Este documento describe la política energética de Chile y su dependencia del gas natural importado de Argentina. Explica que la introducción del gas natural argentino en 1995 cambió significativamente la matriz energética chilena, aumentando la participación del gas del 10% al 25%. Sin embargo, la interrupción del comercio de gas con Argentina a partir de 2004 tuvo graves consecuencias, forzando a Chile a costosos sustitutos como el diésel y el carbón. El documento concluye enfatizando la rigidez del abastecimiento de gas por gasoducto y la necesidad de

1. Gas Natural y Desarrollo
Eléctrico en Chile
Jorge Rodríguez Grossi
Buenos Aires, 12 de Agosto de 2008

2. Indice
1. La Política Energética de Chile es de
Mercado
2. El comercio de gas natural con Argentina y
el cambio de matriz energética en Chile
3. Efectos de la interrupción del comercio
normal
4. Respuestas relevantes
5. Situación actual: normalidad e inversiones
6. El futuro: agua, carbón, ecológicas y nuclear

3. 1. La Política Energética de Chile es de Mercado
• La política energética ha usado al mercado para escoger combustibles y tecnologías. Ello ha
asegurado los menores precios a consumidor.
• Todo el sector eléctrico es privado: generación, transmisión y distribución.
• Existe regulación legal en sector eléctrico.
– Consumidores pequeños (bajo 2MW) protegidos por ley, pero sobre ese tamaño hay mercado libre.
– Transmisión bajo sistema de tarifado único que asegura 100% de retribución a propietarios. Expansión de transmisión se
planifica con participación usuarios y se licitan inversiones.
– Generación bajo sistema de despacho centralizado (privado): producción es obligada según costos marginales.
– Distribución con tarifas reguladas y compran electricidad según contratos de abastecimiento licitados.
– Generadores compran electricidad en mercado spot para abastecer a sus clientes. Su producción va al mercado spot y
precios en ese mercado según regla de costo marginal.
– Regulación privilegia seguridad de abastecimiento.
• Política seguida ha determinado que el país se abastezca de fuentes locales y externas de
combustibles según su conveniencia. En el 2005, 68% de los energéticos eran importados
comparado con 54% en 1996. Si se excluye la hidroelectricidad, la leña y otros energéticos de
desechos, casi 100% de lo térmico viene del exterior.
• En la década 1996‐2006, Chile ha requerido 4.5% de energía adicional anual.

4. 1. La Política Energética de Chile es de
mercado
• El Estado no decide cuándo y dónde se invierte. Lo hace el sector privado. Mercado ha
funcionado tal como se esperaba excepción hecha del abastecimiento de gas.
• Las señales económicas, ambientales, políticas y legales fueron debidamente recogidas en el
1995 por el mercado, año en que se firma Protocolo de gas con Argentina.
• Éstas fueron:
– Gas natural barato,
– Confirmación de parte del país abastecedor que tenía reservas suficientes y con activo
respaldo de su sector privado gasífero‐petrolero,
– Un pacto entre las dos naciones a través de un Protocolo, sincera y entusiastamente
respaldado por los gobiernos, que aseguraba trato no discriminatorio a nuestros
consumidores.
– Previamente, se habían eliminado la casi totalidad de las fuentes de conflicto limítrofes
entre ambas naciones lo que daba un marco de armonía inusual.
– Además, Argentina se había encaminado por una estrategia económica similar a la
mexicana y chilena que generaba confianza en que las políticas económicas coincidirían.

5. 2. El comercio de gas natural con Argentina
• La introducción del gas natural argentino en Chile aumentó el consumo de ese energético de
17.9 mil a 81 mil Teracalorías, 350% más comparando 1995 con el 2004, mientras el
consumo energético total aumentó 60%. El consumo de carbón apenas aumentó 20% al
igual que la hidroelectricidad (aumentó 18%). El consumo de petróleo creció 33%.
• Es así como se explica que de 10% de la matriz energética el GN pasó al 25% haciendo
disminuir la importancia relativa de todos los demás combustibles.
Balance Energético de Chile 1995-2006
BALANCE 1995 BALANCE 2006
175.911 Teracalorías 295.839 Teracalorías
20% 16%
8% 39%
9% 48%
12%
13%
10% 25%
CRUDO GAS NATURAL CRUDO GAS NATURAL
CARBÓN HIDROELECTRICIDAD CARBÓN HIDROELECTRICIDAD
LEÑA LEÑA
Fuente: CNE, Balances Energéticos

