20. el gnl en latam - esan - julio 2018 - esan - l - cerrado

EL (GNL) EN LATAM;
COMBUSTIBLE EN
TRANSICION O DE
FUTURO.
CONFERENCIA EN ESAN, LIMA, JULIO DE 2018.

EL (GNL), Definiciones.
Se puede decir que un “combustible está en transición”
cuando en un horizonte de largo plazo (por ejemplo de
20 años) se va a producir un declive significativo.

El gas natural es un combustible limpio y respetuoso con el medio
ambiente, con un obstáculo - se requieren de grandes volúmenes en
condiciones ambientales, para superarlo, es necesario transportar el
gas natural a alta presión o en forma de líquido frío (GNL):
 El gas natural se puede transportar por medio de gaseoductos a
diferentes niveles de presión y temperatura ambiente. Los
gaseoductos de larga distancia transportan el gas natural a unos
80 bar.
 El gas natural comprimido (GNC) es transportado a unos 200 bar
y a temperatura ambiente.
 El gas natural licuado (GNL) es transportado a presión ambiente
o ligeramente por encima y -160 ° C.
Una importante reducción de su volumen es esencial para el
transporte de volúmenes importantes lo que también permite un
manejo flexible y la elección mas adecuada del sistema de
transporte.
GAS NATURAL, GNC, GNL - VOLUMEN

QUE ES GNL?
 GNL : Gas natural licuado,
 Enfriado a – 160oC(-256F).
 Presurizado a estado líquido.
 Resultado: ocupa 600 veces menos que en estado gaseoso – mas barato y fácil de
transportar.
 Cadena de suministro,
 Planta de Licuefacción en el sitio de la producción – Sistemas y procesos
termodinámicos de licuefacción - hasta alcanzar los -160oC(-256F).
 Transporte en buques tanques de GNL – Propulsados por medio de GNL.
 Plantas de Recepción cerca de los puntos de consumo equipadas con depósitos
de almacenamiento.
 Porque GNL y no a través de gaseoductos de transporte ?,
 Transportar GNL es mas barato que hacerlo por gaseoductos a distancias
mayores que 4.000 millas. (Incluyendo todos los costes de la cadena de valor).

 Beneficios medioambientales, sigue siendo GN, incluso mas limpio que el GN materia
prima.
 Mercados Remotos y/o gas natural remotos, monetización de reservas situadas en
puntos muy lejanos con relación a los mercados de consumo, por ejemplo el caso de
T&T y Japón, por ambos lados.
 Diversificación de suministradores, geopolítica.
 Coste competitivo.
 Recursos Abundantes / Suministro Spot en algunos mercados, mercado mas líquido.
 Generación eléctrica.
 Alternativas para el uso del gas natural, por ejemplo, diferente al GNC, muy
interesante para el sector transporte.
 Petroquímica.
 Diversificación de combustibles.
GNL PORQUE ?

Comparación entre el transporte de hidrocarburos por diferentes medios.
Entre paréntesis, capacidad de suministro en Bcm.
Fuente - Jensen Asociados.
Transporte de
petróleo
por barco
Gaseoducto 36”
Off-shore (10)
Gaseoducto 42”
Off-shore (29)
Gaseoducto
36”
ON-shore
(10)
Gaseoducto 56”
ON-shore (31)
ON-shore
Oleoducto
Dos Trenes de GNL
(11) = 8,25 TMA
$/MMBTU $/BBL
COMPARACION INFRAESTRUCTURAS, DUCTOS vs GNL
Punto donde se igualan Ducto con GNL

 Podemos llevar gas natural a cualquier país, incluso a cualquier punto del país aunque no
dispongamos de una red de gaseoductos.
 Dependiendo del tamaño del proyecto, el CAPEX del mismo (terminales de Regasificación)
puede ser aceptable sin realizar grandes inversiones, consecuencia de los nuevas tecnologías y
sistemas de mediana escala.
 La tipología de Terminales de Recepción, permiten elegir entre opciones de On-Shore u Off-
Shore, en función de plazos y costes.
 Importante oferta de GNL en el mercado, importantes proyectos a futuro de nuevas plantas de
licuefacción con origen en Australia, Canadá y EE.UU. En este momento mercado con
sobreoferta.
 Posibilidad de Contratos de compra de GNL a largo plazo o a corto plazo, con precios
indexados los primeros o Spot los segundos.
 Seguridad en manejo del producto.
 Simplificación logística de abastecimiento en la distribución interna del GNL y del gas natural.
VENTAJAS COMPETITIVAS DEL GNL,

CADENA DE VALOR DEL GNL
 La cadena de valor del GNL es «integral», todos los eslabones tienen una fuerte interdependencia.
 La decisión de inversión, en cualquier parte de la cadena, está condicionada por decisión de
inversión en las demás partes.

6 – 10 bn$ 1 – 2,5 bn$ 0,5 – 1,5 bn$
PRODUCCION LICUEFACCION TRANSPORTE REGASIFICACION
CAPEX EN (Millones $)
OPEX EN ($/MMBTU) 3,6 – 5,6$ 0,8 – 1,5$ 0,4 – 0,8$
$1,6 $5,2
$7,2
$6,0
$8,7
$6,
$9,5Precio medio de producción
CADENA DE VALOR DEL GNL CAPEX Y OPEX
Fuente – Autor.
CAPEX – estimado para una proyecto de 8 MTPA
750 – 1.250 $/tm

LA REGASIFICACION OFFSHORE ESTA CAMBIANDO LA FILOSOFIA DE LA CADENA DE VALOR DEL GNL
Futuro
ACTUAL
Almacenamiento y Regasificación Offshore
Gas
Extracción
Licuefacción Barcos GNL Almacenamiento Vaporización A
distribución
Tradicional
Almacenamiento
GNL
Comienzo Etapa intermedia Distribución
FSRU NUEVA CADENA DE VALOR
Almacenamiento
GNL
Gas
Extracción
Licuefacción A distribución
Licuefacción Offshore, Almacenamiento y Regasificación
A distribución

 La Producción de GN en América Latina y el Caribe = 640 Mm3/d.
 Esta producción representa el 7% de la producción mundial.
 El Consumo de GN es de 700 Mm3/d.
 La diferencia (déficit) de gas natural se cubre mediante;
 Importaciones mexicanas desde EEUU vía gasoductos.
 Compras de gas natural licuado (GNL) a través de las 12 terminales de
regasificación existentes.
 Las reservas probadas de gas natural en la región son del orden de 280 Tcf,
concentradas principalmente en Venezuela, pero existe a su vez un gran potencial de
desarrollo tanto en los recursos no convencionales, como en otros recursos
convencionales sub-explorados como el offshore.
INTRODUCCION

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, ARPEL.
MATRIZ ENERGÉTICA PAISES DE LATAM
Matriz Energetica

Productores e importadores.
 Los grandes países, Brasil, México y Argentina son a la vez productores e
importadores de gas natural, pero presentan una necesidad estructural para
atender la demanda interna, por lo que seguirán dependiendo de la
importación en los próximos años.
Exportadores con mercados internos reducidos o incipientes.
 Países con excedentes que los destinan a exportación,
 Perú desarrollo de Camisea, exporta GNL,
 Trinidad y Tobago exportador tradicional de GNL comenzó operaciones en
1999.
 Bolivia exporta la mayor parte de su producción por gasoductos a Brasil y
Argentina.
PRODUCTORES – IMPORTADORES - EXPORTADORES

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, ARPEL
PRODUCCIÓN, CONSUMO Y RESERVAS POR PAÍS

Fuente: Wood Mackenzie (Energy Markets Tool)
RESERVAS DE GAS NATURAL EN LATAM
COMERCIALES VS. TÉCNICAS
Entre los países productores de gas
natural, Colombia es el que menos
reservas dispone.

Gaseoductos
Gaseoductos en construcción
Terminales de regasificación
Terminales propuestas
Plantas de licuefacción
Áreas de producción gas
Áreas propuestas
PLANTAS Y
TERMINALES DE GNL
EN LATAM – ACTUALES
Y PROYECTADAS

TERMINALES DE
LICUEFACCION Y
DE REGASIFICACION
DE GNL
Fuente: IGU

TERMINALES DE LICUEFACCION Y DE REGASIFICACION DE GNL
Fuente: Varias, autor.

 Las importaciones de GNL representan 21 MMtpa (74 MMm3/día).
 La capacidad de regasificación es de 53 MMtpa y está distribuida entre Brasil, Argentina,
Chile, República Dominicana, Puerto Rico y México.
 Por otra parte existen dos países exportadores de GNL que son Trinidad y Tobago y Perú.
Actualmente existen proyectos de terminales de regasificación en muchos países de la
región, aunque el que tiene un mayor grado de avance se encuentra en Colombia.
 En cuanto a los movimientos vía gasoductos, Bolivia exporta a Brasil y Argentina unos 50
MMm3/día.
 También existe un flujo de gas de hasta 300 mil m3/día que abastece el mercado uruguayo
desde Argentina.
 Colombia exportaba entre 1 y 2 MMm3/d de gas natural a Venezuela pero ese flujo se
suspendió a mediados de 2015 y se espera que sea Venezuela quien exporte a Colombia en
los próximos años.
 A nivel regional, se espera que en los próximos años la brecha entre oferta y demanda de
gas natural se siga cubriendo vía importaciones, sin posibilidades de satisfacer la demanda
con oferta doméstica.
 La flexibilidad que se espera del mercado internacional de GNL favorecerá a aquellos
países importadores de la región. Por otra parte, es de esperar que proliferen nuevos
proyectos de regasificación en América Latina y el Caribe en el actual escenario.

 Hasta la década del noventa, en la región sudamericana, el uso del gas natural estuvo
limitado a los mercados nacionales, destacando la Argentina y, en menor medida,
Colombia, Venezuela y Bolivia. Los mayores cambios en el transporte del recurso se dieron
a partir de la construcción de gasoductos transfronterizos. Un proyecto pionero fue el
gasoducto Argentina-Bolivia, en 1972.
 A mediados de los noventa, el descubrimiento de importantes yacimientos en Bolivia
posibilitó la construcción del gasoducto (GASBOL) entre Santa Cruz (Bolivia) y San Pablo
(Brasil) de 3.500 km. Luego se construyeron varios gasoductos trasandinos entre la
Argentina y Chile a raíz de los descubrimientos de importantes reservas en Loma de la
Lata, Neuquén, Argentina. Desde fines de los noventa y sobre todo, en los inicios del nuevo
milenio, ante la necesidad argentina de volver a importar gas desde Bolivia, a raíz de la
declinación de las reservas en el país, el 29 de junio de 2006, Enarsa y Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) firmaron un contrato mediante el cual fijaron el
precio y el volumen de gas que se enviaría a la Argentina desde Bolivia.
INTRODUCCIÓN

 La Argentina, a raíz de la disminución de las reservas de gas natural y la baja en su
producción, sumado a los problemas de Bolivia para cumplir con los contratos de
abastecimiento firmados, inicia en 2008 la importación de GNL hasta la actualidad y con
tendencia a mantener esta situación, por lo menos en el corto y mediano plazo, hasta tanto
no se consiga aumentar la disponibilidad de gas natural, ya sea por recuperación de
yacimientos maduros, por nuevos descubrimientos o por la explotación de los recursos no
convencionales existentes como el shale gas, con dificultades para tornarlos económicamente
viables debido a la necesidad de grandes inversiones.
 En 2012, en contraposición con la situación de la Argentina cada vez más dependiente de
importaciones de GNL, Colombia y Venezuela que comparten una frontera de 2.219
kilómetros buscan profundizar su integración energética a través de negociaciones para el
desarrollo de un gasoducto entre Colombia, Venezuela y Centroamérica, expandiendo su
área de influencia hacia América Central. Este proyecto se suma al actual gasoducto que
abastece a Venezuela desde Colombia, a pesar que las mayores reservas de gas de la región
se encuentran en Venezuela. Sin embargo, también Colombia se encuentra entre los países
con nuevas propuestas de plantas regasificadoras.
INTRODUCCIÓN

SUMINISTRO DE GAS NATURAL EN ARGENTINA
Fuente: Ministerio de Energía y Minas.

