¿southern cone integration full speed ahead rios.pdf · uruguay venezuela bolivia ... las...
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¿¿SOUTHERN CONE INTEGRATION SOUTHERN CONE INTEGRATION FULL SPEED AHEADFULL SPEED AHEAD? ?
GAS ENERGY LATIN AMERICAGAS ENERGY LATIN AMERICA
Alvaro Rios RocaLa Jolla, May 14 2008
Institute of the Americas
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Latín AméricaSUMMARYSUMMARY
I. REGIONAL NATURAL GAS BALANCE
• Argentina• Chile• Brasil• Bolivia• Perú• Colombia and Venezuela
II. FINAL CONSIDERATIONS – INTEGRATION?
III. SOMETHING ABOUT GAS ENERGY LATIN AMERICA
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Latín América
Venezuela
Santiago
Gasoducto Existente
Gasoducto Previsto
ARGENTINA
COLOMBIA
ECUADOR
PERU
BRAZIL
PARAGUAY
URUGUAY
VENEZUELA
BOLIVIA Cuiabá
Belo Horizonte
Porto Alegre
Buenos Aires
Lima
VitóriaRio de Janeiro
São Paulo
Recife
Salvador
Montevideo
La Paz
Fortaleza
Caracas
BogotáManaus
Porto Velho
Urucu
Pisco
Brasília
OfertaTcf
DemandaTcf
Fuente: Autoridades Energéticas de los PaísesElaboración: Gas Energy
2008-2020
Actual
17 4
Perú
1 7Chile
1737
Argentina
222
Bolivia
23 28
NuevasReservas ??
Brasil
192
19
4 6
Colombia
3 1
Ecuador
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Latín América
Las inversiones en infraestructura demandarán al menos 10.000 MM US$en los proximos 10 años
SUR BRASIL MM us$
Ampliación TBG 1.000
Urug-P. Alegre 320
Otros Transporte 1.000
Distribución 500
Centrales 2.000 BOLIVIA MM us$
Ampliaciones Tr. 400
CHILE MM us$
Generación 800
Terminal GNL 500
Gas desde Perú 2.000
ARGENTINA MM us$
Ampliación
Cap. Transporte 700
Gasoducto NEA 1.000
Terminal GNL? 500
METHANEX
MONTEVIDEO
URUGUAIANA
PORTO ALEGRE
SAN SEBASTIAN
BAHIA BLANCA
EL CONDOR
PAYSANDU
MEJILLONES
TOCOPILLA
LOMA LA LATA
CUIABASANTA CRUZ
SAN PABLO
SANTIAGO
CONCEPCION
BUENOS AIRES
CORNEJO
TUCUMAN
PARANA
SAN JERONIMO
RIO DE JANEIRO
SAO MATEUSBELO HORIZONTE
19
15
6
3
9
3330
5
3 7
9
8
23
CAMISEA
LA PAZ2,5
14
7
30
En operación
En Proyecto
En Estudio
Estudio, transporte GNL
En Construcción
Cap. de transporte(MMm3/día)
RANCAGUA
11
20
PISCO
LIMA
CAMPO DURAN
MADREJONES
METHANEX
MONTEVIDEO
URUGUAIANA
PORTO ALEGRE
SAN SEBASTIAN
BAHIA BLANCABAHIA BLANCA
EL CONDOR
PAYSANDU
MEJILLONES
TOCOPILLA
LOMA LA LATA
CUIABASANTA CRUZ
SAN PABLO
SANTIAGO
CONCEPCION
BUENOS AIRES
CORNEJO
TUCUMAN
PARANAPARANA
SAN JERONIMO
RIO DE JANEIRO
SAO MATEUSBELO HORIZONTE
19
15
6
3
9
3330
5
3 7
9
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23
CAMISEA
LA PAZ2,5
14
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30
En operaciónEn operación
En ProyectoEn Proyecto
En EstudioEn Estudio
Estudio, transporte GNL
En Construcción
Cap. de transporte(MMm3/día) Cap. de transporte(MMm3/día)
RANCAGUA
11
20
PISCO
LIMA
CAMPO DURAN
MADREJONES
INTEGRACIINTEGRACIÓÓN ENERGN ENERGÉÉTICATICA* Planes entre Gobiernos y empresas del Cono Sur 2003/2006
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Latín América
INTEGRACIINTEGRACIÓÓN ENERGN ENERGÉÉTICATICAVisión de CAF en 2006/7
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Latín AméricaSUMMARYSUMMARY
I. REGIONAL NATURAL GAS BALANCE
• Argentina• Chile• Brasil• Bolivia• Peru• Colombia y Venezuela
II. INTEGRATION? FINAL CONSIDERATIONS
III. SOMETHING ABOUT GAS ENERGY LATIN AMERICA
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Latín América
DisponibilidadeDisponibilidade
131,0
Industrial37,4GNC7,8
Térmico35,9
Residencial31,4
Otros8,1
-Valores en Mm³/d
-Otros (Comercial, Entes Oficiales y Sub Distribuidoras)
8,9
EXPORTAEXPORTAÇÇÕESÕES
ImportaciImportacióón n BoliviaBolivia
4,7
126,3(Prod 135,9)
TOTALTOTAL120,6120,6
Chile7,5
Uruguay0,4
Brasil1,0
1,5
Consumo del Sistema y Consumo del Sistema y PerdidasPerdidas
OFERTAOFERTA DEMANDADEMANDA
Fuente: Enargas y Secretaria de Energía
DEMANDA + EXPORTACIONES
Ene-Dic 2007 /Ene-Dic 2006Var. 0,4%
-3%
-6%
39%
32%
5%
-53%
-23%
Ene-Dic 2007/
Ene-Dic 2006
CRISIS ENERGCRISIS ENERGÉÉTICA ARGENTINATICA ARGENTINABalance Oferta x Demanda 2007Balance Oferta x Demanda 2007
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Latín América
1,592,49
3,905,02
6,99
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
jun-
04ju
l-04
ago-
04se
p-04
oct-
04no
v-di
c-04
ene-
feb-
05m
ar-0
5ab
r-05
may
-ju
n-05
jul-0
5ag
o-05
sep-
05oc
t-05
nov-
dic-
05en
e-fe
b-06
mar
-06
abr-
06m
ay-
jun-
06ju
l-06
ago-
06se
p-06
oct-
06no
v-di
c-06
ene-
feb-
07m
ar-0
7ab
r-07
may
-ju
n-07
jul-0
7ag
o-07
sep-
07oc
t-07
nov-
dic-
07en
e-
2004
2005
2006
2007
2008
usd/MMBtu
Promedio añoPrecio de venta de gas de ENARSA en ArgentinaPrecio de Importación de Bolivia a Argentina
Evolución mensual del precio del gas natural importado y precio de venta para segmento
industrial y generación city gate BA(*)
PRECIOS EN ARGENTINAPRECIOS EN ARGENTINA
de importación
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Latín América
592.869
