Proyecto para asegurar continuidad de suministro eléctrico de corto y largo plazo en el SING ELECGAS 2006 20 de Junio de 2006

Situación actual de suministro de gas en el SING Suministro de gas de actuales productores argentinos a Chile continuará decreciendo, y no se ve sostenible después de 2008 si ellos no alcanzan acuerdos con el gobierno argentino en relación a precios y extensión de concesiones.

Balance de Gas en el Norte Mercado Brasil 25 BOLIVIA Mercado Bolivia 4 Riesgo incremento exportación a 31 Riesgo inversión insuficiente Producción 35 - 37 BRASIL Riesgo permisos exportación Riesgo desacuerdo comercial Mercado Argentina 6 + 1 Mercado Norte Chile 6 Producción 20 Riesgo ampliación ducto Riesgo redireccionar Salta Riesgo inversión insuficiente Mercado Argentina 21 CHILE ARGENTINA

Gas disponible para Argentina-Chile Producción vs. Consumo en Bolivia Volumen disponible para Argentina-Chile 35/37 Producción Máxima 5 Consumo Bolivia 29 Consumo Brasil Gas (MM m3/d) 25 Creciente consumo en Brasil y Argentina y producción limitada en Bolivia explican progresiva restricción 21 2004 2005 2006 2007/08

Nivel de Restricción de Gas al Norte de Chile “normal” 4.9 Mill m3/d Restricción 2.7 Mill m3/d Restricción Bolivia 5.3 Mill m3/d Restricción 1.8 Mill m3/d Inyecciones por GasAtacama + Norandino Las restricciones son crecientes Problema estructural se agudizará en próximos 20 meses

2. Capacidad de generación disponible en el SING El SING puede generar en promedio 1,000 MW en carbón con los 1,200 MW instalados Para satisfacer actual demanda (1,650 MW) y crecimiento esperado al 2010 (2,200 MW), los ciclos combinados deberán aportar entre 650 y 1,200 MW con gas, diesel o GNL Por lo tanto, ante corte total de gas, en el corto plazo (2006-2009) la generación de CC’s con gas, diesel o GNL es indispensable para evitar racionamientos Entre los ciclos combinados del SING, GasAtacama es clave, porque representa el 75% de la capacidad dual instalada en el Norte de Chile y posee los mejores estándares de modularidad y disponibilidad.

Máxima capacidad despachable sin ciclos combinados es 1250 MW Carbón Otros CC duales en Chile CC no duales CC dual en Argentina Total MW GasAtacama 780 Electroandina 430 160 400 990 Edelnor 340 130 250 720 AES Gener 640 Norgener 280 Endesa 20 180 Total instalado 1.210 310 1.030 3.590 Total despachable sin gas 1.000 800 0-250 2.000-2.300 sin gas y sin CC’s 1.250

Ciclos Combinados son indispensables Proyección Oferta & Demanda SING período 2006 - 2020 Posible entrada nuevas inversiones 4,000 Crecimiento cubierto con nuevas centrales 3,500 3,000 2,500 Gas o respaldo diesel/LNG de actuales CC o sustitución MW Demanda 2,000 1,500 1,000 1000 MW carbón actual 500 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Asegurar suministro de combustible (diesel, gas, LNG) a CCs para evitar racionamiento Supuesto: Se considera central Salta de AES Gener destinada a mercado argentino

3. Racionamiento para el SING si faltan 600 MW en el Sistema GWh 16,000 Demanda sistema 14,000 12,000 10,000 Energía no suministrada al SING: 1.900 – 3.100 GWh/año Menor producción de cobre: 900.000 – 1.500.000 ton/año Menor Margen: US$ 4.800 – 7.800 millones/año 8,000 6,000 4,000 Supuestos: precio referencia Cu = 3 US$/lb, costo referencia Cu = 0.6 US$/lb consumo promedio de 2100 kWh/ton 2,000 2004 2005 2006 2007 2008 2009 En promedio, eventual racionamiento en el SING puede costar anualmente MMUS$ 1000 por cada 100 MW faltantes

Eventual Instalación de Turbinas de Emergencia en el SING La eventual instalación de turbinas de emergencia operadas con diesel, en reemplazo de los ciclos combinados Toma entre 8 y 12 meses en concretarse Requiere aprox. US$ 60 millones/100 MW El costo de operación de estas turbinas es 50% superior a operar los ciclos combinados con diesel (aprox 180 a 200 US$/MWh) Reemplazar entre 350 y 750 MW de ciclos combinados implicaría invertir entre 200 y 400 MMUS$, además de un costo de operación entre 200 y 400 MMUS$ por año adicionales a operar los CC’s con diesel.

