Mercados del Gas Natural

Agenda

1. Oferta y Demanda– Oferta mundial, regional y local– Demanda mundial, regional y local– Balance y Comercio Internacional

2. Formación de precios del gas natural– Factores que definen los precios en mercados maduros– Evolución de precios SPOT y Futuros– Precios en Sudamerica

3. Desarrollo del consumo de gas natural– Principales sectores de consumo– Competitividad del gas natural– Viabilidad economica de nuevos suministros

Oferta y Demanda mundial

Fuente: Oil & Gas Journal 01.01.2005

GRÁFICO DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN EL MUNDO

Reservas Probadas Mundiales de Gas Natural TCF 1.01.2005260.494 250.520

182.487

1,964.160

2,522.125

476.509 383.913

North America Central & South AmericaWestern Europe Eastern Europe & Former U.S.S.R.Middle East AfricaAsia & Oceania

GRÁFICO DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN EL MUNDO

Fuente: Oil & Gas Journal 01.01.2005

Total mundial = 6040 TCFPerú = 10 TCF = 0.15%

75

90

110

151

161

176

189

212

235

910

940

1,680

0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800

Malaysia

Indonesia

Iraq

Venezuela

Algeria

Nigeria

United States

United Arab Emirates

Saudi Arabia

Qatar

Iran

Russia

PRINCIPALES PRODUCTORES DE GAS NATURAL EN EL MUNDO

Fuente: Energy Information Administration

Mayores Productores Gas Natural 2003

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000

Uzbekistan

Turkmenistan

Saudi Arabia

Netherlands

Norway

Indonesia

Iran

Algeria

United Kingdom

Canada

United States

Russia

MMPCD

Demanda

Los Mercados del Gas Natural

Fuente: Energy Information Administration

GRÁFICO DE CONSUMO DE GAS NATURAL EN EL MUNDO

Consumo mundial de Gas Natural TCF. 2003

27.4

3.816.425.0

7.9

2.6 12.5

North America Central & South AmericaWestern Europe Eastern Europe & Former U.S.S.R.Middle East AfricaAsia & Oceania

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO MUNDIAL DE GAS NATURAL

Consumo Mundial de Gas Natural. TCF/Año

0

20

40

60

80

100

120

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002

Fuente: Energy Information Administration

MAYORES DEMANDANTES DE GAS NATURAL EN EL MUNDO

Consumo Mundial = 261,655 MMPCDConsumo Perú 100 - 450 MMPCD (0.17%)

487649945811

7439764482828370880090839206

4189461301

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000

Netherlands

Mexico

Saudi Arabia

Italy

Iran

Ukraine

Japan

Canada

Germany

United Kingdom

Russia

United States

MMPCD

Fuente: Energy Information Administration

MAYORES DEMANDANTES DE GAS NATURAL LICUEFACTADO

Fuente: Energy Information Administration

Mayores Importadores LNG 2003

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000

Belgium

Turkey

Italy

Taiwan

France

United States

Spain

South Korea

Japan

MMPCD

Importaciones de Gas Natural USA 01.01.2001

Oferta y Demanda regional

GRÁFICO DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN LA REGIÓN

Fuente: Oil & Gas Journal 01.01.2005

Total mundial = 6040 TCFPerú = 10 TCF = 0.15%

8.7

8.8

21.6

24.0

25.9

151.0

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Peru

Brazil

Argentina

Bolivia

Trinidad and Tobago

Venezuela

Consumo en la Región al 2003

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Cuba

Peru

Puerto Rico

Bolivia

Colombia

Chile

Trinidad and Tobago

Brazil

Venezuela

Argentina

Mexico

MMPCD

GRÁFICO DE DEMANDA DE GAS NATURAL EN LA REGIÓN

Agenda

1. Oferta y Demanda– Oferta mundial, regional y local– Demanda mundial, regional y local– Balance y Comercio Internacional

2. Formación de precios del gas natural

– Factores que definen los precios en mercados maduros

– Evolución de precios SPOT y Futuros– Precios en Sudamerica

3. Desarrollo del consumo de gas natural

Principales sectores de consumo

Tres principales mercados regionales de gas natural

Mercados Internacionales del Gas Natural

Norteamérica Extremo OrienteEuropaUSA

Canadá

Europa Occidental

NoruegaRusia

ArgeliaMar del Norte

Japón, Corea, Taiwán

IndonesiaAustralia

Oriente Medio

Mercado SPOT del Gas Natural

Es el Mercado del gas natural regido por la Oferta y Demanda, cuyos precios varían día a día, momento a momento. Mercado de US (Henry Hub);