540.429516.662
541.548
683.796
745.331
829.454
438.951 446156423.818
619.295
579.056
774.307
743.927
541.857
713.755
612.496
817.327806.876
688.333
62,366,3
63,167,5 68,6
72,975,9
83,5
94,9
101,6105,8
116,2
122,9125,8 125,4
138,1
143,5141,3 141,9 142,7
34,130,7
25,2 24,121,6 19,4 19,6 20,3 19,9 18,4 19,3 19,0 18,5 17,8 15,6
12,2 10,3 8,5 8,6 8,2
-
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
900.000
1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Milh
ões
M3
-
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
160,0
Milh
ões
M3/
d e
Res
/Pro
d em
ano
s
Reservas Provadas Produção Relação Res/Prod anos
Privatización 92/93: inversiones, elevación del consumoIntervención del Gobierno: precios congelados, reducción inversiones, elevación del consumo
Concentración Competición y Regulación Confusión
Reforma del sector:privatización, desconcentración y nueva regulación
Intervención y quiebra del modelo
CRISIS ENERGCRISIS ENERGÉÉTICA ARGENTINATICA ARGENTINARelaciRelacióón Reservas / Produccin Reservas / Produccióónn
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Latín América
Este balance considera el pasar 50% de las reservas probables a probadas, sin tener que cambiar la urgente necesidad de alterar la matriz energética
137,1 136,3 139,5131,8
123,9116,2
109,0102,5
130,6
145,8 149,3 152,9160,5
164,5168,5
117,9122,2
126,2 129,6 133,1
136,8140,6
144,4 148,5141,8137,5
156,7
0
50
100
150
200
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Mm
³/d
Disponibilidade Volume propostoVolume que falta para atingir o contrato Demanda InternaDemanda Interna + Exportações
Volumen que falta para atingir contrato + Volumen Propuesto = Volumen Contrato YPF Enarsa
ESCENARIO DE GAS NATURAL EN ARGENTINAESCENARIO DE GAS NATURAL EN ARGENTINABalance Oferta x DemandaBalance Oferta x Demanda
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Latín América
DÉFICIT
Programa GASPLUS
(incentivar nuevaexploración)
AmpliaciónCapacidadTransporte
Menor Producción
VeranoInyección
Terminal RegasBuenos Aires y
Montevideo
Terminal RegasBahía Blanca
Nuevas Térmicas
AumentoRetención
Exportaciones
Nuevo ContratoBolivia
RETOS DEL MERCADO DE GN EN ARGENTINA RETOS DEL MERCADO DE GN EN ARGENTINA Medidas de EmergenciaMedidas de Emergencia
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Latín América
“IMPUESTO DE LAS RETENCIONES”
Equivalente al mayor precio de importación de gas, ex:
– Ejemplo de aplicación:
• Precio venta del contrato = 3,50 + Imp. Retenciones (7,8) Precio Final = 11,3 USD/MMBTU
• La mayor parte de contratos están arbitrando comercialmente sobre la aplicación del
impuesto de retenciones visto que no había esa figura en los contratos
• Si el comprador no paga las retenciones el Precio de Venta = 3,5 – 7,8 = -5,0
USD/MMBTU (perjuicio del exportador)
• Estas operaciones se tornaron inviables, visto que ni Chile en Methanex ni AES
Uruguayana pueden pagar este precio
• Este esquema permite al Gobierno Argentino garantizar el gas en su mercado
interno, o sea, el gas no se corta, solo el precio es con retenciones (no ha fuerza
mayor en contratos)
CAMBIOS REGULATCAMBIOS REGULATÓÓRIOSRIOSMercado Argentino - Actualidades
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Latín América
LNG BAHIA BLANCA
La fecha mirada para recibir el primer barco es Mayo 28, pero existen muchos problemas ambientales para aprobar las obras
Capacidades:
– Almacenaje: 80 Mm³ equivalentes a 135 mil m3 de LNG
– Regasificación: 10 Mm³/d (8 días de operación a plena carga)
Están contratadas 4 cargas para invierno de 2008 y mas dos en cierre;
La intención es contratar 4 cargas mas, con un total entre 8 y 10;
El importador es YPF con cargas de Trinidad Tobago en su mayor parte
El comprador de gas es ENARSA que va a distribuir por el mercado final
Se habla de precios en cerca de US$ 14/MMbtu
LNG EMERGENCIALLNG EMERGENCIALMercado Argentino - Actualidades
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Latín América
Bahia BlancaN
eubaII
Neuba II
Neuba I
San Martin
Neuba I
Gasoduto de ExportaciónGasoduto de DistribuciónTGSTGN
24-30
36
24
DIAMETRO (in)
26,33.143San Martin
28,9682Neuba II
14,1643Neuba I
CAPACIDAD (Mm³/d)EXTENSION (km)GASODUCTOS
FUTURO GNL
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Latín América
0
20
40
60
80
100
120
140
160
MMm3/dia
Consumo Industrial
Cons.UTE (sem bicombustível)
Outros
Oferta Local
BALANCE OFERTA X DEMANDA DE GN BALANCE OFERTA X DEMANDA DE GN Argentina (2008Argentina (2008--2009) 2009)
Mismo considerando las UTEs bi-combustible con fuel oil, la oferta local < demanda total del sistema durante el invierno. Como solucionar?
Mismo considerando las UTEs bi-combustible con fuel oil, la oferta local < demanda total del sistema durante el invierno. Como solucionar?
Deficit de 16 MMm3/dia en jun/2008 y 18 MMm3/dia en jun/2009Deficit de 16 MMm3/dia en jun/2008 y 18 MMm3/dia en jun/2009