4. Opciones de largo plazo En el análisis de las opciones de tecnología se debe considerar para el corto y largo plazo: a) Seguridad de suministro Proveer incentivos para mantener ciclos combinados existentes operativos en corto y largo plazo b) Competitividad en costo de generación total, incluyendo: Inversiones necesarias Proyección de costos de combustibles y mantenimiento Diferencial de probabilidad de costo de falla c) Diversificación de tecnologías y fuentes de combustible d) Sustentabilidad ambiental Compatibilidad con normas ambientales de control de partículas, SOx y NOx aplicadas por Banca Internacional a mercados destino de exportación de Chile Compatibilidad con Protocolo de Kioto respecto a emisión de CO2

En el largo plazo, las opciones más ventajosas para el SING son: En el corto plazo se dependerá de opciones tales como diesel, GNL regasificado en barco, turbinas de emergencia, swaps energéticos con países vecinos, etc En el largo plazo, las opciones más ventajosas para el SING son: Carbón Gas Natural Licuado Gas Natural Regional La implementación de cualquiera de éstas, necesita aproximadamente 4 años

4.1 Carbón Costo de desarrollo 55-65 US$/MWh, con abatimiento de emisiones de partículas y SOx, y precio carbón entre 45 y 65 US$/ton Es necesario tener presente que centrales a carbón están expuestas a creciente recargo por sus mayores emisiones de CO2, especialmente a partir de la próxima renovación del Protocolo de Kioto (2012) Actualmente recargo por emisiones de CO2 llevan a duplicar costo del carbón en España

Opciones Potenciales de Gas para Chile Rusia Trinidad Nigeria Indonesia Ecuador Perú Bolivia Argentina Australia Gasoducto GNL GNC Qatar

Gas Natural Licuado (GNL) Costo de desarrollo 55-75 US$/MWh (con precio GNL entre 4 y 7 US$/MMBTU) Actualmente a 6 US$/MMBTU en mercado Henry Hub (EE.UU.) Precio post-2010 se proyecta en el rango 4-5 US$/MMBTU Permite abastecer las centrales a gas existentes a un costo significativamente inferior al diesel y manteniendo las ventajas ambientales Generadores requieren suscribir contratos de largo plazo con un cargo fijo para financiar el terminal de GNL y un precio de venta de electricidad indexado a costo de abastecimiento de GNL Se requiere negociar contrato de abastecimiento de GNL con bajo nivel de compromiso de compra a todo evento (“take-or-pay”) o bien con flexibilidad para recolocar gas comprado en otros mercados de modo de reducir su utilización si: costo de generar con GNL supera costo de generar con carbón, o se dispone de gas regional a precio menor que GNL La existencia del terminal y contratos de GNL aseguran la continuidad del suministro eléctrico y facilitan la negociación con los vecinos para obtención de gas regional, acotando el riesgo político asociado

Gas Natural Regional Acceso a gas regional a precio gas de hasta 3.5 US$/MMBTU (el doble de los precios que Chile pagaba a Argentina) brinda el menor costo de desarrollo de centrales de generación (55 US$/MWh) Existen importantes reservas probadas de gas en países vecinos: Bolivia (27 tcf), Perú (12 tcf), las que se duplican al incorporar las reservas probables La mayor parte de estas reservas aún no están comercialmente comprometidas El consumo actual de Chile norte y centro (20 MMm3/d) por 20 años equivale a 6 tcf Sin embargo, el elevado nivel de riesgo geopolítico asociado al eventual suministro de dichos países obliga a contar con un respaldo que asegure la continuidad de abastecimiento eléctrico Potencial terminal de regasificación de GNL en el norte sirve como seguro