6. 2. El comercio de gas natural con Argentina
• Cambio de composición de la matriz fue muy positivo económica y
ambientalmente hablando. Permitió fuertes caídas de precios en la
energía eléctrica a usuarios regulados y, en nuevos contratos, a clientes
libres.
• Por ejemplo, cabe destacar que entre abril de 1995 y abril de 2003 el
precio de la energía eléctrica en el SIC se redujo 42% en dólares
corrientes, mientras en el SING la reducción fue de 59%. Estamos
señalando que el costo de la energía eléctrica no de la potencia‐‐, se
redujo a la mitad, ahorro que perduró por casi 6 años.
• También ayudó a lograr avances medioambientales en áreas como la
Región Metropolitana, cuya atmósfera sufre de contaminación.
• Del mismo modo, se beneficiaron las industrias que reemplazaron
petróleo por gas.

7. 2. El comercio de gas natural con Argentina
• Obviamente este cambio se reflejó en inversiones tanto
eléctricas como industriales y domiciliarias que se comprometieron
con este combustible.
• La matriz eléctrica experimentó dramáticos cambios.
Prácticamente toda la expansión se basó en el GN.

8. 2. El comercio de gas natural con Argentina
• Todas estas ventajas comenzaron a disminuir el 2004 y prácticamente
terminaron el 2007 y 2008.

9. 2. El comercio de gas natural con Argentina
• ¿Dónde estuvo la falla? En 1997 comienzan las nuevas importaciones con diversas
centrales eléctricas de ciclo combinado que se incorporan al parque. Todo el desarrollo
eléctrico consiguiente es con gas (salvo una hidroeléctrica iniciada en 1994, Ralco).
• La crisis del gas argentino, más allá de temas legales y diplomáticos, no estaba
contemplada en el modelo eléctrico chileno como sí se consideraban las sequías. Se
suponía que el gas podía fallar por razones de naturaleza, pero por corto tiempo. Se llevan a
cabo cuantiosas inversiones en gaseoductos y tecnología difíciles y lentas de sustituir.
• Cambia la política económica argentina y se genera desabastecimiento de GN. Constatamos
dependencia de nuestro sistema energético de la política económica argentina. Ese riesgo
no estaba incluido en los precios. Difícil meter esos riesgos en los precios: legal, político,
diplomático. Desde esta crisis en adelante Chile está obligado a hacer consideraciones
estratégicas que le den seguridad de abastecimiento.
• El caso del gas natural por gasoducto es de una extrema rigidez: una vez provocada la falla
sustituir el combustible se puede, pero está sujeto a una rigidez mucho mayor que la de
todos los bienes transables internacionalmente que consumimos. En el caso de la
electricidad sería peor.

10. 3. Efectos de la interrupción del comercio normal
No solo gas dejamos de importar desde Argentina

11. No solo gas dejamos de importar desde Argentina

12. 3. Efectos de la interrupción del comercio normal
• Abastecerse de gas por gasoducto no permite reemplazar exacta y rápidamente al
proveedor. No es el caso del petróleo o del carbón, ni de ningún commodity o bien con
sustitutos fáciles. El abastecimiento por un medio rígido, como es un gasoducto, coloca un
gran riesgo, aunque no existan discordias con el país abastecedor. Solo se puede sustituir
de la forma en que lo hemos hecho: imperfectamente por diesel y carbón.
• Hemos sido capaces de abastecernos de electricidad a altos costos –no solo por el caso del
GN‐‐, pero hemos pasado por momentos muy estrechos por la concurrencia de otras
contingencias: sequía, desperfectos en plantas importantes, imperfecciones en logística del
diesel, entre otras.

13. 3. Efectos de la interrupción del
comercio normal
• Una reflexión: Peor ocurriría con la importación de electricidad. Una vez
instalado el abastecimiento y sus correspondiente infraestructura
(habiéndose simultáneamente desincentivado las inversiones sustitutas
locales), cualquier interrupción de suministro es compensable sólo si el
sistema local tiene exceso de capacidad suficiente. Si no se está
remunerando debidamente un exceso de capacidad compatible con la
falla, difícilmente habrá exceso de capacidad y, por lo tanto, una
interrupción del abastecimiento importado significará racionamiento.
• Cuando Argentina dejó de exportarnos diesel y petróleo la población ni
se enteró: el 2003 venía 25% del diesel desde Argentina y 0% el 2006. En
el caso del crudo, 68% venía desde Argentina el 2003 y solo 14% el 2006.
¿Fue noticia en algún medio? No porque fue fácil reemplazarlo. Esos
mercados lo permiten. El gas por gasoducto es rígido.