Análisis Conjunto Gas Energy – PSR
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Latín AméricaSUMMARYSUMMARY
I. REGIONAL NATURAL GAS BALANCE
• Argentina• Chile• Brasil• Bolivia• Peru• Colombia y Venezuela
II. FINAL CONSIDERATIONS – INTEGRATION?
III. SOMETHING ABOUT GAS ENERGY LATIN AMERICA
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Latín América
Hídrico Térmico
2.936 MW4.635 MW
GasCarbón
OtrosGasoil
1.857872127 80
Potencia Total Instalada: 7.571 MW
CHILECHILEDemanda TDemanda Téérmica y la Dependencia del GN 2007rmica y la Dependencia del GN 2007
Consumo de gas de ~ 8,0 Mm³/día para atender la Demanda Térmica de 1.857 MW instalados Fuente: Energética Chile
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Latín América
- GasAtacama- Norandino
- Bandurrias- Methanex
- GasAndes- Gasoducto del Pacífico
CHILECHILEGASODUTOS DE IMPORTACIGASODUTOS DE IMPORTACIÓÓNN
Fonte: GASCO Chile
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Latín América
Basicamente la Cuenca Noroeste corto los volumes exportados
Mismo ha caído mas de la mitad de Mayo a Junio/07, el mes de Julio hubocortes de 100% del suministro
12,5 12,2
1,4 1,2
16,216,2
0,02,04,06,08,0
10,012,014,016,018,0
Julio2005
Agosto2005
Julio2006
Agosto2006
Julio2007
Agosto2007
Mm
³/dia
Noroeste Neuquen Austral
CRISIS ENERGCRISIS ENERGÉÉTICA CHILETICA CHILECortes Crecientes en ImportaciCortes Crecientes en Importacióón de Argentinan de Argentina
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Latín América
6,404,303,132,512,352,532,402,31US$/MMBTU
20072006200520042003200220012000Año
CHILECHILERESTRICCIONES DE GAS A CHILE Y ALZA DE PRECIOSRESTRICCIONES DE GAS A CHILE Y ALZA DE PRECIOS
Alza de Precios para financiar crisis energética en ArgentinaGobierno Argentino acaba de anunciar nueva alza de impuestos
Fuente: GASCO Chile
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Latín América
ESTADESTADÍÍSTICAS DE MERCADOSTICAS DE MERCADOExportaciones Argentina (Cuenca Austral) Chile
Media 2006: 5,5 Mm³/d
Media 2007: 2,0 Mm³/d
Gas Natural Exportado por la Argentina (Cuenca Austral) a Chile (Methanex)
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Latín América
Elaboración: Gas Energy
CHILECHILEBalance Oferta x DemandaBalance Oferta x Demanda
30,830,029,328,527,426,826,1
24,023,122,621,220,419,719,017,917,316,716,115,214,7
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Mm
3/d
Argentina Produção Expansão GNLDemanda Total Demanda Não Térmico
Fonte: CNE Chile
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Latín América
Precios muy altos de la energía eléctrica por los próximos dos años hasta disponer de LNG (el marginal será gasoil)
Riesgo de racionamiento en los próximos dos o tres años debido a atraso en las inversiones en centrales eléctricas
En el norte del país, probable restricción al desarrollo de la industria minera
Proyectos en actual desarrollo, principalmente en base a carbón, solucionan oferta de 2010 ó 2011 en adelante
Dudas respecto a la energía primaria a usar en la generación de electricidad en el largo plazo
Incertidumbre jurídica en temas ambientales
CHILECHILESituaciSituacióón Actualn Actual
Gas Natural
Carbón - LNG
X
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Latín América
CHILECHILENuevas Fuentes de Suministro de GNL Nuevas Fuentes de Suministro de GNL -- QuinterosQuinteros
ENAP
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Latín América
CHILECHILENuevas Fuentes de Suministro de GNL Nuevas Fuentes de Suministro de GNL -- MejillonesMejillones
ENAP
Central EléctricaAtacama
Central EléctricaEdelnor/Electroandina
GasoductoAtacama
GasoductoNorandino
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Latín AméricaSUMMARYSUMMARY
I. REGIONAL NATURAL GAS BALANCE
• Argentina• Chile• Brasil• Bolivia• Peru• Colombia y Venezuela
II. FINAL CONSIDERATIONS – INTEGRATION?
III. SOMETHING ABOUT GAS ENERGY LATIN AMERICA
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Latín América
ESTRUCTURA DEL GN EN BRASILESTRUCTURA DEL GN EN BRASILGasoductos y DivisiGasoductos y Divisióón de Mercados 2008n de Mercados 2008
REMAN
REGAP
REVAP
Belém
São Luis
Maceió
RLAM
REDUC
RECAPRPBC
REPLAN
REPAR
REFAP
Porto Velho
Cuiabá
Goiânia
Guamaré
Fortaleza
Natal
João Pessoa
Recife
Aracaju
VITÓRIA
REGÊNCIA
LAGOA
PARDA
CAMPOS
CABIÚNAS
ARRAIAL DO CABO
S.FRANCISCO DO SUL
GUARAREMA
CURITIBA
S.PAULO
PILAR
CABO
CORUMBÁ
RUC-4 (E&P)Porto Terminal
(Urucu)
Terminal
do Solimões
Coari
CampoGrande
No seconectan
No se conectan
Bolivia
30 Mm3/d
Argentina
3 Mm3/d GN
2 GW EE (~12 Mm3/d)Sur / Sureste
C. Oeste
20 Mm3/d
Noreste
15 Mm3/d
Norte 6 Mm3/d
GNL7Mm3/d
GNL14 Mm3/d
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Latín América
DisponibilidadDisponibilidad(estimada)(estimada)
??
??
?? OFERTAOFERTA DEMANDADEMANDA
ProducciProduccióónn InyecciInyeccióónn QuemaQuema E&PE&P
51,4 1,6 5,6 7,0
64,4 GNC7,0
Refin/Quím7,0
TOTAL64,4
Otros4,4
Importación GSABolivia
31,3
Importación BGBolivia
0,0Importación Cuiaba
Bolivia
0,0ImportaciónArgentina
1,1
- Valores en Mm³/d eq GN
- Otros (Res/Com/Cog)
4,2LLííquidos de GN (C2+)quidos de GN (C2+)
(estimado)(estimado)
6%
-2%
305%
-1%
23%
26% 2% 17% -12%
41%
Mar 2008/
Mar 2007
Mar 2008/
Mar 2007
37,1
??
??Térmico19,9
Industrial26,1
Fuentes: ANP, Abegas, ONS
ESTRUCTURA DEL GN EN BRASILESTRUCTURA DEL GN EN BRASILBalance Oferta x Demanda Marzo 08Balance Oferta x Demanda Marzo 08
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Latín América
ESTRUCTURA DEL GN EN BRASILESTRUCTURA DEL GN EN BRASILBalance Oferta x DemandaBalance Oferta x Demanda2008 ex2008 ex-- sistemas aislados (Norte, Uruguaiana, Cuiaba)sistemas aislados (Norte, Uruguaiana, Cuiaba)
Disponib.Propia
35
Bolivia ??
30
GNL2008 / 09 ??
