norte
y posibles Interconexiones Regionales
Futuro Sistema Interconectado
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