Proyección Precios GNL

5. Proyectos Alternativos: a) Propuesta GasAtacama Asegurar que ciclos combinados instalados en Norte de Chile permanezcan operando en el SING Asegurar continuidad de suministro a través de etapas sucesivas En el corto plazo Logística diesel Copec o un tercero independiente (Oxiquim) que opere infraestructura open access Operación continua amplia de CC’s En el mediano plazo Fast track GNL, anticipando conexión a Nave con regasificador (mes 12 post permisos) Nave estándar y regasificador definitivo onshore (mes 24) En el largo plazo (post mes 40) Terminal GNL con estanques de GNL como suministro o respaldo a gas regional de modo de utilizar los 1,400 MW instalados Crecimiento del SING con carbón limpio

5. Proyectos Alternativos: b) Alternativa sólo Carbón Sustituir completamente capacidad de actuales ciclos combinados con carbón (1,400 MW) Crecimiento adicional del SING también con carbón (al menos 300 MW) Problemas: No soluciona problema de corto plazo (< 4 años) Requiere acuerdo de mineros para reemplazar todos los contratos existentes Inversión de US$ 2500 millones supera propuesta GasAtacama de terminal GNL y una carbonera en US$1700 millones Costo de suministro puede llegar a costo de falla mientras los ciclos combinados no estén reemplazados íntegramente Resolver problema de costo de falla instalando turbinas de emergencia implica inversión y costo superior a solución con terminal GNL Riesgo de falta de diversificación y dependencia de eventual castigo/recargo ambiental

Comparación Inversiones (MMUS$) a) Gas/GNL y Carbón b) Sólo Carbón Respaldo diesel 40 Terminal GNL 300-400 Central Carbón 430 2,500 Total nueva inversión al 2012 770-870 2,540 Valor infraestructura existente en CCs 700 Valor activos utilizados 1,470-1,570

Comparación de Competitividad Con precio diesel actual (15 US$/MMBTU) y LNG a precio Henry Hub ahorro que permitiría el GNL frente a operar 1,400 MW con diesel justificaría inversión de terminal GNL en 5-6 meses Al ponderar adecuadamente inversión, costo falla y costo combustible en período 2006-2025 se alcanza precio de electricidad que: a) recupera inversión adicional terminal GNL b) recupera también la inversión en generación existente, justificando su permanencia c) es mejor económicamente que reemplazarlas por carbón

Comparación Costo Variable de Suministro Falla Diesel TG’s emergencia Diesel CC’s Off-Shore regas & storage LNG Off-Shore storage LNG On-Shore LNG Opción GasAtacama Opción Carbón Parcial sin CC’s 1 2 3 4 5 6 7 8 AÑOS GAS REGIONAL

6. Propuesta GasAtacama

Fase 1: Terminal descarga camiones diesel Inversión: patio camiones piping central Timing: mes 4 - 6 Potencia Respaldada: GasAtacama 300 MW Edelnor 200 MW Costo Combustible: diesel patio descarga diesel Barco Estanque COPEC en Antofagasta piping diesel Central Atacama Central Edelnor Objetivo: permitir abastecimiento de diesel en camiones que COPEC cargaría en Antofagasta. Para proveer diesel a más de 400 MW, COPEC traspasaría costo manejo naves de hasta US$ 2,5 millones/mes

Fase 2: Fondeadero multiboya y modificaciones en central Inversión: fondeadero multiboya modificación central (planta agua, bypass, repuestos críticos) costos de potencia firme, pruebas, etc. Timing: mes 7 - 12 + permisos fondeadero Potencia Respaldada: GasAtacama 600 MW Edelnor 200 MW Costo Combustible: diesel+estadía barco diesel fondeadero y boya descarga combustibles líquidos y gas patio descarga diesel planta agua bypass Central Atacama Central Edelnor Objetivo: permitir recepción de barcos (diesel) en Mejillones. Éstos harían de estanque flotante mientras se construyen estanques onshore de diesel.

Fase 3: Estanques diesel Inversión: estanques diesel Timing: mes 12 + permisos estanque diesel Potencia Respaldada: 600 - 800 MW Costo Combustible: diesel fondeadero y boya descarga combustibles líquidos y gas estanques diesel (acceso abierto) patio descarga diesel planta agua bypass Central Atacama Central Edelnor Objetivo: permitir almacenamiento de diesel en estanques onshore (acceso abierto si es Oxiquim) o asociado a un único proveedor si es Copec.