21
DEMANDADEMANDAOFERTAOFERTA
35
65
86
Mm3/d
PrioridadMenor
MayorGNC
7Resid / Comerc
3
10
Industrial
28
38Refinarías
Petroquímica10
48
Térmico7.400 MW
4317
Falta 26
91- 5
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Latín América
13,42
16,53
6,757,797,84
23,69
11,87
1,002,003,004,005,006,007,008,009,0010,0011,0012,0013,0014,0015,0016,0017,0018,0019,0020,0021,0022,0023,0024,0025,0026,00
jan/
06
fev/
06
mar
/06
abr/0
6
mai
/06
jun/
06
jul/0
6
ago/
06
set/0
6
out/0
6
nov/
06
dez/
06
jan/
07
fev/
07
mar
/07
abr/0
7
mai
/07
jun/
07
jul/0
7
ago/
07
set/0
7
out/0
7
nov/
07
dez/
07
jan/
08
fev/
08
mar
/08
US$
/MB
tu
OCA1 GLP GN Bolívia QDCb City Gate GN Bolívia QDCa City GateGN Nacional Fórmula City Gate Óleo Diesel FO 1,0% USGC
Novo Preço PB 9,44
EVOLUCIÓN PRECIOS PRACTICADOS
COMPETITIVIDAD DE PRECIOSCOMPETITIVIDAD DE PRECIOSPrecios Practicados en Brasil
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Latín América
Proyección de la Expansión de la Oferta NacionalProyección de la Expansión de la Oferta Nacional
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
jan
fev
mar abr
mai jun jul
ago
set
out
nov
dez
jan
fev
mar abr
mai jun jul
ago
set
out
nov
dez
jan
fev
mar abr
mai jun jul
ago
set
out
nov
dez
1o. T
2o. T
3o. T
4o. T
1o. T
2o. T
3o. T
4o. T
1o. T
2o. T
3o. T
4o. T
2007 2008 2009 2010 2011 2012
mil
m³/d
Campos Existentes SE Novos Campos Gás Associado Santos Espírito Santo Total Nordeste
MERCADO DE GN EN BRASILMERCADO DE GN EN BRASILProyecciProyeccióón de la Ofertan de la Oferta
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Latín América
SEGUIMIENTO DEL SECTOR ELSEGUIMIENTO DEL SECTOR ELÉÉCTRICOCTRICOSituación de Embalses de Agua en Brasil
Fonte: ONS
Sequía en el SurSE SUL
Térmicas a Gas despachan en SE
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 33
Latín América
ARGENTINA
COLOMBIA
ECUADOR
PERU
BRAZIL
PARAGUAY
URUGUAY
VENEZUELA
BOLIVIA Cuiabá
Belo Horizonte
Porto Alegre
Buenos Aires
Santiago
Lima
VitóriaRio de Janeiro
São Paulo
Recife
Salvador
Montevideo
La Paz
Fortaleza
Caracas
Manaus
Porto Velho
Urucu
Brasília
Terminal de Regas
Gasoducto Existente
Gasoducto Previsto
Fuente: Petrobras
Terminal Regas Porto Pecém – CE (7 Mm³/d)
Inversión: US$ 40 millones
En Pecém Petrobras va a usar el píer existente que será
conectado al Gasfor (Recife –Fortaleza).
Posible Terminal Regas SuapePuerto Suape – PE (6 Mm³/d)
• Fundamental para atender la demanda térmica (principalmente no contratada)
• Probablemente mismo formato de Pecém
• Manati entrando en 2007 con 6 Mm³/d • Camamu y Potiguar entrando en 2010 +/- 2Mm³/d
NORESTE
Posibles Suministradores
Nigéria Trinidad & Tobago
Angola Venezuela Argélia
SOLUCIONES PARA EL DSOLUCIONES PARA EL DÉÉFICITFICIT
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Latín América
ARGENTINA
COLOMBIA
ECUADOR
PERU
BRAZIL
PARAGUAY
URUGUAY
VENEZUELA
BOLIVIA Cuiabá
Belo Horizonte
Porto Alegre
Buenos Aires
Santiago
Lima
VitóriaRio de Janeiro
Recife
Salvador
Montevideo
La Paz
Fortaleza
Manaus
Porto Velho
Urucu
Brasília
Terminal de Regas
Gasoducto Existente
Gasoducto Previsto
Terminal RegasificaciónBahia Guanabara –RJ (14 Mm³/d)
Inversión: US$ 140 millones
Fuente: Petrobras
En Rio de Janeiro un píerserá construido y conectado a la
red de gasoductos de
Reduc.
São Francisco do Sul Posible Terminal RegaseificacionRio Grande Sul o Santa Catarina (8 Mm³/d)
• Fundamental para atender la demanda térmica en el Sur (Araucária + Canoas) e tb. Expansión del consumo
industrial
• Déficit existente en tramo sur de Gasbol
• Indisponibilidad de GN argentino
• Otra opción expansión del Gasbol con gas de Santos –altas inversiones
• Posibilidad de realizar Swap con o SE (mayor oferta)
SUR Y SUDESTE
SOLUCIONES PARA EL DSOLUCIONES PARA EL DÉÉFICITFICIT
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Latín América
BAHIA DE SANTOSBAHIA DE SANTOSPré - Sal
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Latín América
Fonte: Petrobras
PotencialTupy y Jupiter
100 Mm3/d2015Carioca
GuaraPãoAçucar
SOLUCIONES ESTRUCTURALESSOLUCIONES ESTRUCTURALESDesarrollo Inversiones Pré-SalTupí y Júpiter
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Latín América
SOLUCIONES ESTRUCTURALESSOLUCIONES ESTRUCTURALESDesarrollo Inversiones Pre-SalTupi y Júpiter – Licuefacción Off-Shore
ARGENTINA
COLOMBIA
ECUADOR
PERU
BRAZIL
PARAGUAY
URUGUAY
VENEZUELA
BOLIVIA Cuiabá
Belo Horizonte
Porto Alegre
Buenos Aires
Santiago
Lima
VitóriaRio de Janeiro
Recife
Salvador
Montevideo
La Paz
Fortaleza
Manaus
Porto Velho
Urucu
Brasília
Terminal de Regas
Gasoducto Existente
Gasoducto Previsto
São Francisco do Sul
Proyectos Tupi + JupiterEtano ??Separación GLP y C5+Licuefacción Off shore
“Visión de Futuro”Sistema Satélite de LNG
1. Licuefacción Offshore2. Transporte Marítimo3. Almacenaje4. Terminales al largo de la
costa integrados con térmicas (sin necesidad de red de gasoductos)