El suministro de GNL a Argentina proviene de una variedad de países a través del mercado
spot. En 2017, Qatar, Guinea Ecuatorial y Trinidad y Tobago proporcionaron la mayoría de
las entregas de GNL a Argentina, mientras que los EE. UU. Proporcionaron cinco cargas
desde Sabine Pass. Se espera que la demanda de GNL en Argentina disminuya con el tiempo
a medida que la producción nacional de Vaca Muerta y otras áreas se acelere. La producción
ha tenido una tendencia ascendente desde 2014, y el aumento de la actividad de la
industria indica un aumento mayor de la producción en el corto plazo. Wood Mackenzie
proyecta que la producción de gas de Vaca Muerta podría exceder los 0,67 Bcf/d el
próximo año, alrededor del triple del nivel de 2017, y superar los 3.500 mpc/d para el
2026. Incluso con tal crecimiento en la producción interna de gas, es probable que el GNL
continúen desempeñando un papel en el cumplimiento de la demanda máxima de
invierno en el futuro, y el creciente suministro de GNL en los Estados Unidos puede expulsar
a los envíos de otros países.
EL GNL EN ARGENTINA

Ante las necesidades crecientes de importar GNL, han surgido en el país varias propuestas de
instalaciones de plantas regasificadoras. Se encuentran funcionando:
 Desde 2008, un barco regasificador (capacidad máxima de regasificación de 12,5 millones de
metros cúbicos diarios) en el muelle MEGA de Puerto Galván, Bahía Blanca, se conecta -a
través de un gasoducto de vinculación con la Compañía Profértil S.A- al sistema troncal de
gasoductos de Transportadora de Gas del Sur S.A, en el complejo General Cerri y;
 Desde 2011, una terminal portuaria de regasificación en Escobar (Provincia de Buenos
Aires), obra de ENARSA y REPSOL-YPF, conectada -a través de un gasoducto de vinculación
de 30 kilómetros- con la estación de regulación de Los Cardales, en los tramos finales del
Gasoducto Norte, de Transportadora de Gas del Norte con una capacidad de transporte de
hasta 10 millones de m3 diarios.
 Planta regasificadora en Puerto Cuatreros (provincia de Buenos Aires) Inversión 200 millones
de dólares. Capacidad estimada: 25 millones metros cúbicos por día. Generó importantes
conflictos con la población local, aún se encuentra en discusión y temporalmente se
encuentra funcionando un barco regasificador en el Puerto de Ingeniero White situado en las
inmediaciones de la localidad de General Cerri
EL GNL EN ARGENTINA

PLANTA DE REGASIFICACION DE BAHIA BLANCA
 El objetivo de la Operación de Regasificación de GNL en Bahía Blanca es el
abastecimiento de gas natural al sistema troncal de gasoductos (TGS) y planta Profertil.
 Para ello se utiliza un Buque Regasificador, que permanece anclado en el muelle de
Planta Mega, ubicado en Puerto Galván.
 Este sitio fue seleccionado por reunir las características adecuadas para este tipo de
operaciones:
 Aguas profundas.
 Existencia de muelle de inflamables (GLP y Gasolina).
 Servicios auxiliares.
 Proximidad a la red de transporte

Para el desarrollo del proyecto se llevaron a cabo distintas obras, tales como la
adaptación del muelle en Planta Mega:
 Construcción de un nuevo punto de amarre.
 Montaje del Brazo de Descarga.
 construcción de un gasoducto para interconectar el FSRU con el gasoducto de
alimentación a Profertil.
 Instalaciones para vincular el gasoducto de Profertil con la red troncal de TGS en
Planta Solar - General Cerri.
PROYECTO EN BAHÍA BLANCA

PLANTA DE REGASIFICACION DE BAHIA BLANCA

GNL ESCOBAR
 Terminal de recepción de GNL.
 Ubicación – Río Paraná, Argentina
 Comienza la Construcción - 2009
 Termina la construcción - Mayo 2011
 Comienza a operar - Junio 2011
 Capacidad - 500 MMPCD.
 Inversión estimada - $140-$150m

PROYECTO EN ESCOBAR
Las obras ejecutadas en un tiempo record de 8 meses (“fast track”) incluyeron:
 Construcción de un nuevo muelle.
 Instalaciones civiles, mecánicas y eléctricas del sistema de descarga de gas en alta
presión.
 Tendido de un gasoducto de 30 pulgadas de diámetro y 31 Km de longitud.
 Sistema de regulación y medición fiscal (“custody transfer”), en Los Cardales, donde
se conecta al gasoducto troncal “Centro Oeste”.

ESQUEMA OPERATIVO - ESCOBAR
OPERACIÓN SHIP TO SHIP

 El caudal diario regasificado en Escobar y Bahía Blanca ha alcanzado un máximo de
29 millones de metros cúbicos, representando aproximadamente un 20% del
consumo nacional.
 Las operaciones de regasificación han demostrado una alta flexibilidad, permitiendo
el cumplimiento de las reprogramaciones diarias de los Despachos de Gas
Involucrados (TGN – TGS).
 Se destaca que durante la ejecución de las obras y en las operaciones de Bahía
Blanca y Escobar, no se han registrados accidentes con pérdida de días.
 YPF se ha posicionado como líder en operaciones de regasificación de GNL en la
Argentina, avanzando rápidamente en la planificación de desarrollo de nuevos
proyectos, asimismo en la expansión y optimización de la capacidad operativa de las
instalaciones existentes.
CONCLUSIONES

 Brasil comenzó la importación de GNL en 2009, con el objetivo de evitar un nuevo
“emergencial” como el ocurrido en el año 2001, que supuso importantes recortes en el
suministro de energía eléctrica con efectos perniciosos y fuertes repercusiones en las
elecciones presidenciales en 2002.
 El sector eléctrico brasileño es muy dependiente de las plantas hidroeléctricas, cuya
viabilidad no solo impacto en el medio ambiente, sino también en las decisiones
gubernamentales que restringen las autorizaciones de grandes pantanos. En el periodo
2011-2015, las importaciones de GNL crecieron de forma importante.
 Petrobras es el único importador de GNL, por medio de las tres terminales FSRU ubicadas en
los estados de Rio de Janeiro, Bahía y Ceará.
 En 2015 Petrobras importó un volumen record de 5,7 Mtpa (7,56 Bcma) y gastó 2,75
Millardos de $USA, en condiciones FOB. El record en regasificación de GNL en Brasil, alcanzó
los 20 MM m3/día (promedio), sumando la actividad de las tres terminales.
INTRODUCCIÓN

 En 2014 el consumo de gas natural alcanzó el record de 99,3 MMm3/day (36,2 Bcma), el
sector industrial consumió 42,9 MMm3
/día (15,7 Bcma) y el sector de la generación 46,8
MMm3
/día (17,1 Bcma). En 2015,elconsumo bajó ligeramente a 98,63 MMm3
/día. Por
primera vez el consumo del sector de la generación fue superior al del sector industrial.
 Como consecuencia de la crisis, profunda, y la subida de precios, el consumo de energía
eléctrica cayó un 2,1% en 2015 y un 0,9% en 2016. El consumo de electricidad por la
industria se contrajo un 5,3% en 2015 y un 2,9% en 2016.
 El impacto real en el sector del gas natural ha sido una reducción importante del consumo
a finales de abril de 2016, llegando a 80,3 MMm3
/day (29,3 Bcma) en el sector industrial
40,8 MMm3
/día (14,9 Bcma) y 29,6 MMm3
/día (10,8 Bcma) en el sector eléctrico,
consecuencia de la menor demanda de electricidad, incremento de 8,8 GW en eólica,
biomasa e hidráulica en 2016.
IMPACTO DE LA CRISIS ECONOMICA EN LA DEMANDA DE GAS NATURAL

EVOLUCION DEMANDA DE GAS NATURAL Y REGASIFICACION DE GNL
Fuente: Ministerio de Energía y Minas Brasil y Oxford Energy

 Hasta 2015, el suministro neto de gas en Brasil se dividió aproximadamente entre el 50 por ciento
del gas nacional y el 50 por ciento importado. En 2015 los suministros netos de gas se situaron en
102,58 MMm3/día (37,5 Bcma), con Bolivia suministrando 32,03 MMm3/día (11,7 Bcma) y GNL
regasificado 17,94 MMm3/día (6,5 Bcma), el resto fue suministrado por el gas nacional, 52,15
MMm3/día (19,2 Bcma).
 Para 2016, los suministros netos de gas habían caído a 84,54 MMm3/día (30,9 Bcma), debido a la
menor demanda. Los suministros se componían de 28,03 MMm3/día de Bolivia (10,2 Bcma), 52,4
MMm3/día (19,1 Bcma) de gas doméstico y solo 3,81 MMm3/día (1.4 Bcma) de GNL.
 En los últimos tres años, la producción bruta de gas nacional se ha incrementado constantemente
como resultado de la creciente contribución del gas asociado del pre-sal. En diciembre de 2016, la
producción de gas bruto en Brasil alcanzó un récord de 111,77 MMm3/día. Una gran cantidad de la
producción nacional que se ha reinyectado debido a la falta de infraestructura de ductos costa
afuera que permita que el gas llegue a los mercados. En 2016, la cantidad de gas reinyectado
promedió 30,24 MM m3/día, que es casi equivalente al volumen importado de Bolivia. En los últimos
meses, Petrobras ha podido bombear volúmenes adicionales de gas doméstico al mercado a través de
dos ductos costa afuera ubicados en Río de Janeiro y Sao Paulo, con un tercero en construcción y cuya
puesta en marcha está prevista para 2018.
PRODUCCIÓN REINYECCIÓN E IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL

Producción Reinyección e importación de gas natural
Fuente: Ministerio de Energía y Minas - Brasil

 Ante una situación de menor demanda interna, mayor producción interna y la necesidad de
frenar el gasto en moneda extranjera, Petrobras actuó rápidamente para reequilibrar su
configuración de suministro. Las importaciones de GNL fueron las primeras en sufrir.
 Petrobras movió su FSRU Excelerate desde la terminal de GNL de Guanabara (TEGUA) hasta
la terminal noreste de Pecem en Ceará, que tenía un FSRU más pequeño fletado con Golar
('Espíritu Golar').
 TEGUA dejó de regasificar el GNL en mayo de 2016.
 La terminal de Pecem sigue funcionando a aproximadamente al 10% de su capacidad (25
por ciento de su capacidad original). El volumen de GNL que se regasificó cayó a su punto
más bajo en el 4T 2016, cuando registró un promedio de 1,46 MMm3/día.
 En diciembre de 2016, Petrobras anunció que estaba invocando una cláusula de terminación
anticipada en su contrato de fletamento con el 'Golar Spirit'. El contrato expiraba en agosto
de 2018, pero Petrobras decidió terminarlo en junio de 2017.
 Además, Petrobras podría verse obligada a desmovilizar la terminal de Pecem porque las
autoridades del Estado de Ceará pretenden utilizar el área que actualmente utiliza la terminal
para otros fines.
 Si esto sucede, la capacidad de regasificación dentro del país puede descender a 14-20
MMm3/día, dependiendo de cuál de las FSRU restantes permanece en su lugar.
CONSUMO DE GNL

 Además de reducir las importaciones de GNL, Petrobras también ha ejercido la flexibilidad a la
baja en su contrato con Bolivia que permite una flexibilidad del 80% (mensual) sobre un promedio
anual (Take or Pay de 80 por ciento).
 En febrero de 2017, Petrobras anunció que reduciría a la mitad su volumen de compras desde
Bolivia de 30 MMm3/día a 14,5 MMm3/día, alegando una menor demanda industrial y eléctrica
y una mayor producción nacional. Esto llevó a YPFB de Bolivia a acelerar la búsqueda de mercados
alternativos en Brasil y Argentina.
 Según YPFB, actualmente están en conversaciones con la estatal argentina ENARSA y la empresa de
distribución de gas de Sao Paulo (Comgas) para vender 8 MM3/día. A pesar de que, según los
informes, Petrobras aumentó su volumen de compras desde Bolivia a alrededor de 22 MMm3/día a
principios de marzo, no se espera que consuman todos los volúmenes contractuales en los
próximos meses.
 La decisión de Petrobras también puede afectar las importaciones de GNL a Argentina porque si
se pone a disposición de la Argentina más gas boliviano, Argentina puede importar menos GNL. La
demanda de gas en Argentina ha disminuido debido al aumento en los aranceles implementados
por el presidente Macri y al lento crecimiento económico en general. En 2016, el ENARSA de
Argentina importó 4,9 Bcm de GNL, en comparación con 5,8 Bcm en 2015. En 2016, ENARSA
también canceló y pospuso algunas cargas debido a temperaturas de invierno más suaves de lo
esperado.
CONSUMO DE GNL

BALANCE DE GAS NATURAL - BRASIL

BRASIL – RED DE GASEODUCTOS Y GNL
Puerto PECEM
Bahía de
Guanabara
Red de transporte = 28.000 km.
Volumen de gas transportado = 80
MMm3/día.
TRBA

Terminal FSRU en Bahía de Guanabara
Fonte: PETROBRAS – set/2007
 Implantación de un Pier en Bahía de Guanabará – RJ
 Capacidad de regasificación de 14 MMm3/día.
 Gaseoducto de 16 km (submarino y terrestre).