Fase 4: Terminal GNL con regas offshore Inversión: ampliación fondeadero ducto submarino Compresores Timing: mes 12 + permisos descarga gas Potencia Respaldada: 600 - 800 MW Costo Combustible:GNL+estadía barco regasificador + diesel durante discontinuidades regas boya descarga gas fondeadero y boya descarga combustibles líquidos y gas estanques diesel (acceso abierto) patio descarga diesel planta agua bypass compresores Central Atacama Central Edelnor recepción gas Objetivo: permitir recepción de barcos GNL con capacidad regasificadora a bordo. Éstos harían de estanque flotante y descargarían gas mientras se construye(n) estanque(s) onshore.

Fase 5: Terminal GNL con regas onshore Inversión: jetty muelle GNL piping GNL regasificadores Timing: mes 24 + permiso descarga GNL Potencia Respaldada: 600 - 800 MW Costo Combustible: GNL+ estadía barco normal + diesel durante discontinuidades jetty descarga GNL boya descarga gas fondeadero y boya descarga combustibles líquidos y gas estanques diesel (acceso abierto) patio descarga diesel planta agua bypass regas compresores Central Atacama Central Edelnor recepción gas Objetivo: permitir recepción de barcos normales con GNL y regasificar el GNL onshore en unidad de regasificación. Factibilidad técnica de esta fase está en revisión.

Fase 6: Estanques GNL Inversión: estanque(s) equipo mini licuefacción (opcional) Timing: mes 36-40 + permisos estanque GNL Potencia Respaldada: 600 - 1400 MW Costo Combustible: GNL y gas regional jetty descarga GNL boya descarga gas fondeadero y boya descarga combustibles líquidos y gas estanques diesel (acceso abierto) patio descarga diesel planta agua estanque GNL bypass regas compresores Central Atacama Central Edelnor recepción gas Objetivo: permitir almacenamiento de GNL en estanque(s) onshore y completar planta estándar de regasificación onshore de GNL.

Proyecto Final jetty descarga GNL boya descarga gas fondeadero y boya descarga combustibles líquidos y gas estanques diesel (acceso abierto) patio descarga diesel planta agua estanque GNL bypass regas compresores Central Atacama Central Edelnor a Central Electroandina recepción gas Objetivo: abastecer los 1400 MW instalados en el SING con planta de regasificación de GNL y/o gas regional. Interconexión de gasoductos Atacama y Norandino.

Propuesta GasAtacama permite solucionar tanto problema de corto como de largo plazo Solución por etapas permite adelantar solución de largo plazo y reducir costo de combustible paulatinamente desde diesel hasta GNL o gas regional Terminal onshore GNL minimiza costo de combustible para los CC mientras no exista gas. Además provee respaldo de largo plazo para viabilizar gas regional Capacidad de respaldo diesel se mantiene en el largo plazo

7. Acciones requeridas por agentes del Sector

7. a) Acciones requeridas de Generadores En el corto plazo Renegociar bilateralmente contratos con mineras, adecuando precios para cubrir costos de generación Acordar con mineras pruebas de operación diesel Realizar modificaciones en centrales para respaldar ciclos combinados con diesel en el corto plazo Compromiso para mantener ciclos operativos en norte Compromiso de mantener gasoducto operativo, dejando abierta opción de recibir futuro gas regional Para largo plazo Construir terminal de GNL para respaldo Suscribir contratos de abastecimiento de GNL con flexibilidad para recolocarlos y en otros mercados si se sostiene gas regional Obtener gas regional competitivo

7. b) Acciones requeridas de Mineras En el corto plazo Renegociar bilateralmente contratos con generadores, adecuando precios para cubrir costos de generación Acordar financiamiento de pruebas de operación diesel Establecer cargo fijo para financiar inversión para operación continua en diesel Para el largo plazo Apoyar solución diversificada suscribiendo contratos bancables para financiar inversiones en terminal de regasificación GNL que respaldan 1400 MW con GNL, a precios que aseguren recuperar la inversión de las centales, el terminal GNL y cubrir costos de generación Asegurar suministro de crecimiento de demanda ofreciendo contrato bancable a proyectos de nueva capacidad de generación por 300 MW

7. c) Acciones requeridas de CNE/Distribuidoras En el corto plazo Asegurar que precio nudo sustente prorrata de costos para permitir continuidad de suministro Para el largo plazo Licitar suministro de largo plazo utilizando mecanismo establecido en ley corta II para facilitar instalación terminal regasificación LNG Suscribir contratos bancables con generadores que permitan financiar las inversiones de largo plazo