DISEÑO DE POLÍTICA PÚBLICA PARA SUSTITUIR O COMPLEMENTAR LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL A PARTIR DE UN GAS PRODUCIDO EN BASE A GASIFICACIÓN DE CARBÓN, PARA ABASTECER LA DEMANDA DE GAS NATURAL EN LA REGIÓN DE MAGALLANES

Abstract

La región de Magallanes depende fuertemente del consumo de gas natural para generación electrica y calefacción de los hogares y el comercio. Lamentablemente los pozos productores de gas natural de la zona han entrado en una fase de agotamiento, debido a la madurez de las yacimientos y los resultados de las exploraciones de ENAP y empresas particulares han sido negativos. La actual producción de gas no permite la operación continua de ninguno de los trenes de producción de Methanex y se estima que en pocos años más, la producción de gas natural podría llegar a ser menor incluso que el total de los consumos distribuidos. A su vez, la tarifa actual de venta de gas natural que hace ENAP a Gasco Magallanes para abastecer los consumos distribuidos y de generación eléctrica es de 1,75 US$/MMBTU y sólo representa cerca del 20% de los costos de Producción de los pozos de gas de ENAP. A fines del año 2009 el Ministerio de Energía intentó intento subir un 17% las tarifas, los tuvo un fuerte rechazo de la comunidad, que terminó con el bloqueo de la región por cerca de 5 meses y provocó la destitución del Ministro de aquel entonces. Cualquier solución a la crisis del Gas Natural en Magallanes debe incluir una política pública, que fomente la disminución del consumo de gas natural, el cual es actualmente 10 veces superior al de ciudades como Santiago y entre 3 a 4 veces superior al de paises como Canadá, que tiene un clima similar al de Magallanes. Una planta de gasificación que opere con carbón local, podría dar una solución costo efetiva de largo plazo a la crisis del gas natural en Magallanes. En caso que se opte por esta solución, se recomienda que el Ministerio de Energía y ENAP lideren un proceso de licitación internacional, para la construcción y operación de planta por al menos 20 años. Este proceso debe iniciarse lo antes posible, ya que los estudios de ingeniería y ambientales, y la construcción de la planta demorarían al menos 4 años. La licitación incluiría un subsidio del 50% de la inversión y el pago de una anualidad que permita asegurar el retorno de la inversión en 5 años. También se considera un contrato de operación por 20 años y un precio de compra del SNG a un precio tope de 6,8 US$/MMBTU. Sólo se consideran volumenes mínimos de compra de SNG por 5 años, ante la eventualidad de que se pueda obtener gas natural desde otras fuentes a menores costos. Para abastecer los actuales consumos distribuidos y de generación eléctrica a las tasas de crecimiento actuales, se debe considerar una planta de gasificación con una capacidad de producción cercana a los 2,0 MM m3/día (Caso Base). El costo de inversión de la tecnología Lurgi se estimó en US$ 594 Millones y el costo anual de operación en US$ 172 millones, lo que equivale a una anualidad de US$ 243 Millones y a un Costo Medio de producción del SNG de 9,6 US$/MMBTU.The Magallanes region in Chile, is heavily dependent on natural gas consumption for electric generation and home heating and trade. Unfortunately natural gas producing wells in the area have entered a phase of exhaustion, due to the maturity of deposits and the results of the explorations of ENAP and private companies have been negative. The current gas production doesn´t allows continuous operation of any train production of Methanex and is estimated that in a few years, natural gas production could become even lower than the total distributed consumption. In turn, the current rate of sale of natural gas of ENAP to Gasco Magallanes to supply distributed consumption and electricity generation is 1.75 US$/ MMBTU and only represents about 20% of the production costs ENAP gas wells. In late 2009 the Ministry of Energy tried to attempt an increase of 17% in tariffs, which had a strong rejection of the community and ended with the region lock for about 5 months and led to the dismissal of the Minister of the time. Any solution to the crisis of natural gas in Magallanes must include a public policy that promotes the reduction of natural gas consumption, which is currently 10 times higher than in cities like Santiago and between 3-4 times than countries such as Canada, which has a climate similar to Magallanes. A gasification plant operating with local coal, could provide a long-term cost effective solution to the natural gas crisis in Magallanes. If government opts for this solution, it is recommended that the Ministry of Energy and ENAP lead international bidding process for the construction and operation of plant for at least 20 years. This process should start as soon as possible, since studies and environmental engineering, and construction of the plant would take at least four years. The contract would include a subsidy of 50% of the investment and the payment of an annuity that would ensure the return on investment in five years. It is also considered an operating agreement for 20 years and a purchase price of SNG to a ceiling price of 6.8 US$/MMBTU. Only consider minimum purchase volumes SNG for 5 years, in the event that natural gas can be obtained from other sources at lower costs in future. To supply current consumption and electricity generation distributed at current growth rates, consider a gasification plant with a production capacity of around 2.0 MM m3/day (Base Case). The investment cost of Lurgi technology was estimated at US$ 594 million and the annual operating cost of US$ 172 million, equivalent to an annuity of US$ 243 Million and a Average Cost SNG production of 9.6 US$/MMBTU.