TERMINAL DE GNL EN PUERTO PECEM - BRASIL
Fonte: PETROBRAS – set/2007
 Instalación de un FSRU en Porto Pecem – CEARÁ.
 Capacidad de regasificación de 7 MMm3/día.
 Gaseoducto terrestre.
 Ciclo combinado ubicado en Pecem.

TERMINAL DE GNL “TRBA” EN BAHIA
 Petrobras incorporó a la red de gasoductos brasileña, (24/01/2014), el primer
cargamento de gas regasificado en su Terminal de Regasificación de Gas Natural
Licuado (GNL), localizado en Baía de Todos os Santos, en Salvador, Bahia. La Terminal
de Regasificación de Bahia (TRBA) tiene una capacidad de regasificación de 14
millones de millones de m³/día de gas natural. Con su entrada en operación, la
capacidad de regasificación de gas natural de Petrobras aumenta desde 27 millones
de m³/día hasta 41 millones de m³/día, lo equivalente a casi una vez y media la
capacidad de importación de gas de Bolivia.
 Con una inversión de aproximadamente R$ 1.000 millones, el TRBA es la tercera
terminal de regasificación de GNL de Brasil. Integrante del Programa de Aceleración
del Crecimiento (PAC), del Gobierno Federal, esa terminal empezó a construirse en
2012 y fue concluida dentro del plazo establecido, generó 3.623 puestos de trabajo
directos en la región, registrando un índice de nacionalización de equipamientos y
servicios en torno al 90%.

TERMINAL DE GNL “TRBA” EN BAHIA
El proyecto tiene como objetivo principal
aumentar la confiabilidad del suministro
en la región Nordeste, reduciendo la
volatilidad de la demanda de gas para
generación termoeléctrica y la
expectativa de aumento de la demanda
frente a la caída de la oferta local de gas.
Inicio de operación: septiembre 2013.

Entre los nuevos agentes esperados para el GNL en Brasil, se destacan las UTEs
vencedoras de la subasta A-5 de noviembre de 2014: UTE Nuevo Tiempo y UTE
Río Grande, ambas pertenecientes al Grupo Bolognesi. Se suma la UTE
ganadora de la subasta A-5 de 2015, la UTE Porto de Sergipe I, del grupo
Genpower. La siguiente tabla describe las condiciones en las que los proyectos
firmaron sus contratos de comercialización de energía eléctrica en el ambiente
regulado (CCEAR).
NUEVOS PROYECTOS DE TERMINALES DE GNL

DESENVOLVIMIENTO DEL SECTOR DEL GN
Crecimiento de la demanda de un 17% anual, importantes inversiones de Petrobras

PROYECCIONES DE OFERTA Y DEMANDA (2016 – 2030)* SEGÚN IBP
* No ha sido considerados los
sistemas independientes.
70
40
Aumento de la oferta de gas nacional al mercado entre 2017 y 2030 de 45 a 92 MMm³/día.

VISION DE LOS PRODUCTORES SOBRE EL NUEVO MERCADO

Chile - SIC
Chile - SING
EL SECTOR ELÉCTRICO EN CHILE

MAPA DE GASODUCTOS ZONA CENTRAL Y VIII REGIÓN

MAPA DE GASODUCTOS SECTOR NORTE
MEJILLONES

ORIGEN DEL GNL
 A fines de los 90, Chile invirtió más de US$ 5.000 MM, en gasoductos y centrales, confiando en un
suministro de gas desde Argentina a largo plazo.
 En 2004, Argentina intervino el mercado, estableciendo cortes progresivos en las exportaciones
priorizando el suministro interno.
 En junio 2004, el Gobierno de Chile mandató a la petrolera estatal ENAP para impulsar el desarrollo
de un Terminal de GNL.

EL SECTOR DE GAS NATURAL EN CHILE
 País deficitario, con alta dependencia de importaciones.
 Pocas reservas y producción en manos estatales (ENAP), en el extremo sur del país
(Magallanes).
 Infraestructura en 4 zonas no interconectadas entre si.
 Hoy, la oferta de gas en Chile depende esencialmente de las importaciones de
GNL.
 Bajas perspectivas de participación relevante de producción propia o gas regional.
Oferta de gas en (Bcm)

INFRAESTRUCTURA GAS - ELECTRICIDAD
 2 Terminales GNL: capaces
de regasificar hasta 15
MMm3/d.
 G > 4.000 MW
 Gasoductos sin uso

 Impulsado por las autoridades, el GNL se introduce en Chile en 2009 como el objetivo de
aportar seguridad y diversificación a la matriz energética para generación eléctrica y
suministro de gas natural para consumo industrial y residencial.
 La entrada del GNL al país se concretó a través de dos terminales especialmente diseñados
para recibir, descargar, almacenar y regasificar el GNL importado. La terminal de Quintero,
en la Región de Valparaíso, es incorporada al SIC y la terminal de Mejillones, en la Región de
Antofagasta, es integrada al SING.
 Quintero fue la primer terminal en comenzar sus operaciones en septiembre de 2009,
destinando un tercio del combustible a generación eléctrica por medio de Endesa,
mientras los dos tercios restantes son consumidos por clientes residenciales e industriales a
través de ENAP y Metrogas.
 Cualquier excedente de estas últimas empresas es vendido en el mercado spot para la
generación eléctrica, donde se abastecen Colbún y Gener.
INTRODUCCIÓN

 El terminal Mejillones inicia sus operaciones comerciales en junio de 2010, la mayor parte
del combustible es destinado a la generación eléctrica para satisfacer la demanda
exclusivamente de las empresas mineras y solo cerca de un 15% es destinado al uso
energético domiciliario.
 Los modelos de negocios de ambas terminales distan básicamente por la flexibilidad de los
contratos y por la intervención de las mineras en la cadena de suministro en la zona norte
del país. En el SIC la empresa GNL Chile comercializa el GNL a sus únicos clientes y dueños
Endesa, Metrogas y ENAP, donde a pesar de tener contratos Take or Pay, existen
flexibilidades que le permiten a estas empresas intercambiar sus excedentes entre las
firmas integrantes del negocio.
 La empresa GNL Quinteros –de propiedad 40% de British Gas (BG),20% de Metrogas, 20% de
ENAPy 20% de ENDESA–presenta funciones relacionadas únicamente en la explotación de
los activos físicos del terminal, no manteniendo ninguna función de comercialización.
 En el SING, GNL Mejillones es la empresa que regasifica y comercializa el gas natural, de
propiedad un 63% de Gdf-Suez y un 37% de Codelco. Los principales clientes de GNL
Mejillones son cuatro mineras que compran gas natural a un alto precio (diésel -1%) con
contratos Take or Pay completamente inflexibles y lo transfieren a empresas generadoras
eléctricas mediante contratos de maquila, para luego adquirir la energía eléctrica.
INTRODUCCIÓN

Posee dos terminales de regasificación on-shore, Quinteros (2009) y Mejillones (2010). Con
mayor grado de detalle se puede decir que, GNL Quintero S.A. (GNLQ) es la terminal de
recepción, almacenamiento y regasificación de gas natural licuado que opera en la bahía de
Quintero y abastece de gas natural, en forma permanente y segura, desde el segundo
semestre de 2009, a la demanda de gas natural de la zona central de Chile, que
anteriormente se suministraba por gasoducto desde la Argentina. Cuenta con un muelle, tres
estanques de almacenamiento que permiten la descarga del GNL y su almacenamiento en
tierra. Una planta de regasificación con tres vaporizadores que le permiten procesar 2,5
millones de tn/año de GNL, produciendo unos 10 millones m3/día de gas natural que se
inyectan en la red de gasoductos para ser distribuidos en la zona central del país. Se presenta
además un nuevo proyecto, una planta satélite de regasificación en Bio Bio, que permite
abastecer con GNL a la Refinería de Bío Bío desde la Terminal Quintero.
TERMINALES DE REGASIFICACIÓN DE GNL

MUELLE QUINTERO
 Terminal de Recepción de GNL.
 Ubicación – Bahía de Quintero, Chile
 Inversión Estimada $1.2 billion
 Terminación - 2008-2009
 Sponsor - ENAP, Metrogas, BG Group plc,
Endesa Chile
 Contratista - Chicago Bridge and Iron
 Regulador - CONAMA.
DEPOSITOS DE ALMACENAMIENTO

TERMINAL QUINTERO
 La terminal de Bahía de Quintero, está situada a 155 km nordeste de Santiago, se estima
una inversión de $1,2 Millardos, para una capacidad de recepción anual de 2,5 MM
toneladas de GNL.
 GNL Quintero SA, es propiedad de Endesa Chile (20%), ENAP (20%), Metrogas Chile (20%)
and BG Group plc (40%).
 La capacidad de regasificación es de 10 Mm³/d, pero podrá alcanzar un máximo de 15
Mm³/d. Endesa, Metrogas y Enap comprarán inicialmente al menos 6,5MMm³/d de gas
natural, para revender a los distribuidores locales como GasValpo and Energas.

PLANTA DE REGASIFICACION DE MEJILLONES
Terminal de Recepción de GNL
Terminación – 2010 fase 1, 2013 fase 2.
Capacidad para 5.5 MMm3/día.
Prpoiedad - GNL Mejillones SA
Socios - Suez Energy International, Codelco
Financial - Suez Energy International
Contratista - Técnicas Reunidas, Belfi, Tractebel
Engineering, SUEZ Energy Andino, Gas Strategies.

GNL MEJILLONES
 La inversión en la terminal es del orden de 500 MM $USA.
 La primera fase de la construcción incluirá un jetty and y un sistema de vaporización en
tierra (on-shore) con una capacidad de 5,5 MM de metros cúbicos por día (lo que
equivale a una producción de 1.100 MWe de energía eléctrica.
 La primera fase incluirá un LNG Floating Storage Unit (FSU) charteado por SUEZ Global
LNG con una capacidad de 135.000 m³ que servirá como almacenamiento flotante de
GNL.
 La segunda fase comprende la construcción de un depósito de almacenamiento en
tierra de 160.000 m³ de capacidad, como una solución a largo plazo, ya construido por
la empresa OHL, dispone también de patio de carga de cisternas como Quintero.

RUTA DE TRANSPORTE A PSR EN PEMUCO PARA ENAP
GNL QUINTERO
PSR
500 km

 La introducción del GNL en Chile se produjo en respuesta a la crisis por recortes de
gas desde Argentina.
 El proyecto fue complejo y requirió un gran compromiso de los offtakers para
concretarlo:
 La tecnología era desconocida para el país.
 Se requería una gran alianza entre gobierno y empresas privadas, para asumir
importantes compromisos e inversiones.
 Se enfrentaron muchas dificultades (poder de la oferta, falta de liquidez del
mercado, alza en insumos, etc.).
 Factores críticos para el desarrollo del Terminal de Quintero:
 Demanda de gas insatisfecha.
 Impulso y compromiso del gobierno con el proyecto.
 Constitución de un pool de offtakers fuerte.
 Aceptación social del proyecto.
 Conformación de un buen equipo de proyecto + asesores de prestigio.
REFLEXIONES FINALES

 El precio actual del GNL es alto y su operación compleja.
 Contratos de suministro implican apuestas millonarias contra marcadores de precios
internacionales.
 El mercado spot es volátil y a veces poco liquido.
 La logística de embarques lo torna menos flexible.
 No obstante, la experiencia del GNL en Chile ha sido muy positiva:
 Se pudo reconstruir un mercado de gas casi extinto
 Se han realizado ahorros de más de 5.000 MMUSD para el sistema gas-electricidad
 Beneficio ambiental por sustitución de combustibles líquidos.
 Extensión del gas a nuevas zonas del país mediante “ducto virtual” (camiones).
 Existe mucho interés del gobierno y en el mercado por lograr una mayor penetración del
GNL, pero se deben despejar algunos factores:
 Cambios regulatorios al modelo de Terminales.
 La competitividad futura de este insumo en Gx eléctrica.
 Precios y flexibilidad de los contratos de GNL (impacto shale gas).
 Medidas concretas de apoyo del gobierno.
 Aceptación social de los proyectos.
REFLEXIONES FINALES

POTENCIAL NUEVA INFRAESTRUCTURA DE GAS
 Más de 2.500 MW en
proyectos de generación.
 10 MMm3/d en potenciales
ampliaciones de terminales
existentes.
 35 MMm3/d en potenciales
nuevos terminales.