5. Exportación Excedentes
MercadoSecundario
Complementar conDespacho Térmico
GNL Spot
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Latín AméricaTEMARIOTEMARIO
I. REGIONAL NATURAL GAS BALANCE
• Argentina• Chile• Brasil• Bolivia• Peru• Colombia y Venezuela
II. FINAL CONSIDERATIONS – INTEGRATION?
III. SOMETHING ABOUT GAS ENERGY LATIN AMERICA
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Latín América
Proceso complejo politico, nuevo Estado a partir de autonomías departamentales (4 + 2). No existe presión para inversiones y exportaciones de gas a pesar de la existencia de un gran mercado regional. Empresas aunque ven negocios en el mercado externo con incertidumbre y se limitan a mantener sus concesiones. Reciente nacionalización toma control del 51% de las empresas capitalizadas (operación y administración mixta con YPFB) y total de CLHB
CONSIDERACIONES POLITICASCONSIDERACIONES POLITICASGenerales
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Latín América
Nueva exploración complicadaDiferencia de precios mercado interno y mercado externo (petroquímica / GTL) limita inversiónInversiones son para mantener compromiso a Brasil y mercado internoYPFB que controla la cadena le falta gestión empresarial y tiene personal muy mal remunerado.Contrato de exportación a Argentina? Renegociación?Potencial existe – Búsqueda de oportunidades nicho
CONSIDERACIONES POLITICASCONSIDERACIONES POLITICASProblemas de la Industria
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 41
Latín América
BOLIVIABOLIVIAIngresos Fiscales
Fuente: Empresas del Sector
Evolution of royalty payments
253.2190.9 143.9
257.3400.0
1,383.0
$2.04
$3.73
0.0
200.0
400.0
600.0
800.0
1,000.0
1,200.0
1,400.0
1,600.0
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
$US MM
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00$US/MMBtu
Royalties, IDH and other taxes
Avg export price to Brazil
$1.01
$1.66
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Latín América
BOLIVIABOLIVIAPozos y Equipos de Perforación
Fuente: Empresas del Sector
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
e‐96
e‐97
e‐98
e‐99
e‐00
e‐01
e‐02
e‐03
e‐04
e‐05
e‐06
e‐07
e‐08
Equipos de perforacion(Ene 1996 ‐ Ene 2008)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
64 65 64
53
31 29
2115
9
3
Pozos perforados: 1998 ‐ 2007
ProduccionExploracion
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 43
Latín América
BOLIVIABOLIVIAInversiones
Fuente: Empresas del Sector
‐
100.0
200.0
300.0
400.0
500.0
600.0
700.0
800.0
900.0
1,000.0
1,100.0
1,200.0
1,300.0
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006
82.5110.0
275.9
633.6
1,147.0
657.5
812.3
292.1244.3
214.3
Inversion exploracion, produccion & transporte($US MM)
GasyrgGasOriente BolivianoCompresion RGGasbolTransredesProduccionExploracion
‐50.0
100.0 150.0 200.0 250.0 300.0 350.0 400.0 450.0 500.0 550.0 600.0 650.0 700.0
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006
50.8
110.0
270.8
604.8
442.1
266.1
199.6149.5
Inversion en exploracion y produccion($US MM ‐ 2007 estimado)
ProduccionExploracion
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 44
Latín América
4.1 4.0 4.2 3.9 4.2 3.8 4.25.3
18.3
23.8
27.428.7
27.626.7
19.8 19.3 18.8
‐
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005e 2007e
Reservas probadas(Trillones de pies cubicos TCFs)
BOLIVIABOLIVIAReservas de Gas Natural
Fuente: Empresas del Sector
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 45
Latín América
NOMINACIÓN GAS BOLIVIA
5,06 4,92 5,20
31,31 31,44 31,26
2,88 2,68 2,800,13 0,04 0,05
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
ene/08 feb/08 mar/08
Mill
ones
m3/
d
Mercado Interno GSA Argentina Otros
39,39 39,09 39,31
CRISIS GN EN BOLIVIACRISIS GN EN BOLIVIA
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 46
Latín América
Producción Máxima (360 días) 43Disponibilidad Máxima 40
Mercado Interno 6
Disponibilidad Líquida 34
Contratos Bolivia 42,2Cuiaba 2,3GSA 31,5 31,5BG – Comgas 0,7Argentina 7,7 2,5
US$ 40 a 50 Millones/año para mantener producción
Después deCortes
DISPONIBILIDAD GAS 2008DISPONIBILIDAD GAS 2008
CRISIS GN BOLIVIACRISIS GN BOLIVIA
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 47
Latín América
CRISIS GN EN BOLIVIACRISIS GN EN BOLIVIA
4,76,1
8,5
10,411,2
9,58,2
7,66,8
6,15,0
4,13,3 3,8
3,0 2,6 2,2 2,0 1,8 1,6
3,64,7
6,4
8,4
10,1
12,9
11,3
13,414,5
17,3
19,220,5
21,422,9
25,9
14,9
10,6
8,2
5,7
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
milh
ões
m³/d
Empresa Petrolera Chaco S.A. Vintage Petroleum Bolmana LTDA Pluspetrol Bolmacorp Dong Wom Corp Bolma
27,727,7
7,77,7
16,016,0
Contrato YPFBContrato YPFB--EANRSAEANRSA
Volumen mVolumen mááximo propuesto ximo propuesto con condicionantecon condicionante
Bolivia Bolivia Compromisos con Argentina todavCompromisos con Argentina todavíía no solucionadosa no solucionados
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Latín América
Precios de Gas Natural de Bolivia 1º TRIM 2008 2º TRIM 2008* Variación
Mercado Interno [media Feb/08]: 0,8019 US$/MPC 0,8019 US$/MPC
ARGENTINA: 6,9833 US$/MMBtu 7,7261 US$/MMBtu (+ 10,6%)
GSA:
• QDCb: 5,0698 US$/MMBtu 5,5223 US$/MMBtu (+ 9,0%)
• QDCa: 6,1112 US$/MMBtu 6,6405 US$/MMBtu (+ 8,7%)
• Precio Medio [30 MMm3d]: 5,5558 US$/MMBtu 6,0441 US$/MMBtu (+ 8,8%)
BOLIVIABOLIVIAPrecios Practicados en 2008
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 49
Latín AméricaSUMMARYSUMMARY
I. REGIONAL NATURAL GAS BALANCE
• Argentina• Chile• Brasil• Bolivia• Peru• Colombia y Venezuela
II. INTEGRATION? FINAL CONSIDERATIONS
III. SOMETHING ABOUT GAS ENERGY LATIN AMERICA
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 50
Latín América
Necesidad de Integrarel GN al restante del País
CrecimientoEconómico y
Consolidación de la Democracia
GN con Preciosbajos para MI
basado Camisea (sin subsidios -
no tiene igual en AL)
PERÚ GNLEscala,
participación en Mercado Global,
Monetizar recursos País
Inversiones en E&P con suceso
para GN
Necesidad de Desarrollo
Económico y Social
EstabilidadRegulatória
15 años(global y energía)
Oportunidades para actuarIntegración
Regional
ESTRUCTURA COMPETITIVA DEL GAS ESTRUCTURA COMPETITIVA DEL GAS NATURAL DE PERNATURAL DE PERÚÚ
GN en PERGN en PERÚÚComo AgregarComo AgregarValor y ElevarValor y Elevar
ParticipaciParticipacióón en lan en laMatriz EnergMatriz Energééticatica
??????