14. 3. Efectos de la interrupción del comercio normal
• La falla del mercado argentino provocó severas consecuencias en nuestro
mercado energético. Primero, el sistema tuvo que sincerar los costos en tanto el
riesgo se convirtió en realidad y, segundo, porque en el mismo momento que se
inició el desabastecimiento el precio de los sustitutos, por razones completamente
diferentes a las del mercado argentino, más que se duplicó y ha seguido
encareciéndose. Eso ha perjudicado el crecimiento del PIB.
• El mercado energético chileno se ha ajustado, en ciertos casos, en forma
automática y en otros, con cambios en regulaciones eléctricas, avanzando hacia
un sistema más seguro.
• Chile ha acomodado su sistema energético perfeccionando los sistemas de precios
para considerar de mejor forma los costos reales del abastecimiento por riesgos
políticos del exterior o shocks externos por causas económicas.

15. 4. Respuestas relevantes
• Chile ha respondido con cambios relevantes respetando la economía de
mercado, pero asumiendo cambios regulatorios para generar suficiente
inversión eléctrica –básicamente a través de permitir mayor libertad y
seguridad de precios para abastecer consumidores “pequeños” (los
grandes siempre han estado bajo esa condición)‐‐, que se concretó en la
llamada Ley Eléctrica Corta II. Ésta ha desatado una carrera por invertir
que veremos más adelante.
• Igualmente se han tomado acciones serias en cuanto a:
– Eficiencia energética con participación del sector privado.
– Recursos para exploración geotérmica y asociación con Empresa Eléctrica
italiana ENEL.
– Apertura de áreas de exploración de gas y petróleo a privados en Magallanes.
– Inversión en planta regasificadora de GNL en Quinteros entre ENAP y privados
que deberá operar en el primer semestre de 2009. Este abastecimiento
marcará el precio relevante del GN para Chile en el futuro.

16. 5. Situación actual: normalidad e
inversiones
• La economía chilena ha capeado la escasez de GN sustituyéndolo por gas
licuado o diesel donde se ha requerido y podido, y en el caso eléctrico
empleando la capacidad disponible a base de carbón que quedó de
reserva cuando entró el GN y que, paradójicamente, vuelve en gloria y
majestad, relegando a las plantas a gas a un papel secundario y más caro.
• En el caso del sistema eléctrico principal, el SIC (con 9.722 MW instalados
el 2008), se proyecta 25.2% de aumento de capacidad al 2010
actualmente en construcción. En el caso del SING, la expansión es más
lenta porque es menos necesaria. Cuenta con 3.602 MW de capacidad
instalada, pero con exceso de capacidad (1.900 MW de demanda
máxima), y se está expandiendo a 4.000 MW para el 2010‐2011 con
nuevas plantas a carbón.

19. Capacidad Instalada de Generación
Eléctrica en el SING, 2008: 3.600 MW
Pasada Diesel
0.4% 7.4% Gas Natural
Carbón 11.1%
33.5%
GAS 58.7%
Gas
Natural/Diesel
47.6%
Fuente: CNE

20. 5. Situación actual: normalidad e
inversiones
• Por encima de las obras ya en construcción, hay 19 proyectos para el SIC,
representando sobre 5.000 MW adicionales, con Estudios de Impacto
Ambiental aprobados o bajo estudio en la CONAMA (1.142 MW en el caso
del SING). Es decir, con un nivel de madurez alto, y que debieran
implementarse en los próximos años (82% a carbón y 18% hidroeléctricas
en el SIC y todos térmicos en el SING, 84% a carbón y 16% a diesel).
• Esta es una prueba concluyente del dinamismo que tomó la inversión
eléctrica a partir de la Ley Corta II y la inmediata respuesta de expansión a
través de nuevas plantas a carbón e hidroeléctricas.

21. 6. El futuro: agua, carbón, nuclear
y ecológicas
• Entre 2007 y 2020 la capacidad eléctrica de Chile casi se
duplicará (de 12.700 MW a 22.700 MW). Expansión
eléctrica de Chile debe continuar para alimentar
crecimiento económico.
• Por otra parte, próximos años mostrarán creciente
preocupación mundial por Calentamiento Global. Si no
cambian tendencias actuales, emisiones de CO2
vinculadas a producción y uso de energía crecerán en
torno a 50% para el 2030: de 26.6 a 41.9 billones de
toneladas/año (EIA 2008). Ampliación de capacidad
eléctrica convivirá con esta creciente alerta.
• Actualmente Chile tiene una matriz eléctrica muy amistosa
con el medio ambiente, comparada con la promedio del
mundo. En efecto, 38% de ella es de origen “renovable”
(SIC y SING), el doble de lo que muestra el promedio
mundial (19%).