TERMINAL DE REGASIFICACIÓN DE GNL
MONTEVIDEO, URUGUAY
PUNTA SAYAGO

SE PRESENTARON TRES OPCIONES:
 FSRU todo el período
 TERMINAL ON SHORE todo el período
 FSRU etapa temprana, ON SHORE resto tiempo
 La de menor costo por unidad gasificada es la segunda, pero por tiempos de
Construcción no estaría disponible hasta el año 2017 aproximadamente.
 Las otras opciones tienen costos similares.
 Una tercera opción, planteando una etapa temprana un metanero utilizado solamente
como almacenaje, y con la regasificación ya definitiva.
 Es muy posible que la solución de regasificación en tierra permita menores costos
operativos ya que se utilizaría sólo bombeo de agua de mar y no consume combustible
que eleva considerablemente dichos costos.
MONTEVIDEO, URUGUAY
ANTEPROYECTO

 La demanda inicial del proyecto ha sido prevista en 6 millones de m3/d para
Argentina y 4 para Uruguay. En los cálculos económicos se ha previsto una utilización
del 60% sobre 330 días/a para los primeros 3 años, llegando al 90% al año 8 y
ampliando a 15 millones m3/d para el año 9.
 Esto permitirá utilizar la infraestructura de gasoductos que une ambos países.
 Asimismo permitirá, gracias a un suministro seguro, desarrollar el mercado del gas
natural en Uruguay, e inclusive llegar a ciudades alejadas de los troncales de
gasoductos existentes mediante el transporte de GNL en cisternas, para alimentar
redes aisladas y estaciones de servicio.
 Construcción de dos tanques p/GNL de 160 000 m3 c/u aprox.
 Construcción planta de regasificación, intercambiadores de aire flujo natural.
MONTEVIDEO, URUGUAY
“ANTEPROYECTO”

CADENA INTEGRADA DEL GAS
NATURAL LICUADO EN EL
PROYECTO EL GNL LA PLATA

La multinacional Shell mantiene en pie su interés por participar del proyecto de la planta regasificadora en Uruguay y el
gobierno espera tomar una decisión definitiva sobre fin de año. Ello en un contexto donde los grandes jugadores del
mercado mundial de gas natural apuntan sus baterías a los países pobres para desarrollar nuevos mercados.
El megaproyecto que había comenzado a desarrollar la firma local GNLS (conformada por GDF-Suez y la japonesa
Marubeni) quedó descartado a mediados de 2015, y ahora los planes van en dirección a una planta de menor porte
para que sea económicamente viable.
El presidente Tabaré Vázquez informó este martes que la empresa Shell "está muy interesada en llevar adelante un
proyecto de este tipo" y por ello se otorgó una prórroga hasta diciembre para tomar una decisión final. "Creo que sobre
fin de año o principios del próximo tomaremos una definición", afirmó el mandatario durante una rueda de prensa en
Nueva York.
Vázquez dijo que se están considerando distintos modelos de gestión posibles. "Puede ir desde asociarnos con Shell de
manera equitativa, de manera minoritaria o simplemente hacer un contrato de compra de gas a Shell en condiciones
favorables para Uruguay", explicó. Se prevé que las partes firmen un memorándum en las próximas semanas, que tiene
por objetivo avanzar en las negociaciones para establecer un nuevo modelo de negocios que permita concretar la planta.
Una de las alternativas que está sobre la mesa es que Shell se convierta en socio de Gas Sayago y que ambas conformen
una nueva empresa. Para ello ya fue adquirida una sociedad anónima con razón social Sanyca, informó Telemundo el
viernes pasado. En ese caso, uno aspecto importante pasa porque ese consorcio integrado por ANCAP y UTE es el que
tiene la autorización ambiental para la construcción de la planta y el espacio reservado en el puerto. Si Shell se presentara
de manera individual debería realizar todos los trámites ambientales y concursar en un llamado abierto por un espacio en
la terminal portuaria.
Una pata clave del negocio pasa por la demanda de gas que Shell pueda asegurarse en el mercado argentino, donde se
colocaría la mayor parte de la producción. La intención de la compañía es producir un volumen de gas menor a 10
millones de metros cúbicos al día, que es lo que preveía el proyecto original.
Las negociaciones con el gobierno son llevadas adelante directamente por funcionarios de la compañía desde Estados
Unidos.

ARGENTINA, BRASIL, CHILE EN RELACION CON
BOLIVIA

 Los menores precios del GNL resultaron en ahorros considerables para Argentina, pero el gas
boliviano es aún más barato que el GNL. Las proyecciones de YPFB para el 1T-2017 indican
precios para Brasil de $ 3,37-3,84/MMBTU (entrada en el gasoducto Río Grande) y $
4,34/MMBTU en la frontera con Argentina.
 La licitación de GNL de ENARSA para las cargas que se entregaron en 2017 muestra un precio
DES promedio de $ 5,74-6,0 / MMBtu.
 Los contratos de gas de Argentina y Bolivia permiten entregas de 20 MMm3/día de mayo a
septiembre y de 16 MMm3/día de octubre a abril. Debido a que Brasil tomó sus volúmenes
contractuales completos de 30 MMm3/día desde 2013 hasta el 3T-2016, Argentina no pudo
tomar sus volúmenes contractuales de invierno de Bolivia, ya que este último también enfrentó
una serie de problemas de entrega de producción.
 En 2016, además de las importaciones directas de GNL, Argentina tuvo que recurrir a la
importación de GNL desde Chile, transportado por gaseoducto, para satisfacer la demanda
invernal debido a que las terminales de Escobar y Bahía Blanca estaban totalmente reservadas
durante este período.
 A continuación, se muestra que las exportaciones de gas de Bolivia a Argentina, estuvieron
consistentemente por debajo de los volúmenes de los contratos, excepto en diciembre de 2016,
cuando Brasil ya había reducido las importaciones desde Bolivia a 18 MMm3/día
PRECIOS DEL GAS BOLIVIANO – ARGENTINA – BRASIL - vs GNL

IMPORTACIONES DE GNL POR BRASIL Y ARGENTINA - (2012-2016)
Fuente: ENARSA, BP Statistical Review y Ministerio de Energía y Minas Brasil

 Si Brasil reduce permanentemente su consumo a 22-24 MMm3/día (8-8,8 Bcma), Bolivia
tendrá un superávit de 6-8 MMm3/día hasta la fecha de vencimiento de los contratos con
Brasil (2019-2020). Argentina actualmente podría tomar hasta 22 MMm3/día debido a
restricciones de capacidad de transporte en el norte. Esto podría incrementarse a 24
MMm3/día si Argentina completa el trabajo adicional a su sistema de tubería troncal en el
norte del país.
 En una situación de suministros excedentes de GNL y precios relativamente bajos de
GNL/gas, la pérdida del mercado brasileño y la posible disminución de las importaciones
de Argentina pueden representar un duro golpe para los proveedores de la Cuenca del
Atlantico. No se espera que la economía brasileña se recupere en el corto plazo, con un
escaso crecimiento del PIB del 0,5 por ciento pronosticado para 2017. La capacidad de
generación de energía creció un 6 por ciento en 2016, principalmente como resultado de la
energía eólica y las pequeñas fuentes hídricas y el gobierno pronosticando otros 9,9 GW
(hidroeléctricos y eólicos) para ser agregados durante 2017.
 La baja demanda y condiciones hidroeléctricas relativamente buenas han mejorado el
nivel de los embalses en el sureste y sur, que se ubicaron en 40,2% y 51,6% de capacidad
en febrero de 2017, lo que contribuirá a una mayor reducción de la demanda de generación
eléctrica por térmicas en estas importantes regiones industriales.
BALANCE DE GAS NATURAL - BRASIL

En conclusión, las perspectivas para las importaciones de GNL en Brasil en 2017 parecen
bastante débiles, y esto también puede ser así en menor grado en Argentina. Las
licitaciones de GNL de ENARSA para la mayor parte de 2017 se han completado y solo
estaban comprando 2,5 mtpa hasta agosto, dado que el país podría beneficiarse de una
mayor disponibilidad de gas boliviano, sus requisitos de importación de GNL podrían ser
más bajos que en años anteriores. A pesar de todo, cualquier aumento en las
importaciones de GNL de Argentina está limitado por las limitaciones de capacidad en las
terminales existentes de Bahía Blanca y Escobar (mientras que cada terminal está diseñada
para tomar 5 Bcma, Escobar está tomando cargas parciales debido a limitaciones de
calado). Como resultado, aunque los mercados sudamericanos han brindado una salida
útil para los proveedores de GNL con un excedente de producción en los últimos años,
parece que las perspectivas de la demanda futura están disminuyendo en el momento en
que se prevé que la próxima oleada de producción de GNL, esté en el mercado a el
entorno de 2017-2020.
DEMANDA DE GAS NATURAL - BRASIL

Generación termoeléctrica Transmisión Infraestructura de GN
Alineamiento Sector Gas Natural- Sector Eléctrico
Fuente: Webmap/EPE, SIGEL/ANEEL

 Bolivia,
 30 MMm3/día, 20 MMm3/día, 16 MMm3/día ?
 Disponibilidad del gas natural del Pre-sal ?
 Contenido de CO2, distancia hasta el litoral, competitividad.
 Recursos de gas natural en tierra ?
 Potencial versus descubrimientos ?
 Expansión de las capacidades de regasificación del GNL ?
 Nuevos Terminales ?
 Perspectivas de la recuperación económica ?
 Papel de las UTE´s a gas natural para lidiar con las demandas picos y la intermitencia de
las plantas renovables ?
 En discusión.
 Nuevas interconexiones con países vecinos ?
 Cono Sur.
CONSIDERACIONES FINALES
Principales incertidumbres.

© EXMAR, all rights reserved
FSRU BARGE – PROYECTO PACIFIC RUBIALES

PLANTA DE GNL DE PACIFIC RUBIALES
Producción de 0,5 MMTA
Almacenamiento de 16.000 Nm3 de GNL

El proyecto comprende un gasoducto de 88
kilómetros con un diámetro de 18” pulgadas desde
la Creciente hasta Tolu (Costa Atlántica de Colombia)
y una Unidad Flotante de Licuefacción y
Regasificación y Almacenamiento (“FLRSU”). El
FLRSU en Colombia puede conectarse a una Unidad
de Almacenamiento Flotante (“FSU”) con el fin de
permitir las exportaciones FOB a cargueros de gas de
petróleo licuado (145.000 m3).

Proyecto LNG a Pequeña Escala: Pacific Rubiales, con el objeto de monetizar su creciente
producción de gas, ha dado inicio a un proyecto de gas natural licuado (“LNG”) a
pequeña escala el cual será desarrollado en conjunto con Exmar NV, una compañía
experimentada en el transporte y regasificación GNL con base en Bélgica. El proyecto
tiene como objetivo el suministro de GNL para la generación de electricidad en América
Central y el Caribe. El proyecto comprende un gasoducto de 88 kilómetros con un
diámetro de 18” pulgadas desde la Creciente hasta Tolu (Costa Atlántica de Colombia) y
una Unidad Flotante de Licuefacción y Regasificación y Almacenamiento (“FLRSU”). El
FLRSU en Colombia puede conectarse a una Unidad de Almacenamiento Flotante
(“FSU”) con el fin de permitir las exportaciones FOB a cargueros de gas de petróleo
licuado (145.000 m3). En marzo 2012 la Compañía firmó un acuerdo tarifario con Exmar.
Bajo los términos de este acuerdo, la primera licuefacción de gas está programada para
finales del 2014. Se ha otorgado el licenciamiento ambiental para la porción costa
adentro del gasoducto.