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 51
Latín América
GN en PERGN en PERÚÚComo AgregarComo AgregarValor y ElevarValor y Elevar
ParticipaciParticipacióón en lan en laMatriz EnergMatriz Energééticatica
??????
Agregar ValorReservas
Elevar ParticipaciónMatriz Energética
RETOS DE INDUSTRIA DE GN EN PERRETOS DE INDUSTRIA DE GN EN PERÚÚ
Petroquímica de Etano y Propano
FertilizantesMetanolIntegración RegionalGNL - Nueva Licuefacción
Generación Eléctrica (inserción del GN matriz hidrotérmica)
GNVGNC gasoducto virtualGasoducto al Sur y otras
regiones
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Latín América
RESERVAS (TCF)RESERVAS (TCF)
Lote 562,75
Lote 888,15
Mercado interno
4,0
Export.4,2TC
F
Total10,9 TCF
Libre2,7
Libre2,7
PERPERÚÚReservas en 2006
Fuente: MEM
12,5 (2007)
50%Petroquímica
en negociación
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 53
Latín América
ESCENARIO GAS NATURAL PERESCENARIO GAS NATURAL PERÚÚBalance Oferta x Demanda 2007
DisponibilidadDisponibilidad
7,4Industrial
3,6
GNV0,2
Térmico3,4
Res/Com0,2
Valores en Mm³/d
7,4
TOTALTOTAL7,47,4
OFERTAOFERTADEMANDADEMANDA
Fuente: Minem – Ministerio de Energía y Minas
2007 / 2006
Variación 50%
InyecciInyeccióónn
16,9
ProducciProduccióónn
24,3
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 54
Latín América
En 2007 se empezó la construcción de la unidad de liquefacción de Peru LNG con inicio de operación previsto para agosto de 2010.
• UbicaciUbicacióón:n: Pampa Melchorita.
• Capacidad:Capacidad: 18 Mm³/d (8 Mtpa LNG)
• Consorcio PERU GNLConsorcio PERU GNL::
• Inversiones Estimadas:Inversiones Estimadas: U$ 3,5 Mil Millones (ya desembolsado US$ 600 Millones)
• Mercado destinoMercado destino: EUA e México.
• Vida Vida ÚÚtil:til: 18,5 anos.
• Gas Disponible:Gas Disponible: 4 TCF.
Fuente: Ministerio de Minas e Energía de Perú y Hunt Oil
EUA Coréia Espanha
PERPERÚÚPerú LNG
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 55
Latín América
2,3 2,9 3,3 4,0 4,7 5,2 5,9 6,5 7,42,43,3 3,7 4,0
7,3 7,4 7,5 7,7 7,8
--
-
17,5
17,5 17,5 17,517,5 17,5
34,433,632,830,229,2
10,1
6,74,9
34,4
-
5
10
15
20
25
30
35
40
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Mm
³/dia
Geração T Industrial GNV Res - Com GNL (exp) Oferta
Posibilidad de Expansión del Escenario Térmico
OFERTA:Crecimiento de 5%
por año de producción
GAS NATURAL EN PERUGAS NATURAL EN PERUAnAnáálisis Estratlisis Estratéégico gico –– Potencial TPotencial Téérmicormico
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 56
Latín América
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
MC
FD
LOTE 56 LOTE 88
LOTE 57
LOTE 58
OTROS LOTES
LOTE 76
TREN 2
TREN 1
Tren 1: 2010-2040 Tren 2: 2014-2044
ESQUEMA DE SUMINISTRO DE PROYECTOS LNGESQUEMA DE SUMINISTRO DE PROYECTOS LNGLote 57 – Repsol-YPF + Petrobras
Lote 58 – Petrobras
Lote 76 – Repsol-YPF + Hunt Oil
GAS NATURAL EN PERGAS NATURAL EN PERÚÚProyecto LNG Pacífico
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 57
Latín América
0
5
10
15
20
25
30
35
40
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
Mm
³/dia
Lote 88 Lote 56 B 88 en B 56 Mercado Doméstico Contrato LNG reinjeção 88
Por contrato, parte da produção do Bloco 88 está destinada a abastecer o mercado local e parte ao projeto GNL. O Bloco 56 está destinado totalmente ao abastecimento do Projeto de GNL.
PRODUCCION DE GAS BLOQUE 88 Y 56 – CAMISEA
Nueva ExploraciónReinyeccion
Lote 88
Ventas LNG
Lote 88
2,5 TCF
Vendas
LNG
Lote 56
1,8 TCF
Compromiso
Mercado Doméstico 88
GAS NATURAL EN PERUGAS NATURAL EN PERUAnálisis Estratégico – Aumento de las reservas
Gran potencial para proyectos
petroquímicos Y termoeléctricos
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Latín América
GAS NATURAL EN PERUGAS NATURAL EN PERUQuímica del GN – Innumeras Posibilidades
Petroquímicos Fertilizantes Energia “Trading”
Gás NaturalGás Natural
AmôniaUréia
MetanolÁcido AcéticoEtenoPropeno
LNG
AGREGAÇÃO DE VALOR
Petroquímicos Fertilizantes Energia “Trading”
Gás NaturalGás Natural
AmôniaUréia
MetanolÁcido AcéticoEtenoPropeno
LNG
AGREGAÇÃO DE VALORAGREGACIÓN DE VALOR
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Latín América
• Camisea posee 11 TCF de gas de reservas;
• Este volumen será suficiente para suplir la exportación futura del Perú de GNL + MI, estimada en 30Mm³/d, incluyendo gas , por un periodo de 30 años.
Separación de Etano32,5 Mm³/d
10,5% de etano
Potencial de producción820 mil t/ano de Etano
5,6
2,1
3,3San Martin
Cashiriari
Pagoreni
Volumes de GN por estructura
TOTAL: 11 TCF (2006)
Potencial de producción de etanoTren de GNL
(2010) + MI
2,5 Mm³/d
30 Mm³/d de gas seco
GAS NATURAL EN PERUGAS NATURAL EN PERUAnAnáálisis Estratlisis Estratéégico gico –– Disponibilidad Materia PrimaDisponibilidad Materia Prima
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Latín América
Gas de Camisea tiene una señal de precios– Generación eléctrica 2 US$/MMBTU – No incentiva ciclos combinados e
hidroeléctricas– Industria 2.50 a 4.50 US$/MBTU – Alta demanda GNV, – Migracion de
empresas a Peru
Nuevo gas tiene otra señal de precios
Existe el desafío de sembrar el gas en el Peru con la creación de un fondo para desarrollo de infraestructura, llegando a mas regiones, aprovechando la ventana de oportunidad de precios.