22. Matriz Eléctrica Mundial y de Chile
Chile: Fuentes Eléctricas
50000
40000
19% hidro +
renovables
30000
MW
20000 38% hidro
10000
0
2005 2007 2020 2030 2035
Hidroelectricidad Térmica y Otras

23. Pero esa característica irá disminuyendo a partir del momento en que todas las
fuentes hidroeléctricas relevantes en Chile estén ocupadas. En el 2020
probablemente queden muy pocas reservas sin usar. ¿Cómo expandimos la
capacidad eléctrica manteniendo atributo de baja tasa de emisiones de CO2 y a
bajo costo de generación?
Proyección
de tendencia
Proyección
Capacidad forzando cambios
No
hidroeléctrica

24. 6. El futuro: agua, carbón, nuclear y
ecológicas
• Por otra parte es evidente que junto con la alerta mundial en
aumento, vendrán fuertes cambios:
– Mejoras tecnológicas para emplear otros energéticos,
– Mejoras para uso más limpio de carbón y para captura y
secuestro de CO2,
– Nuevas modalidades de eficiencia energética,
– Aumento capacidad de almacenamiento,
– Modalidades económicas para combatir emisiones a través
de incentivos y castigos sobre todos los países (sean o no
responsables del cambio climático, cambiando acuerdo de
Kioto). De hecho ya hay signos de intentos por hacer asumir
las restricciones por la vía de exigencias a tipo de industrias más
que a países.

25. 6. El futuro: agua, carbón, nuclear y
ecológicas
• Por lo tanto, a medida que vayamos usando plenamente el recurso hídrico,
también habrá más eficiencia energética, nuevas tecnologías de carbón limpio,
de renovables no convencionales más eficientes, nuevas tecnologías no
disponibles hoy comercialmente (hidrógeno, hidratos de metano, corrientes
marinas), y Chile debe prepararse para el eventual y probable uso de energía
nuclear por sus ventajas.
• La energía nuclear ayuda contra el calentamiento global y está en rangos de
costo compatibles con nuestra realidad. Las más actuales estimaciones
citadas en el “Energy Technology Perspective 2008” (IEA 2008), indican costos
de entre US$ 80 a US$ 110/MWh incluyendo todo el ciclo de vida de una
nueva planta (US$ 211/MWh ha sido CMg promedio desde enero 2007 hasta
junio 2008 en el SIC).
• Para poder usar energía nuclear requerimos un plazo prudencial de
preparación de la regulación, entrenamiento de profesionales, determinación de
emplazamientos probables, lo que nos tomará una década, a lo menos.
• Ese plazo es adecuado. Al 2020, una central nuclear eficiente de sobre 1.000
MW será compatible con la estabilidad eléctrica de nuestro sistema eléctrico.

27. 6. El futuro: agua, carbón, nuclear y
ecológicas
¿Y por qué no está el GN en el título de estas láminas?
• Si en el futuro hubiera disponibilidad de GN desde Argentina y
su precio fuera competitivo, obviamente las actuales
instalaciones eléctricas originalmente diseñadas para usar
GN podrían usarlo. Si no hay, tendrán la opción del diesel
(como es hoy) y/o del GNL a partir del 2009.
• Por otra parte, existiendo suficiente capacidad hidro, a
carbón y de renovables no convencionales (RNC), y dados
los precios actuales de los combustibles, el uso de diesel o
GNL en lo eléctrico probablemente quede supeditado solo a
situaciones de estrechez derivada de contingencias como
sequías o fallas de múltiples centrales o fallas de
transmisión.
• Dado que el parque se está expandiendo rápidamente sin
considerar el GN como combustible atractivo, lo recién
señalado se aprecia muy probable: ciclos combinados ya
existentes quedando de respaldo.

28. 6. El futuro: agua, carbón, nuclear y
ecológicas
¿Y por qué no está el GN en el título de estas láminas?
• ¿Nuevas inversiones eléctricas con GN? La experiencia del gas transmitido
por medio rígido y sin garantías reales importantes, no lo hace atractivo para la
expansión de nuestro sistema eléctrico. Las garantías de gobierno a gobierno
son muy frágiles: ya está probado. En esas condiciones el verdadero precio
del gas es mayor al que se puede contratar porque debe sumársele el
riesgo de que se corte el suministro por razones distintas a las de
naturaleza.
• Por otra parte, nuestro precio de gas será el del GNL a partir del 2009.
¿Si hubiera demanda local para fines eléctricos por qué un país vecino nos
podría vender a valores mucho menores al del GNL? Esto significa que es
muy improbable que volvamos a ver GN barato como el que tuvimos entre
1997 y 2004. Y el precio del GN sigue al del petróleo en el ámbito
internacional.