 Primera unidad flotante de producción de
GNL del mundo, con fórmula de precios
vinculadas a los mercados internacionales
de crudo.
 Fuente de suministro GN: Campo la
Creciente
 Capacidad de Licuefacción 69,5 MMpcd.
 Almacenamiento de la Unidad flotante:
140.000 m3 de GNL.
Principal mercado: Generación eléctrica
en Centroamérica y el Caribe.
PLANTA FLRSU (PACIFIC RUBIALES)

 Casi 80% de la generación eléctrica del país es de fuente hidráulica.
 Embalses con baja capacidad de regulación interanual.
 En condiciones climatológicas normales:
 La generación térmica mayormente responde a generación por seguridad
(estabilidad del sistema eléctrico).
 El Precio de Bolsa no suele superar los 50‐60 USD/MWh promedio mensual.
 Fenómeno climatológico El Niño:
 Restringe severamente la disponibilidad de agua para generación de energía
eléctrica y activa la generación térmica (~54% de la demanda total).
 El Precio de Bolsa puede alcanzar (y superar) los 100‐120 USD/MWh promedio
mensual.
 Se prevé escasez de gas natural en el corto/mediano plazo
 La entrada del GNL en Colombia proporcionaría confiabilidad y garantía de
abastecimiento al sistema:
 Aumentando la disponibilidad de gas.
 Cubriendo interrupciones de suministro por mantenimientos, cortes, etc.
 Optimizando el uso del sistema de transporte.
SISTEMA ELÉCTRICO FUERTEMENTE HIDRO,
REQUIERE BACKUP TÉRMICO

En este contexto, la visión de “Wood Mackenzie” es que Colombia
será una importadora neta de gas natural de largo plazo y el GNL
tendrá un papel clave
PREVISIÓN DE DEMANDA DE GAS NATURAL EN COLOMBIA
Fuente: Wood Mackenzie (Energy Markets Tool)

Durante El Niño con GNL en la Costa Atlántica (ejercicio teórico simplificado año 2015):
 EL GNL en Cartagena complementa Guajira y permite abastecer 100% de la demanda de
la Costa Atlántica, y también bajar volúmenes al Interior.
 Interior: faltante neto gas ~160 MMPCD.
 En los años sucesivos, dado que la oferta local se espera que siga declinando, los
faltantes se profundizan.
 Dado el crecimiento previsto en la demanda del Interior (ej. expansión Refinería
Barrancabermeja), aún cuando la terminal de regasificación de la Costa Atlántica fuese
mayor o hubiese nuevos descubrimientos en Guajira offshore se activarían restricciones
por transporte (ej. Ballena‐Barrancabermeja).
 Gas nuevo en los Llanos también activaría limitantes de transporte en el Interior.
SEGURIDAD DE SUMINISTRO Y CONFIABILIDAD

CUÁLES SON LAS VENTAJAS DEL GNL PARA COLOMBIA?
 Firmeza con Flexibilidad. El GNL brinda flexibilidad en el abastecimiento, y permite
optimizar necesidades de demanda, disminuyendo costos
 El gas es un combustible limpio (y ahora abundante)
 Competitividad precio vs combustibles líquidos
 Permite apalancarse en la infraestructura existente y optimizar el uso de la red
 En el mediano plazo, los desarrollos tecnológicos permitirán lograr una mayor
penetración del gas en los mercados domésticos: GNL para sector transporte; GNL a
baja escala (gasoductos virtuales).

 El nuevo marco regulatorio en materia de hidrocarburos (Reforma Energética de 2013), ha
permitido que transitemos hacia un modelo energético más dinámico basado en los
principios de competencia, apertura, acceso abierto, transparencia y sustentabilidad, el
cual brinda sólidas bases para comenzar con una etapa de desarrollo y bienestar en
beneficio de todos los mexicanos.
 La reforma energética, está alterando significativamente la forma en que el país produce y
consume energía. La producción nacional de gas natural alcanzó un máximo de 5 Bcf/d en
2010 y desde entonces ha caído a 3,2 Bcf/d en 2017. Mientras tanto, el consumo de gas se
ha duplicado de 4 Bcf/d en 2000 a 7,6 Bcf/d, a medida que entra en funcionamiento la
nueva generación de energía a gas natural, que representa la mitad del crecimiento.
 Del total de la demanda nacional de combustibles fósiles en 2016, el gas natural tuvo una
participación de 43,7% con un volumen de 7.618,63 mmpc/d (7,6 Bcf/d) y en la última
década la demanda incrementó 34% debido a su mayor uso como combustible para la
generación de electricidad mediante tecnología de ciclo combinado.
INTRODUCCIÓN

 Se espera una mayor demanda de la generación de energía en los próximos años, ya que
la empresa estatal de servicios públicos Comisión Federal de Electricidad (CFE) continúa
convirtiendo las plantas de fueloil, a plantas a gas natural más limpio y más barato.
 También se espera que la demanda industrial aumente a medida que la CFE continúe con
un programa masivo de construcción de nuevos ductos.
 Con el rápido crecimiento de la demanda de gas natural y la disminución de la producción
nacional, México se vuelve cada vez más dependiente de las importaciones de gas
natural.
 Entre diciembre de 2012 y agosto de 2017 se añadieron 3.392 kilómetros a la red nacional
de gasoductos, lo cual representó un incremento de 29%.
 Este año, se espera que concluya un plan liderado por CFE para construir 22 nuevos
ductos que cubrirán 10.000 kilómetros, triplicando la capacidad de la red de ductos de
México. Hasta octubre de 2017, las importaciones de gas de los Estados Unidos
promediaron 4,6 Bcf/d, frente a un promedio de 0,9 Bcf/d en 2010, de los cuales el 91 por
ciento llegó por tubería.
INTRODUCCIÓN

En la última década, la demanda nacional de gas natural ha incrementado 34.3%, principalmente por la
ampliación en la generación de energía eléctrica a partir de éste combustible, mediante plantas de ciclo
combinado, más eficiente y sustentable en comparación a las plantas eléctricas que utilizan otro tipo de
combustible fósil, menor generación de emisiones de CO2 y elevados rendimientos con un combustible de
menor costo.
Fuente: SENER con Información del IMP.
DEMANDA NACIONAL HISTÓRICA DE GAS NATURAL
MMPCD

 En 2016 la demanda nacional de gas natural
registró un volumen de 7.618,7 mmpcd,
1,5% mayor respecto al año anterior.
 El sector eléctrico es el mayor consumidor
de gas natural en el país, al cierre de 2016
registró una participación de 50,9%
DEMANDA NACIONAL DE GAS NATURAL POR SECTOR, 2016
Fuente: SENER con Información del IMP.

 En 2016, la producción de gas natural seco fue de 3.568,1 mmpcd, 12.2% menor con respecto a 2015.
 Al cierre de 2016, el gas asociado promedió 4.545,5 mmpcd, volumen inferior en 5,8% con relación al
año anterior,. El volumen de gas no asociado fue de1.266,0 mmpcd, 19,6% menor a lo registrado en
2015.
Producción de gas natural seco Producción histórica de gas natural por tipo
PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL
MMPCD
MMPCD

 Las importaciones de gas natural en el país se llevan a cabo por Pemex Logística, el sector
eléctrico y empresas privadas. Pemex importó el 60,9% del volumen total ingresado al país,
esto representó en consideración con el año anterior un aumento de 20%, el sector
eléctrico importó el 32,3% lo cual representó una disminución de 20% con respecto a 2015
y finalmente los particulares representaron el 6,8 % del total de las importaciones.
 Al cierre de 2016, se registró un volumen de importación de 4.168,1 mmpcd, lo cual
representó un aumento de 17,5% respecto al año anterior.
 Del volumen total importado, el 87,2% (3.632 mmpcd) fue ingresado al país mediante
ductos de internación. Las importaciones de gas natural licuado tuvieron una participación
de 12,8%, alcanzando un volumen de 535,5 mmpcd lo que significó una reducción de 16%
respecto al año anterior.
COMERCIO EXTERIOR DE GAS NATURAL

 Antes de que Sabine Pass entrara en línea, México dependía principalmente de Perú para
el suministro de GNL, junto con los envíos de Qatar, Nigeria y otros proveedores. Sin
embargo, desde que recibió su primer cargamento de GNL de EE. UU. En el otoño de 2016,
México ha confiado en su vecino del norte el 57 por ciento de su suministro de GNL,
mientras que Nigeria y Perú suministran volúmenes significativamente más bajos que
antes. Desde el inicio de las exportaciones estadounidenses, México ha sido el mayor
cliente individual de GNL de EE. UU., Comprando el 22 por ciento de todas las
exportaciones de GNL en 2017.
IMPORTACION DE GNL

IMPORTACIONES DE GAS NATURAL 2018
MMPCD

 A partir del 17 de junio de 2017 la CRE suspendió la publicación del precio máximo de
VPM de gas natural y determinó que el precio al que la EPE, Petróleos Mexicanos
realizará VPM de gas natural se determinará mediante condiciones de mercado, y a
partir de ello la CRE determino la conveniencia de generar y publicar un Índice de
referencia nacional de precios de gas natural al mayoreo (IPGN). Derivado de lo anterior
la CRE determinó la conveniencia de generar y publicar mensualmente un Índice de
referencia nacional de Precios de Gas Natural al Mayoreo (IPGN), el cual refleja los
precios de las transacciones realizadas libremente por los comercializadores del
mercado.
 El IPGN será publicado en Pesos por Gigajoule (MXN/GJ) y en Dólares por Millón de
unidades térmicas británicas (USD/MBtu), esto último con el fin de hacerlo comparable
con los precios de referencia e índices de precios internacionales. El 17 de agosto de
2017 se aprobó por parte de la CRE, la metodología para calcular cada mes el Índice de
Referencia Nacional de Precios de Gas Natural al Mayoreo (IPGN), el cual se construirá
con el precio promedio de las transacciones en el mercado mexicano.
PRECIOS DE REFERENCIA PARA GAS NATURAL

El gas natural es el combustible mas barato si lo comparamos con
el resto de los combustibles.
PRECIOS DE COMBUSTIBLES ($USA/MMbtu)
Fuente: Elaboración datos de la SHCP, CRE y SE.

Para cubrir la demanda nacional en 2031 (9.659,9 mmpcd), se estima que se importe un
volumen de 4.613,6 mmpcd lo que representará un incremento de 10,6% respecto a
2016, y para el año 2020 se estima un pico máximo de importación de gas natural que
alcance los 6.079,1 mmpcd.
PREVISION IMPORTACIONES DE GAS NATURAL, 2016-2031
Fuente: SENER con Información de IMP.

Actualmente, México tiene tres plantas de regasificación de GNL en operación. La mayoría de los
cargamentos de GNL importados por México llegan a la terminal de Manzanillo, en la costa del Pacífico del
país. La terminal de Altamira en el Golfo de México también recibe cargamentos de GNL, pero la
instalación solo se utilizó al 35 por ciento de su capacidad en 2017. La terminal de Costa Azul ubicada en
Baja California recibe solo envíos pequeños y esporádicos ya que las plantas de energía locales
normalmente se suministran por tubería de los Estados Unidos. La subutilización de la terminal Costa Azul
ha llevado a su propietario, Sempra Energy, a considerar la reconfiguración de la terminal como una planta
de licuefacción para exportar gas natural procedente de los Estados Unidos.
Sin embargo, la posibilidad de que esta reconfiguración ocurra en el corto plazo es baja. CFE y Pemex
tienen planes tentativos para codesarrollar un nuevo proyecto de importación de GNL, con un FSRU
ubicado en alta mar en el estado de Veracruz. Los planes requieren que la FSRU suministre gas al centro
de México y a Yucatán.
Los envíos de GNL han ayudado a satisfacer la creciente demanda mientras la red de gasoductos sigue en
construcción. A medida que se completen los ductos y se conecten las centrales eléctricas de gas, los
flujos de GNL comenzarán a disminuir y ofrecerán opciones de gaseoductos más baratas, aunque los
mercados en la costa del Pacífico de México pueden seguir dependiendo del GNL. Es probable que Estados
Unidos siga siendo el mayor proveedor de importaciones mexicanas de GNL en el futuro, aunque a un
ritmo decreciente a medida que las importaciones de gasoductos seguidas por la producción nacional
aumenten durante la próxima década.
TERMINALES DE RECEPCION DE GNL

ALTAMIRA – TERMINAL DE RECEPCION DE GNL
Terminal de recepción de GNL.
Ubicación - Altamira, Mexico, Tampico, Estado de Tamaulipas.
Terminación - 2006
Propiedad - Shell, Total, Mitsui
Contratista - Emerson Mexico, ICA, Fluor, IHI, Hawke Transit Systems
Regulador - Comisión Federal de Electricidad (CFE), PEMEX, Gobierno Mexicano.
Capacidad para 500 MMPCD y 3,75 MMT de GNL año.
Dos tanques de 150.000 m3 de GNL.
Barcos de hasta de 200.000 m3.