CONSIDERACIONESCONSIDERACIONESGenerales
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Latín AméricaTEMARIOTEMARIO
I. REGIONAL NATURAL GAS BALANCE
• Argentina• Chile• Brasil• Bolivia• Peru• Colombia y Venezuela
II. FINAL CONSIDERATIONS – INTEGRATION?
III. SOMETHING ABOUT GAS ENERGY LATIN AMERICA
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 62
Latín América
‐
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
600,0
700,0
800,0
2003 2004 2005 2006 2007
94,2 103,2 110,7 113,1 118,3 12,9 11,2 12,2 12,3 12,3 92,3 90,5 87,6 96,7 103,6
314,3 356,3 402,8259,6
299,2 15,6 20,9
32,9
52,4
66,2
180,5 178,9
188,8
186,8 160,8
GBTU
D
Demanda Total País
Termoeléctrico
GNV
Industrial
Ecopetrol + RCSA
Petroquímico
Residencial
760,4720,9658,9
589,4614,9
Crecimiento Interanual
2003-2007
Termoeléctrico -2.9%
GNV 43.4%
Industrial 11.5%
Ecopetrol+RCSA 2.9%
Petroquímico -1.2%
Residencial 5.9%
Total país 6.6%
Fuente: Cálculos Ecopetrol S.A.
MERCADO DE GN DE COLOMBIAMERCADO DE GN DE COLOMBIAVisiVisióón en el Congreso n en el Congreso NaturgasNaturgas
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 63
Latín América
MERCADO DE GN DE COLOMBIAMERCADO DE GN DE COLOMBIAVisiVisióón en el Congreso n en el Congreso NaturgasNaturgas
BALANCE OFERTA-DEMANDA DE LARGO PLAZO
Fuente: Cálculos Ecopetrol S.A.
Balance de Largo PlazoPromedio 2008-2020
Oferta Total TPCCusiana/Cupiagua 3.06Guajira+Norte 2.97Magdalena Medio 0.14Sur 0.01Importación Venezuela 0.42Total Oferta 6.59DemandaNacional 6.07Exportación a Venezuela 0.18Total Demanda 6.25
Balance 0.35
Dependencia de Venezuela
Vale Exportar con Déficit Potencial
Volumen TérmicoEstacional e Incierto
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Latín América
Probadas147
132
15
Gas asociado (90%)
Gas no asociado (10%)
Occidente Sur
Oriente
Faja
PROBADAS PROBABLES POSIBLES
0,2
0,80,4
PROBADA PROBABLE POSIBLE
3421
8
83
PROBADAS PROBABLES POSIBLES
14
Plataforma Continental
PROBADAS PROBABLES POSIBLES
92
11 17
Probadas(147)
Prováveis(38)
Possíveis(42)
477 77
PROBADAS PROBABLES POSIBLES
No todas las reservas están disponibles para ser exploradas en el corto y medio plazo
VENEZUELAVENEZUELARESERVAS
Fonte: MEM Venezuela, PDVSA
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Latín América
VENEZUELAVENEZUELANo tiene gas libre
Anaco
79 Mm³/d
Mariscal Sucre
34 Mm³/d
Yucal Placer
8,5 Mm³/dBarrancas
2,8 Mm³/d
Zulia
40 Mm³/d
Total Nueva Oferta de GN: 164,3 Mm³/d – (2012)Fuente: PDVSA
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Latín América
VENEZUELAVENEZUELANo tiene gas libre
Consumo Interno Inyección / Recup. Secundaria
85,6 Mm³/d 92,9 Mm³/d2005
178,5 Mm³/d
Pro
ducc
ión
2012 123,8 Mm³/d 219,0 Mm³/d
342,8 Mm³/d
Oferta Actual
178,5
Zulia
40 Barrancas
2,8
Yucal Placer
8,5
Anaco
79
Mariscal Sucre
34
342,8 Mm³/d
2012Desarrollo de gas no asociado para suministrar al mercado interno
48% 52%
36% 64%
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Latín América
Colombia tiene mucho que aprender de los errores y aciertos en Brasil (gas firme flexible y almacenaje virtual)
Importaciones de gas de Venezuela? Terminal de regasificacion? Almacenaje?
Política de precios siguiendo la competitividad con otros energéticos (no incentivar sustitución acelerada con líquidos)
Ley del Gas nueva regulación intentando reducir concentración, concesión en transporte y libre acceso regulado
LECCIONES DE INTEGRACILECCIONES DE INTEGRACIÓÓN GN Y EEN GN Y EEErrores y Aciertos hechos en BrasilErrores y Aciertos hechos en Brasil
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Latín AméricaTEMARIOTEMARIO
I. REGIONAL NATURAL GAS BALANCE
• Argentina• Chile• Brasil• Bolivia• Peru• Colombia y Venezuela
II. FINAL CONSIDERATIONS – INTEGRATION?
III. SOMETHING ABOUT GAS ENERGY LATIN AMERICA
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Latín América
Las inversiones en infraestructura demandarán al menos 10.000 MM US$en los proximos 10 años
SUR BRASIL MM us$
Ampliación TBG 1.000
Urug-P. Alegre 320
Otros Transporte 1.000
Distribución 500
Centrales 2.000 BOLIVIA MM us$
Ampliaciones Tr. 400
CHILE MM us$
Generación 800
Terminal GNL 500
Gas desde Perú 2.000
ARGENTINA MM us$
Ampliación
Cap. Transporte 700
Gasoducto NEA 1.000
Terminal GNL? 500
METHANEX
MONTEVIDEO
URUGUAIANA
PORTO ALEGRE
SAN SEBASTIAN
BAHIA BLANCA
EL CONDOR
PAYSANDU
MEJILLONES
TOCOPILLA
LOMA LA LATA
CUIABASANTA CRUZ
SAN PABLO
SANTIAGO
CONCEPCION
BUENOS AIRES
CORNEJO
TUCUMAN
PARANA
SAN JERONIMO
RIO DE JANEIRO
SAO MATEUSBELO HORIZONTE
19
15
6
3
9
3330
5
3 7
9
8
23
CAMISEA
LA PAZ2,5
14
7
30
En operación
En Proyecto
En Estudio
Estudio, transporte GNL
En Construcción
Cap. de transporte(MMm3/día)
RANCAGUA
11
20
PISCO
LIMA
CAMPO DURAN
MADREJONES
METHANEX
MONTEVIDEO
URUGUAIANA
PORTO ALEGRE
SAN SEBASTIAN
BAHIA BLANCABAHIA BLANCA
EL CONDOR
PAYSANDU
MEJILLONES
TOCOPILLA
LOMA LA LATA
CUIABASANTA CRUZ
SAN PABLO
SANTIAGO
CONCEPCION
BUENOS AIRES
CORNEJO
TUCUMAN
PARANAPARANA
SAN JERONIMO
RIO DE JANEIRO
SAO MATEUSBELO HORIZONTE
19
15
6
3
9
3330
5
3 7
9
8
23
CAMISEA
LA PAZ2,5
14
7
30
En operaciónEn operación
En ProyectoEn Proyecto
En EstudioEn Estudio
Estudio, transporte GNL
En Construcción
Cap. de transporte(MMm3/día) Cap. de transporte(MMm3/día)
RANCAGUA
11
20
PISCO
LIMA
CAMPO DURAN
MADREJONES
INTEGRACIINTEGRACIÓÓN ENERGN ENERGÉÉTICATICAPlanes* en 2004 – Se terminó??