29. Fuente: Hugh Rudnick, “Desarrollo Energético y Medio Ambiente”, Seminario de El Mercurio, SOFOFA y Universidad Finis Terra, agosto 2006.

30. 6. El futuro: agua, carbón,
nuclear y ecológicas
• ¿Y por qué no está el GN en el título de estas láminas?
• Si mañana el mercado del GNL evoluciona y se transforma en
uno de commodity y, además, tiene precios adecuados (o sea,
con un precio de petróleo mucho más bajo), probablemente
volverá a estar entre los posibles combustibles para nuestra
expansión eléctrica. Pero hoy día eso no se ve factible.
Estimaciones de SYNEX dan precios monómicos entre US$ 75 y 82
por MWh para carbón (US$2600/kw y entre 51 y 67 US$/ton). Para
gas, entre 81 y 94 US$/MWh (US$ 1100/kw y GNL entre 8.2 y 10.4
US$/Mbtu; equivalente a 63 y 80 US$/barril respectivamente)
• Esto es igualmente cierto para cualquier otro combustible y
tecnología dado que nuestro mercado deja que los inversionistas
privados escojan las opciones más económicas.
• El rol más activo que ha asumido el Estado chileno en este mercado
solo se explica por la crisis del gas que ha sido un shock de
proporciones, y porque se necesita orientar al país para el escenario
mundial que se avecina bajo la amenaza del cambio climático.

33. U.S. Electricity Production Costs and Components
1995 - 2007, In 2007 cents per kilowatt-hour
Total Production Costs Operations & Maintenance Costs Fuel Costs
Year Coal Gas Nuclear Petroleum Coal Gas Nuclear Petroleum Coal Gas Nuclear Petroleum
1995 2,48 3,60 2,60 5,64 0,59 0,69 1,83 1,58 1,89 2,92 0,78 4,05
1996 2,33 4,40 2,44 5,73 0,52 0,68 1,73 1,31 1,81 3,73 0,70 4,42
1997 2,25 4,46 2,54 5,15 0,50 0,65 1,86 1,12 1,75 3,81 0,69 4,03
1998 2,21 3,93 2,37 3,62 0,53 0,59 1,69 0,70 1,67 3,34 0,67 2,92
1999 2,12 4,23 2,13 4,35 0,51 0,50 1,51 0,99 1,62 3,73 0,62 3,36
2000 2,07 7,00 2,09 6,28 0,50 0,55 1,50 0,78 1,57 6,46 0,58 5,51
2001 2,13 7,08 1,98 5,78 0,53 0,62 1,43 0,79 1,60 6,47 0,54 4,99
2002 2,10 4,52 1,95 5,54 0,53 0,62 1,44 0,90 1,57 3,89 0,51 4,64
2003 2,08 6,16 1,92 6,61 0,53 0,64 1,40 1,05 1,55 5,53 0,51 5,56
2004 2,16 6,42 1,89 6,35 0,55 0,53 1,38 0,95 1,61 5,89 0,51 5,41
2005 2,34 8,04 1,81 8,71 0,55 0,51 1,34 0,93 1,80 7,53 0,47 7,78
2006 2,44 6,98 1,79 10,07 0,57 0,57 1,32 1,29 1,88 6,41 0,47 8,78
2007 2,47 6,78 1,76 10,26 0,56 0,49 1,29 1,28 1,91 6,28 0,47 8,98
Production Costs = Operations and Maintenance Costs + Fuel Costs
Source: Global Energy Decisions
Updated: 5/08

34. Costos de producción eléctrica USA
Tipo de Generación Inversión (US$/kWh) Operación (US$/MWh)
Hidroeléctrica 1100-2000 0
Ciclo Combinado Gas Natural Argentino 700-800 40
Ciclo Combinado Diesel 700-800 110
Ciclo Combinado GNL 700-800 65
Vapor-Carbón 1300-1600 24
Vapor-Petróleo 1300-1600 175
Turbina Diesel 500-900 210
Turbina Gas Petróleo 500-700 180
Nuclear 1500-2000 20
Eólico 1600-2100 0

35. Chile: Evolución Precios de Combustibles (GN, Petróleo y Carbón)
Fuente: CNE
Nota: Abril – julio 2005 incluye costo de swap asociado a importación gas natural Nueva Renca

39. Fuente: CDEC SIC

40. Fuente: Hugh Rudnick, “Desarrollo Energético y Medio Ambiente”, Seminario de El Mercurio, SOFOFA y
Universidad Finis Terra, agosto 2006.