Superficie requerida: 120 Ha
2 Tanques de Almacenamiento de
150 000 m3 netos de GNL cada uno.
Capacidad 500 MMPCD de Gas Natural - MANZANILLO

EL (GNL) EN EL CARIBE Y AMERICA CENTRAL,
ESAN, LIMA, JULIO DE 2018.

 El Caribe ha sido descrito como una región potencialmente ideal para las importaciones de
GNL debido a su dependencia actual del diésel y del HFO para la generación de electricidad,
por las altas tarifas eléctricas y por su proximidad a los proveedores regionales de GNL en
Trinidad y Tobago y en la costa estadounidense del Golfo.
 El cambio de combustible a GNL, tiene la oportunidad de reducir los costes de generación y
obtener además beneficios ambientales. Hasta 2016, solo había dos terminales de
importación de GNL en la región: en República Dominicana y Puerto Rico.
 En 2016, dos países más se unieron al club de importadores de GNL, Colombia (Cartagena
LNG) y Jamaica, Panamá tiene programado comenzar en 2019. Colombia había previsto
inicialmente importar GNL desde la costa del Caribe y exportar GNL desde el proyecto Pacific
Rubiales, pero el este último se ha cancelado debido a las condiciones del mercado y a los
problemas financieros de su patrocinador.
 La región también es de interés para la industria del GNL en general, ya que algunas de las
innovaciones técnicas, comerciales y logísticas desarrolladas para el Caribe pueden ser
modelos útiles para desarrollar mercados potenciales de GNL más pequeños en otras
partes del mundo. El pequeño tamaño de los mercados presenta importantes desafíos
logísticos y comerciales para el suministro de GNL y para financiar los proyectos.
INTRODUCCION

 Hay 13 naciones insulares independientes además de los territorios de Francia, los Países
Bajos, el Reino Unido y los EE.UU.
 A septiembre de 2017, la población en el Caribe y América Central ascendía a 73,7 millones
de personas con una capacidad instalada de generación de energía total de 30,6 GW, de los
cuales 15 GW se encuentran en las islas del Caribe y 15,5 GW en América Central.
 Los cuatro países más grandes en población son Cuba, Haití, República Dominicana y
Honduras. Estos países poseen un nivel mucho más bajo de capacidad de generación por
habitante, en comparación con los países más pequeños como Aruba, las Islas Caimán y las
Islas Vírgenes de los Estados Unidos.
 El gas natural se utiliza solo en unos pocos países: Trinidad y Tobago (exportador de GNL),
República Dominicana, Jamaica y Puerto Rico (importadores de GNL) y Barbados
(productor nacional de gas e importador de GNL). Actualmente, AES está construyendo una
terminal de importación de GNL en Panamá, cuya finalización está prevista para mediados
de 2019.
MERCADO POTENCIAL

 Las características comunes que son clave en la región, se resumen a continuación:
 Muy dependientes del combustible líquido diésel y del HFO para la generación de
energía.
 Mercados de generación de energía eléctrica de pequeño tamaño; el mercado
industrial es pequeño y está disperso.
 Falta de infraestructura para el transporte y distribución del gas natural.
 Como se puede ver a continuación, solo unos pocos países tienen una capacidad de
generación superior a 1.000 MW, a saber, Puerto Rico, Cuba, Guatemala, República
Dominicana, Costa Rica, Trinidad y Tobago, Honduras y Nicaragua. Otro puñado de países
tiene una capacidad de generación de entre 400 MW y 1.000 MW, a saber, Jamaica,
Guadalupe, Bahamas y Martinica. Hay 14 países y territorios con capacidad instalada inferior
a 100 MW: Turk & Caicos, Islas Vírgenes Británicas, Belice, Saint Maarten, Anguila,
Montserrat, Dominica, Saint Kitts y Nevis, Antigua y Barbuda, Granada, Curazao, San Vicente
y las Granadinas y Santa Lucía.
MERCADO POTENCIAL

Fuente: (Naciones Unidas, 2014), (Ministerio de Energia y Minas - Guatemala, 2017)
América Central y el Caribe: capacidad instalada de generación de
energía (MW).

TERMINAL DE REGASIFICACION DE GNL – AES ANDRES

 A partir de 2014, el suministro total de energía primaria fue de 7,64 MTOE, de los cuales casi una
cuarta parte se destinó a la generación de energía. La electrificación llegó al 98% de la población.
El país tiene recursos hídricos limitados, los biocombustibles y los desechos producidos localmente
representan alrededor del 10% del suministro de energía primaria y no hay producción autóctona
de gas natural, petróleo y carbón.
 En 2016, la capacidad instalada total en el Sistema Nacional Integrado de Energía (SENI) fue de 3,69
GW y se agregaron otros 117 MW mediante la conversión a ciclo combinado de la planta AES DPP.
El sistema es altamente dependiente de la energía térmica, que representó alrededor del 91% de
los 15,9 GWh generados en 2016. El 35% de la generación total usada fue con HFO Nº 6, un 33%
con gas natural, y aproximadamente un 8% con HFO Nº 2 y un 15% con carbón. En 2016, la energía
hidráulica representó el 9,5% de la generación de energía y la energía eólica el 2%.
 El sistema de distribución se caracteriza por grandes pérdidas técnicas y no técnicas, que
ascendieron al 33% en 2013 y una gran cantidad de subsidios, que totalizaron 1.270 MM
de $USA, equivalentes al 2% del PIB del país en 2013.
REPUBLICA DOMINICANA

 La República Dominicana comenzó a recibir GNL en 2003, después de que AES realizará la puesta en
marcha de la terminal de importación Andrés LNG. La terminal de regasificación en tierra está
ubicada a 30 km al este de Santo Domingo, fue diseñada para recibir cargas de hasta 145.000 m3,
con un solo tanque de almacenamiento de 160.000 m3, y para suministrar gas natural a la nueva
planta de generación eléctrica de 319 MW (Andrés). Además, la terminal de GNL está conectada por
medio de un gaseoducto de 34 km. a la planta de generación, Los Mina DPP de 236 MW, propiedad
de AES.
 En 2016, la República Dominicana importó 0,8 mtpa de
GNL (1 Bcma), un 8% menos que en 2015. La caída en los
precios del petróleo ha alentado el despacho de las
plantas de energía basadas en petróleo y que son menos
eficientes. A principios de 2017, AES agregó 114 MW a la
planta de energía Los Mina DPP convirtiendo las unidades
de ciclo abierto en una central de ciclo combinado, lo que
aumentó la eficiencia de la planta de energía, pero no el
consumo, reduciendo el ratio de gas/MWh eléctrico
generado.
REPUBLICA DOMINICANA – AES ANDRES
Fuente: (Bolinaga, 2017)

El mercado de gas natural en la República Dominicana se compone de pequeñas industrias y hoteles
dispersos, por lo que no era viable construir infraestructura de gas, aguas abajo de la terminal de GNL.
Esto ha impulsado el desarrollo de nuevos modelos comerciales para el gas natural a través de "Ductos
virtuales" de GNL transportado en cisternas. Además de suministrar GNL directamente a sus dos plantas
de energía, en 2009 AES instaló dos bahías para carga de cisternas en la terminal Andrés LNG, cada una
capaz de suministrar dos cisternas/hora. Actualmente hay seis compañías de distribución de GNL que
suministran a clientes comerciales, industriales y automotrices. A partir de 2016, el mercado de gas
natural consiste en 65 usuarios industriales, 7 plantas de generación de energía eléctrica, 32 estaciones
de GNC y 15.000 vehículos.
En 2015, AES comenzó a reconfigurar la terminal de Andres LNG para permitir el reabastecimiento de
GNL en barcos con una capacidad de GNL de 10.000 a 60.000 metros cúbicos. AES planea convertir la
terminal Andrés LNG (y futura en Panamá) en centros de abastecimiento para el Caribe, América Central y
América del Sur y ofrecer el suministro GNL a mercados más pequeños por medio de contenedores
criogénicos.
AES Andres, también está considerando la construcción de un segundo tanque de almacenamiento de
GNL para permitir el suministro de 300 MW adicionales de capacidad de generación.
REPUBLICA DOMINICANA – AES ANDRES

 Capacidad de Regasificación - 375 MM SCFD.
 La terminal puede procesar 2,32 billones de Nm3 de GN/año (Bcm).
 Capacidad de almacenamiento - 160.000 m3.
 Gaseoducto de 34 kms hasta Santo Domingo Este (Los Mina)
 Caudal de descarga 10.500 m3/h.
 Objetivo principal, abastecer 2 plantas de generación eléctrica y otros;
 Un Ciclo Combinado de 300 Mwe.
 Una Turbina a ciclo abierto 236 Mwe.
 Otras plantas de generación.
 Distribución en hoteles & Resorts.
 GNV.
 Industria.
 Terminal de cisternas de GNL.
 Permiso para operar en el mercado.
TERMINAL DE REGASIFICACION DE DOMINICANA – AES ANDRES

 Integrada a la terminal de
importación y regasificación de GNL
 Dos bahías de carga (68 m3/h):
 Capacidad de despacho, dos
cisternas por hora en cada bahía
 Posibilidad de expansión (Si se
requiere)
 Seis empresas de distribución GNL
PATIO DE CARGA DE GNL EN CISTERNAS

POTENCIALIDAD PARA TRANSFORMAR
LA MATRIZ ENERGETICA REGIONAL
 Cambios en la Terminal GNL ya identificados
 Estudios de Puertos.
 Carga a barcos de aproximadamente entre
7.500 y 40.000 m3 de GNL.
 Desarrollo de los términos comerciales.
 Haití identificado como mercado natural.
Hub Energético del Caribe “ In & Out”

Antillean Gas, Ltd es un consorcio formado en 2013 por las compañías locales Propagas, Tropigas,
Vicini e InterEnergy, junto con la distribuidora colombiana de gas Promigas y las compañías
internacionales Ipson y BW Group. Este último sería responsable del proyecto para instalar una
unidad de regasificación flotante (FSRU). El consorcio planeó construir una terminal de GNL en San
Pedro de Macorís, en la región oriental, para suministrar combustible GNL a los 1.000 MW de plantas
de energía existentes, pero el proyecto no ha logrado avances significativos desde 2015. Esto se debe a
una combinación de la reestructuración de las compañías en el consorcio, reducción del atractivo del
GNL frente a los precios más bajos del petróleo, y demoras en la negociación de las APP respaldadas
con las compañías de distribución de energía propiedad del gobierno. Además, la construcción de dos
nuevas plantas de generación a carbón de 770 MW en Punta Catalina, ha planteado nuevos desafíos
para el desarrollo de la capacidad adicional de gas en la isla.
REPUBLICA DOMINICANA – ANTILLEAN GAS

La terminal de GNL dispone de;
 Un atraque para la descarga de buques metaneros de hasta 140.000 m3.
 Un tanque de almacenamiento de 160.000 m3.
 Un sistema de vaporización redundante de 114.000 Nm3/h = 100 MMPCD.
 La vaporización del GNL tiene lugar mediante intercambiadores de carcasa y tubo
que utilizan con fluido térmico glicol.
 La central eléctrica dispone de dos plantas de CC de 540 MWe y dos calderas de
recuperación de calor, provistas de quemadores de post-combustión. Las calderas
generan vapor con dos destinos: una turbina de vapor para generar energía
eléctrica y la planta de desalación de agua.
 La planta de desalinización, con una capacidad de producción de 2 millones de
galones diarios.
PLANTA DE REGASIFICACION – GUAYANILLA BAY

 La primera terminal de importación de GNL de Puerto Rico en Peñuelas, entró en operación en el año
2.000. Se trata de un proyecto combinado de terminal de regasificación de GNL y planta de
generación de energía eléctrica, con un costo estimado de USD 670 millones. En 2.012, EcoElectrica
amplió la capacidad de regasificación para suministrar combustible a dos unidades convencionales de
400 MW de Costa Sur de PREPA, previo reacondicionamiento para la operación con DF. La terminal
importó 1,25 millones de toneladas de GNL en 2016.
 Desde principios de 2.008, se viene debatiendo la instalación de una segunda terminal de importación
de GNL, Aguirre Gasport, que se ubicaría a unas 40 millas al este de Peñuelas, el proyecto una FSRU
está siendo desarrollado por Excelerate Energy. Con el objetivo de suministrar gas natural a la central
eléctrica “Aguirre” de 1.500 MW previa reconversión al uso con gas natural. El proyecto continuó
avanzando lentamente, y en agosto de 2017, Excelerate canceló sus contratos como resultado de la
declaración de quiebra de la AEE.
 Por lo tanto, actualmente no está claro si el segundo terminal de regasificación de GNL continuará,
también se evalúa como plan alternativo construir un gasoducto desde la terminal de importación
Peñuelas LNG hasta la planta de Aguirre. Los últimos huracanes causaron daños importantes a la
infraestructura de transmisión de energía en Puerto Rico, que ha llevado a la isla un tiempo
considerable para recuperarse.
PUERTO RICO – PEÑUELAS LNG