* Planes negociados entre Gobiernos y empresas del Cono Sur
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Latín América
GAS ENERGY tiene la opinión que esos proyectos se postergaran
Problemas Regionales contaminan la confidencia de los proyectos de integración:
Argentina con ChileArgentina con Brasil Bolivia con BrasilBolivia con ArgentinaVenezuela con ColombiaEcuador y Colombia en EE
La integración por gasoductos y por cables esta comprometida y la tendencia será creación de terminales que substituirán las necesidades regionales de importación con suministradores externos y sin riesgos políticos
Perú y en el futuro Brasil podrán utilizar el LNG como elementos de integración
INTEGRACIINTEGRACIÓÓN ENERGN ENERGÉÉTICATICAVisión de CAF en 2007
* Presentación en Gas Summit en San Pablo
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Latín América
REGAS – Terminales Importación GNL
Anunciados
ExistentesEn Construcción
LIQUEFACIÓN – Producción y Exportación GNL
Pecem, Brasil7 Mm3/d(2009)
Bahía de Guanabara, Brasil14 Mm3/d
(2008)
Sur – 8 a 10 Mm3/dQuintero, Chile8 –12 Mm3/d
(2009)
Mejillones, Chile8 Mm3/d
Perú LNG (2010)4.2 MTPA GNL18 Mm3/d GN
Uruguay – 8 Mm3/dArgentina10 a 15 Mm3/d2008 ??
INTEGRACIINTEGRACIÓÓN CON LNGN CON LNGGasoductos VirtualesGasoductos Virtuales
Colombia10 Mm3/d(2012) ??
PDVSA LNG (2013) ??
LNG Pré Sal 2015 (??)
Argentina10 Mm3/d2008
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Latín América
CONSIDERACIONES FINALESCONSIDERACIONES FINALES
Tendremos 3 a 4 años de restricción energética en países del Cono Sur y un sálvese quien pueda
Solamente un escenario de precios realistas de energía en los países es necesario para retomar las inversiones y atender la demanda de un crecimiento económico mas sustentable
El nuevo escenario nos señala una fuerte integración por LNG – Gasoductos Virtuales con señales de precio internacionales con altos costos para la región.
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Latín América
CONSIDERACIONES FINALESCONSIDERACIONES FINALES
Todavía hay innumeras oportunidades de intercambios aprovechando la infraestructura existente, contra estacionalidad de mercados, los costos de las soluciones alternativas (mayores y mas dañosos al ambiente) y facilidades de la regulación eléctrica que antes no existían (almacenamiento virtual de gas)
Es necesario planificar de forma anticipada para aprovechar estas oportunidades y olvidar situaciones pasadas que no contribuyen para solucionar las crisis
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Latín AméricaTEMARIOTEMARIO
I. REGIONAL NATURAL GAS BALANCE
• Argentina• Chile• Brasil• Bolivia• Peru• Colombia y Venezuela
II. INTEGRATION? FINAL CONSIDERATIONS
III. SOMETHING ABOUT GAS ENERGY LATIN AMERICA
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Latín América
GAS ENERGY es una empresa de Accesoria Empresarial con foco en las Industrias de Gas Natural, Energía y Petroquímica, con actuación en Brasil y el Cono Sur, sirviendo a clientes en toda la América Latina. Con sede en Porto Alegre, en sur de Brasil, y oficinas en Río de Janeiro, tiene una red de consultores asociados en Brasil, Argentina, Chile, Bolivia, Perú, Venezuela y Trinidad Tobago, garantizando plena satisfacción a sus clientes.
Douglas Abreu y Marco Tavares son Ingenieros Químicos con mas de 25 años de experiencia en la industria de petróleo, gas y petroquímica, tiendo actuado como ejecutivos de empresa brasileñas e internacionales (Petrobras, Repsol YPF, Petróleo Ipiranga, Braskem, Copesul).
Gas Energy tiene una equipe de 11 profesionales en Porto Alegre y Río de Janeiro, todos con graduación en Economía o Ingeniería.
GAS ENERGYGAS ENERGYPresentación de la Compañía (2 años)
Pedro Camarota, ex-Gerente Comercial de Repsol YPF Bolivia y mas de diez anos como ejecutivo en la industria de gas regional es el responsable pela oficina de Rio de Janeiro como su Director de Negocios.
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Latín América
GAS ENERGY LATIN AMERICA con sede en Montevideo y oficina en Santa Cruz de la Sierra es una Asociación Estratégica con Alvaro Ríos para actuar en América Latina agregando capacidad de análisis de los mercados energéticos regionales desarrollados por el en su rol como Secretario Ejecutivo de OLADE y Ministro de Hidrocarburos de Bolivia.
GAS ENERGY LATIN AMERICAGAS ENERGY LATIN AMERICANueva Operación (Marzo 2008)
Alvaro Ríos
GAS ENERGY LATIN AMERICA
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Latín América
GAS ENERGY LATIN AMERICA
Updated information - energy balances energiaNatural gas demand scenarios – regional/countryNatural gas pricing scenarios – regional/countryFeasibility and strategic analysis for power,
petrochemical and LNG projects, including local andregional considerations
Competive analysis of natural gas vs. alternativefuels
Strategic alliances PSR (electrical) – NCI (LNG International)
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Latín América
GAS ENERGY completó dos años con una cartera de clientes en todos los sectores involucrados en la cadena del gas natural, de Asesoría, de Proyectos Exclusivos o suscritores del Market Report:
Productores Asociaciones Distribuidoras GN
Eléctricas BancosQuímica y Petroquímica
Industrias
Transportistas
GAS ENERGYGAS ENERGYClientes
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Latín América
Muito Obrigado [email protected]
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THANK YOU