Puerto Rico, Terminal de Regasificación de GNL de Peñuelas LNG

 En junio de 2014, FERC otorgó la aprobación para que Ecoeléctrica suministrara GNL a a
través de una instalación de un Patio de carga de cisternas, que (GNF) estaba
proponiendo construir en un terreno adyacente a la terminal de Peñuelas. Siempre con el
objetivo de distribuir gas natural para el consumo residencial y comercial.
 Hasta la fecha, la instalación de carga de cisternas no se ha completado, pero Crowley,
una empresa de logística de Estados Unidos, está suministrando GNL en contenedores a
clientes industriales en Puerto Rico. En septiembre de 2014, una primera carga de GNL se
entregó a la planta embotelladora de Coca Cola en Cidra, después de haber convertido la
planta para funcionar con gas natural en lugar de diésel, y para utilizar el GNL a baja
temperatura como refrigerante y poder reducir la demanda de combustible para
refrigeración. Crowley también suministra GNL a otros clientes en Puerto Rico, incluyendo
la planta Cayey de Coca Cola, la fábrica de cereales operada por Molinos de Puerto Rico y
una importante compañía farmacéutica.
Peñuelas LNG – Patio de carga de Cisternas de GNL

PLANTA DE REGASIFICACION – AGUIRRE

Se muestra las rutas de los ductos propuestos desde la
terminal de Peñuelas a otras plantas de energía en
Puerto Rico. La construcción del ducto del Sur de 42
millas de largo (68 km) comenzó en 2008, pero solo se
construyeron 10 km antes de que se cancelara el
proyecto por la oposición del público en 2009. Continúa
la discusión sobre los méritos relativos al proyecto
Offshore Aguirre Port o al gaseoducto.
FSRU vs Ductos
Aguirre Gasport

La Terminal Marítimo GNL Aguirre será un terminal flotante de GNL, con las mismas
capacidades que tiene un terminal terrestre. Contará con una Unidad Flotante de
Almacenamiento y Regasificación (FSRU), una infraestructura mínima para amarrar el
buque y una línea submarina para suministrar el gas desde el terminal marítimo hasta
tierra firme. Un terminal marítimo de GNL tiene la capacidad a bordo para transportar,
almacenar y convertir el gas natural licuado a su estado gaseoso, un proceso conocido
como "regasificación". El costo de la construcción y operación de los terminales
flotantes es significativamente menor que la construcción y operación de una
instalación en tierra con capacidad similar.
PLANTA DE REGASIFICACION – AGUIRRE

 Jamaica estaba considerando importar GNL desde 2.004, cuando se firmó un acuerdo con
Trinidad y Tobago para el suministro de GNL por la cantidad de 1,1 mtpa durante 20 años a
partir de 2.009 para su uso en la refinería de bauxita (Jamalco) y en las centrales eléctricas
de Jamaica Public Service (JPS).
 Posteriormente, Trinidad informó a Jamaica que no tenía suficiente suministro de gas, y en
2.007 la entonces primera ministra de Jamaica, Portia Simpson Miller, firmó un memorando
de entendimiento con el presidente de Venezuela, Hugo Chávez. Esto contemplaba que
Venezuela comenzaría el suministro de GNL a Jamaica en 2009. Cuando estos planes no
progresaron, el Gobierno emitió licitaciones para Infraestructura de GNL y Suministro de GNL
en junio de 2.011. Durante 2012 y 2013, se decidió que el GNL sería una opción demasiado
costosa, ya que la demanda era relativamente pequeña.
 En 2013, el Gobierno retiró su apoyo al GNL y expresó su apoyo al carbón como fuente de
energía alternativa. Finalmente, en noviembre de 2.015, JPS, firmó un acuerdo con New
Fortress Energy (NFE), una subsidiaria de la Fortress Investment Group, (EE.UU.) para el
suministro de gas a la planta de energía “Bogue” de 120 MW. Luego de este acuerdo, la
infraestructura se completó y se suministró el primer gas a la planta de energía para fines de
2.016.
JAMAICA & NFE

 La cadena de suministro física establecida por NFE es relativamente inusual en la industria de GNL.
Inicialmente, NFE había considerado el suministro de GNL por medio de contenedores, primero por
carretera hasta puerto y luego en portacontenedores desde sus instalaciones existentes en Florida,
pero la logística y los riesgos, finalmente se consideraron inadecuados, por lo que se adoptó el
esquema alternativo actual. Un buque de GNL fletado, “Golar Arctic” de 138.000 m3, que funciona
como una unidad de almacenamiento flotante (FSU), amarrada en una bahía protegida en el lado sur
de Jamaica, que llegó en agosto de 2016 con una carga inicial de GNL con origen de Nigeria, un
segundo cargamento fue entregado por barco a barco, con origen Trinidad en febrero de 2017.
 NFE también ha fletado un buque de GNL más pequeño, “Coral Anthelia” (6.500 m3) como buque
lanzadera. Aproximadamente una vez por semana, este buque transporte una carga desde la FSU y
la entrega a un terminal receptor de GNL (almacenamiento de aproximadamente 7.000 m3) en
Montego Bay, en la costa noroeste de la isla. El GNL se vaporiza en la terminal de Montego Bay y el
gas se entrega por tubería (aproximadamente 2 km de longitud) a la planta de Bogue Power.
 La planta de Bogue, una instalación de turbina de gas de ciclo combinado de 120 MW, había estado
operando completamente con diésel desde que se puso en marcha en 2003, y fue convertida por
JPS en combustible dual, GNL y diésel.
JAMAICA & NFE

 En agosto de 2015 se firmó un acuerdo de suministro de gas entre NFE y JPS. Bajo este
acuerdo, NFE asumió la responsabilidad de entregar el gas a la entrada de la planta de
energía, mientras que JPS era la responsable de convertir la planta de energía de
Bogue para su uso con gas. Por lo tanto, NFE es responsable de la compra del GNL y de
realizar la infraestructura en su lugar para recibir el GNL.
 Por otra parte, NFE y Céntrica han firmado un acuerdo por 3 años para que Céntrica
suministre GNL a NFE.
 Los términos comerciales de estos acuerdos no se han divulgado, pero según
comentarios de ejecutivos de JPS el precio se basaba en el índice Henry Hub más un
margen acordado, y que esperaba que el precio en septiembre (2016), fuera
ligeramente más barato que el costo de la alternativa del HFO. Por otro lado, un
artículo en Jamaica Gleaner en febrero de 2016 afirmó que el costo de entrega del gas
sería el doble del precio del combustible y agregaría entre 25 y 45 MM de dólares USA
al costo del combustible. Ambos estuvieron de acuerdo, sin embargo, en que el precio
del gas probablemente sea menos volátil que el precio del petróleo.
JAMAICA & NFE

 En otro Contrato, South Jamaica Power Company, una subsidiaria de JPS, comenzó la
construcción de una planta de generación de 190 MW en Old Harbour Bay. El gas también
será suministrado por NFE a través de JPS bajo un acuerdo de compra de largo plazo. Este
proyecto alcanzó su cierre financiero en marzo de 2017.
 Para poder entregar el gas, NFE construirá un Pier de atraque y una instalación de
regasificación, a 5 km mar adentro al sur de la planta de energía. La unidad de
almacenamiento flotante (que actualmente está anclada en la bahía) estará amarrada en el
atracadero, el GNL regasificado en una plataforma de alta mar y el gas transportado a
través de un gaseoducto de 16“hasta la planta de generación.
 Para ampliar aún más la demanda de GNL, dos usuarios industriales, la compañía de
bauxita Jamalco y la cervecería Red Stripe, también han firmado acuerdos con NFE para
cambiar su suministro de combustible de HFO a gas.
 La NFE y el gobierno sugirieron que la unidad de almacenamiento flotante también podría
convertirse en un centro para el suministro de GNL a otras islas de la región. Esto parece
lógico, pero probablemente compita con los suministros potenciales de República
Dominicana y Panamá.
JAMAICA & NFE

 En 1998, Panamá reestructuró su sector eléctrico con la posterior privatización de su compañía
eléctrica estatal integrada (IRHE). El gobierno permitió la participación privada en la generación y
distribución de electricidad, pero retuvo el control total del sistema de transporte. El sistema eléctrico
panameño consiste en más de 60 plantas de generación, una empresa de transporte estatal (ETESA) y
tres empresas de distribución (ENSA, Edemet y Edechi) en las que el gobierno tiene una participación
pero no de control. En 2005, ASEP otorgó otra concesión de transmisión a Empresa Propietaria de la
Red (EPR), que se encarga de interconectar el mercado eléctrico centroamericano en virtud del
Tratado del Sistema de Interconexión Eléctrica Centroamericana (SIEPAC).
 Los generadores hidroeléctricos y geotérmicos deben obtener una concesión. Todas las demás
tecnologías deben obtener una licencia. Las compañías de distribución deben mantener el acceso
abierto a sus redes para todos los generadores, sujetos únicamente al pago de peajes y cargos de
conexión.
A diciembre de 2016, la capacidad instalada total era de 3.369 MW, con una demanda máxima
máxima de 1.657 MW alcanzada en abril de 2017. El sistema generó 10,9 GWh en 2016, con
predominio de hidrocarburos y combustible HFO.
 En 2016, la energía renovable representó el 63% de la capacidad instalada total, de los cuales la
hidroeléctrica correspondió a 1.767 MW y la eólica representó 270 MW. La capacidad de generación
térmica fue de 1.235 MW, de los cuales 296 MW se basaron en diésel, 419 MW en HFO y 120 MW
en carbón.
PANAMÁ - EVOLUCIÓN DEL SUMINISTRO DE ENERGÍA

 En 2015, una filial de AES (Gas Natural Atlántico) ganó una licitación competitiva
realizada por la Compañía de Transmisión Eléctrica de Panamá (ETESA), para
suministrar 350 MW de capacidad de nueva generación. El precio ganador fue de USD
113,48/ MWh. El proyecto por USD 1.100 MM comprende la construcción de una
central a gas natural de ciclo combinado de 380 MW, con un contrato de compra de
energía de 350 MW por 10 años y una terminal de GNL (Costa Norte LNG) que
comprende un tanque de almacenamiento de 180.000 m3 y una instalación de
regasificación diseñada para suministrar gas a la planta de energía y a otros mercados
regionales.
 La terminal ha sido diseñada con dos bahías de carga de cisternas de GNL, que pueden
entregar 68 m3/hora de GNL.
 Costa Norte LNG es propiedad al 50% / 50% de AES y su socio local Inversiones Bahía.
La capacidad total del terminal es de aproximadamente 1,5 mtpa, de los cuales 0,4
mtpa se utilizarán para la central eléctrica AES Colón CCGT de 380 MW.
PANAMÁ – AES TERMINAL DE RECEPCION DE GNL

 Paralelamente, Martano Inc., una empresa de generación de energía establecida en 2007
en Panamá, está desarrollando otro proyecto de GNL a energía. En 2015, ETESA adjudicó a
Martano una concesión por 15 años para construir y operar una planta de gas natural de
ciclo combinado de 400 MW en Isla Margarita, en la provincia de Colón (Proyecto GAS TO
POWER PANAMA - GTPP) . El precio ganador fue de USD 84,95/MWh. Martano propone
construir una terminal GNL con una capacidad de almacenamiento de 185.000 m3 para
abastecer la planta de generación de energía de 400 MW y las industrias ubicadas en el
área. El GNL sería importado de Australia a través de la afiliada de Landbridge, Westside
Corp.
 Los precios de la electricidad en el mercado spot se han suavizado considerablemente en
2017 debido a la combinación de la temporada de lluvias y el bajo precio del petróleo.
 El costo marginal del sistema fue de USD 29/MWh en promedio en septiembre de 2017
comparado con USD 78,9/MWh en septiembre de 2015 y USD 92,2/MWh en enero de
2015. Todavía está por verse cómo los proyectos de GNL y energía eléctrica en Panamá se
despachan si los precios spot continúan debilitándose y los precios del GNL comienzan a
aumentar después de 2020.
TERMINAL DE RECEPCION - MARTANO LNG

 El costo de generar electricidad en el Caribe es alto. El costo marginal a largo plazo (LP) de
una planta usando HFO con motores diésel de baja velocidad (LSD, low speed diesel)
suponiendo un precio del petróleo de 80 $USA por barril, es de 15,72 centavos de dólar
por kWh. Esto es más alto que el LP estimado de plantas de gas natural para todos los
países del Caribe (que oscila entre 10,08 y 13,98 centavos $USA/kWh). Una razón por la
cual los costos a LP de una planta es tan alto, se debe a los costos de combustible, que
representan aproximadamente el 72% de los costos de generación.
 Un alto costo marginal significa que el costo del servicio de los servicios públicos será muy
alto. El diagrama siguiente, muestra el costo del servicio para cinco empresas de servicios
públicos en el Caribe y muestra que los costos de combustible representan más de la
mitad de los costos en todos los servicios.
 En la mayoría de los países, los altos costos de generación se transfieren a los clientes a
través del recargo por combustible, que puede constituir la mayor parte de la factura de la
luz. La tarifa promedio de siete empresas de distribución que mostramos a continuación es
superior a 30 centavos de dólar/kWh, es una tarifa sin duda muy alta.
MERCADO POTENCIAL

Comparación de los costos de generación GN vs. HFO
Fuente: The potential market for natural gas as a fuel
for power generation in the caribbean, IDB 2013.

 A pesar de los beneficios de la introducción del gas natural, se deben superar varios desafíos
para llevar el gas natural a la región, es importante reconocer los siguientes factores que pueden
afectar la viabilidad del gas natural como alternativa al HFO:
 La introducción de Gas Natural (GN) puede ser difícil de organizar. Si se implementa a
escala regional la "mejor opción" para cada país puede diferir, lo que dificulta alcanzar un
consenso regional.
 Disparidades en la estructura del mercado. Cada país tiene diferentes estructuras de
mercado. Además, los contratos a largo plazo entre generadores podrían dificultar la
entrada de nuevos generadores en el mercado y competir eficazmente.
 Los combustibles líquidos no pueden eliminarse completamente y por lo tanto
necesitarían importar dos tipos de combustible. Lo que en parte favorece el uso del gas
natural.
 Un factor importante es la voluntad del exportador de contratar con los importadores del
Caribe. Obtener un contrato de suministro favorable puede ser difícil, ya que los
proveedores pueden tener buenas expectativas para atender mercados más grandes y más
lucrativos.
 También hay que señalar que será necesario abordar qué hacer con las plantas existentes
alimentadas con HFO. Es posible que algunas puedan reconvertirse para usar gas natural o
dejarlas como plantas de reserva fría.
FACTORES QUE AFECTAN A LA VIABILIDAD DEL GAS NATURAL

UBICACIÓN DEL PROYECTO DE PERU LNG
ECUADOR
COLOMBIA
BRAZIL
CHILE
LimaLima
PERU
PACIFIC
OCEAN
LPG Plant
LEGEND
New Gas Pipeline to LNG Plant
LNG
EXPORTS
Cryogenic Plant
Lake
Titicaca
Pisco
Compression Station #2
& NGL Pump Station #3
LNG Plant
Pampa Melchorita
Existing Gas Pipeline to Lima
Existing Condensate Pipeline to LPG Plant
Camisea
Gas Fields
ECUADOR
COLOMBIA
BRASIL
B
O
L
I
V
I
A
CHILE
LimaLima
PERU
Pacifico
Océano
Planta de GLP
Ducto nuevo para la planta de LNG
EXPORTS
Lago
Titicaca
Pisco
Planta de LNG
Ducto existente de gas a Lima
Ducto existente de líquidos para la planta de GLP
Camisea
Campos de
Gas
LNG
Malvinas
Planta
Criogénica

Concurso Público Internacional:
Concesiones para la Masificación del Uso de
Gas Natural a Nivel Nacional

RESUMEN DEL PROYECTO
 El proyecto comprende dos concesiones de distribución
de gas natural:
 Norte (7 localidades).
 Suroeste (4 localidades).
 El Concurso permite que un inversionista se adjudique
las dos concesiones.
 Concedente: Estado peruano, representado por
Ministerio de Energía y Minas (MEM).
 Regulador: Osinergmin
 Plazo de las concesiones: 20 años, más el plazo de
construcción de la red de distribución.
 Segmentos del mercado por atender:
 Residencial
 Comercial
 Industrial
 Vehicular
 Generación distribuida.
Cargadero Peru LNG
Norte
Suroeste

Suministro: Cargadero
Peru LNG en
Pampa Melchorita
Transporte Virtual /
Ducto en el Futuro
Regasificación
Suministro de GN a usuario
final por red de ductos (i.e.
residencial) y/o directo (i.e.
usuarios más grandes)
Transporte de GN por ducto a las zonas de concesión en el futuro en la medida
que se desarrollen gasoductos de transporte de GN
Transporte terrestre
por camión
(principalmente GNL)
Transporte y distribución de GN
Punto de despacho: cargadero con
capacidad de alrededor de 20 MMPCD de
propiedad de Peru LNG en Pampa
Melchorita – Fines de 2013
Fuente de imágenes: Peru LNG, Calidda, Volvo y Gascop.
RESUMEN DEL PROYECTO: COMPONENTES
Distribución

PLANTAS DE LICUEFACCION DE GNL
DE PEQUEÑO PORTE

PROGRAMA INFRAESTRUCTURA PARA
ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL
Contribuir a la disminución del consumo de
Diesel, Gasolina, Fuel Oil y GLP en los sectores
residencial, industrial y vehicular mediante el uso
de gas natural.

El gasoducto virtual incluye la construcción de una planta de licuefacción en Río
Grande en Santa Cruz, 25 plantas de regasificación, la provisión de cisternas para
trasladar el GNL y el tendido de redes primaria y secundaria para 147.096
conexiones domiciliarias, de acuerdo con documentos oficiales.
Las poblaciones incluidas en el proyecto son 25, En La Paz están Copacabana,
Achacachi, Desaguadero, Coroico, Caranavi y Guanay, en Beni: Riberalta,
Guayaramerín, Santa Ana de Yucuma, Trinidad, San Ignacio de Moxos, San Borja y
Rurrenabaque, en Pando Cobija. En Santa Cruz el GNL llegará a San Ignacio de
Velasco, Ascensión de Guarayos, San Julián, San José de Chiquitos y Roboré, en
tanto que en Oruro a Huanuni y Challapata, y Llallagua, y en Potosí a Uyuni, Tupiza y
Villazón.
PROYECTO DE UNA PLANTA DE GNL DE 210 TMD

FORMACION DE PRECIOS 2005 – 2016
CONSUMO TOTAL
OPE, vinculado al petróleo.
GOG, en competencia.
BIM, monopolio bilateral.
NET, neteado con el producto final.
RCS, regulado, coste servicio.
RSP, regulación, político, social.
RBC, regulado, mínimo precio.
NP, sin precio.
NK, sin información.

(OPE) VINCULADOS AL PRECIO DEL PETROLEO.
 El precio del gas está vinculado, a través de un precio base y una cláusula de escalada,
a combustibles competidores, típicamente petróleo crudo, gas oil y/o fuel oil.
En algunos casos, pueden utilizarse los precios del carbón, al igual que los precios de la
electricidad.
GOG, EN COMPETENCIA.
 El precio está determinado por la interacción de la oferta y la demanda (competencia
de gas sobre gas) y se comercializa en una variedad de períodos diferentes (diarios,
mensuales, anuales u otros períodos). El intercambio tiene lugar en centros físicos (por
ejemplo, Henry Hub) o centros nocionales (por ejemplo, NBP en el Reino Unido). No
todo el gas se compra y se vende a un precio fijo a corto plazo, habrá contratos a más
largo plazo, pero estos usarán índices de precios del gas para determinar el precio
mensual, por ejemplo, en lugar de índices de combustible competidores.
 También se incluye en esta categoría el GNL spot, y también acuerdos bilaterales en
mercados donde hay múltiples compradores y vendedores.
MECANISMOS DE FORMACION DE PRECIOS - PRINCIPALES

Formación de precios 2016 - importaciones por gaseoductos
(GOG) es más de la mitad de todas las importaciones por gaseoductos, con
un total de 372 bcm, con Europa 248 bcm y América del Norte el resto. La
mayoría de los países europeos importadores de gas tienen algún elemento
de las importaciones del gasoducto GOG, y los cuatro primeros países son
Alemania, Italia, Francia y el Reino Unido.
(OPE) representa alrededor del 35% de todas las importaciones por
gaseoductos, con un total de aproximadamente 229 bcm, principalmente en
Europa con alrededor de 119 bcm, siendo Turquía, Italia, España y Alemania
los principales consumidores. Asia cuenta con alrededor de 40 bcm - China,
la ex Unión Soviética con alrededor de 22 bcm - principalmente Ucrania y
Rusia, con 22 bcm en Asia Pacífico - Tailandia, Singapur y Malasia, y 16 bcm
en Latinoamérica - principalmente Brasil y Argentina. También hay
pequeñas cantidades en otras regiones, aparte de América del Norte,
incluidos países como Irán y Túnez.
(BIM) representa el 8%, totalizando unos 52 bcm. Esto se produce
principalmente en la antigua Unión Soviética y Medio Oriente con solo dos
rutas, Rusia a Bielorrusia y Qatar a los EAU, que comprenden la mayor parte

Formación de precios 2016 - importaciones GNL
Las importaciones de GNL se dividen en 76% (OPE) y 24% (GOG).
Según desglose regional.
La (OPE) de alrededor de 266 bcm es en su mayoría de Asia
Pacífico:
 Japón, Corea y Taiwán, seguida de Asia, China e India, y Europa,
principalmente España, Turquía, Francia e Italia.
El (GOG) totaliza unos 86 bcm y puede dividirse en importaciones
en América del Norte y países como el Reino Unido, Bélgica y los
Países Bajos, donde el mecanismo de fijación de precios del
mercado interno es (GOG) y todos los demás países que importan
cargas de GNL puntuales y a corto plazo, que es casi todos los
demás países importadores de GNL, Japón y Corea tienen las
mayores participaciones, pero también incluye a Argentina y
Brasil.

 El consumo de América Latina en 2016 fue de alrededor del 7% del consumo mundial
total.
 Los precios (OPE) representan el 26%, principalmente la producción nacional en Brasil y
Colombia, las importaciones por gaseoductos en Brasil, Argentina y Venezuela y una
proporción de las importaciones de GNL en Chile y Argentina.
 Los precios (GOG) son el 19%, de los cuales 72%, es producción nacional de Argentina,
Colombia, Chile y Perú. El resto son las importaciones de GNL en Brasil, Argentina, Chile,
Puerto Rico y República Dominicana.
 Los precios (BIM) son el 4%, y es casi toda la producción nacional para el sector
energético en Trinidad.
 Los precios (NET) son el 8%, es el balance de la producción nacional en Trinidad utilizada
como materia prima en petroquímicos.
 El (RSP) al 21%, y comprende la producción nacional en Argentina, Perú, Ecuador y
Bolivia.
 El (RBC) al 16%, es la producción nacional en Venezuela.
 El (RCS) al 5%, es la producción nacional en Argentina, Brasil y Colombia. (NP) a menos
de 1% es la producción nacional cubana.
FORMACION DE PRECIOS EN LATAM - 2016

Los cambios en los mecanismos de formación de
precios en América Latina han visto un aumento
en (GOG) de 4% a 19%, una disminución en
(RSP) de 52% a 21% y un aumento en (RBC) de
0% a 17%, este último en Venezuela. El aumento
en GOG en parte se debe al aumento de las
importaciones de GNL en Argentina, Brasil y
Chile, y un cambio de RSP a GOG en Argentina, y
en menor medida de RCS a GOG en Colombia. En
Argentina, es el reflejo del cambio que permitió a
los productores y los comercializadores, vender
gas a precios no regulados a grandes clientes
elegibles, como las centrales eléctricas.
Formación de precios en América Latina 2005 a 2016

Estructura de precios del GNL
 Mercado con precios e
indexadores zonales.
 Alto poder en la oferta, al
menos hasta fines de la
década pasada.
 El GNL ha permitido la reactivación de
toda la cadena de gas en Chile.
 El GNL ha provenido de origenes
diversos: T&T, Egipto, Guinea Ecuatorial,
Argelia y Qatar, entre otros,
diversificando y haciendo más confiable
la fuente de suministro.

PRECIOS DEL GAS DESDE, 2007 AL Q1 2017
Fuentes: Cedigaz, IGU, IHS, US DOE.

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