Mercado Americano

$0

$2

$4

$6

$8

$10

$12

$14

1/2/

2002

3/2/

2002

5/2/

2002

7/2/

2002

9/2/

2002

11/2

/200

2

1/2/

2003

3/2/

2003

5/2/

2003

7/2/

2003

9/2/

2003

11/2

/200

3

1/2/

2004

3/2/

2004

5/2/

2004

7/2/

2004

9/2/

2004

11/2

/200

4

Do

llars

per

Mill

ion

Btu

WTI Spot PriceHenry Hub Spot Price

12/25/03$18.85

Similar tendencia de volatilidad pero debajo del Precio SPOT del WTI

Sources: Natural Gas Intelligence, EIA

PRECIOS SPOT DEL GAS NATURAL EN USA

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0Ja

n-99

May

-99

Sep-

99

Jan-

00

May

-00

Sep-

00

Jan-

01

May

-01

Sep-

01

Jan-

02M

ay-0

2

Sep-

02

Jan-

03

May

-03

Sep-

03

Jan-

04

May

-04

Sep-

04Ja

n-05

May

-05

Sep-

05

Monthly

Dol

lars

per

Tho

usan

d C

ubic

Fee

t

Projections

Henry Hub Spot Prices Are Expected to Average About $6 per Mcf through 2005

(Base Case and 95% Confidence Interval*)

*The confidence intervals show +/- 2 standard errors based on the properties of the model. The ranges do not include the effects of major supply disruptions.Sources: History: Natural Gas Week; Projections: Short-Term Energy Outlook, December 2004.

Average Spot Price:about $6.03 /Mcf in 2004about $6.01 /Mcf in 2005

New York Mercantile Exchange (NYMEX), 1978, Contratos futuros de Residuales.1981, Contratos futuros de Gasolinas.1983, Contratos futuros de Crudos.1987, Contratos futuros de Propano.1990, Contratos futuros de Gas Natural.

El sistema de ductos en USA permitía entregas de crudo de cantidades pequeñas, como de 5000 bls.

Mercado de Futuros

Precios en Sudamérica

ARGENTINAConsumo de Gas Natural Millones de P3/Dia

Fuente: Enargas

Demanda Argentina en MMPCD

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

MM

PCD

Demanda Insatisfecha en ArgentinaCapacidad de Transporte: Tendencia históricaSituación

– No se expande capacidad desde 2001– El bajo precio relativo del gas aceleró el

crecimiento– Demanda Eléctrica creció en 2003 al 8%

anual– Demanda de Gas para generación

crece al doble– GNC (vehicular) creció más del 30% en 2003– Actividad Industrial recuperada

Crecimiento GNC

Crecimiento Demanda GNC

-123456789

Ene-00

Abr-00

Jul-0

0

Oct-00

Ene-01

Abr-01

Jul-0

1

Oct-01

Ene-02

Abr-02

Jul-0

2

Oct-02

Ene-03

Abr-03

Jul-0

3

Oct-03

MMm3/d

Proyección

– La nueva demanda es estructural• Conversión domiciliarios de GLP a Gas

Natural• Conversión vehículos a GNC• Industrias que construyeron su

gasoducto de alimentación– Todo el crecimiento eléctrico a corto y

mediano plazo debe ser abastecido con gas

Precios 2003

Precios 2001

Precios 2001

Precio de Gas Natural Río Grande (GSA) - 0.24 $us/MPC

Fuente: YPFB. Elaboración propia

1997 1998 1999 2002 2003 2004ENERO 1.336479 1.204335 0.788243FEBRERO 1.344569 1.156915 0.740177MARZO 1.353552 1.116344 0.740179ABRIL 1.310253 1.062343 0.790238MAYO 1.291565 1.036592 0.814501JUNIO 1.231683 0.959316 0.862794 1.740559JULIO 1.165733 0.929925 0.924671 1.742539AGOSTO 1.146743 0.925637 1.742168SEPTIEMBRE 1.143755 0.903815OCTUBRE 1.117522 0.889326NOVIEMBRE 1.162609 0.857844

Precios de Exportación Gas Natural de Bolivia a Argentina

0.000

0.500

1.000

1.500

2.000

2.500

Jul-9

9

Sep-99

Nov-99

Ene-00

Mar-00

May-00

Jul-0

0

Sep-00

Nov-00

Ene-01

Mar-01

May-01

Jul-0

1

Sep-01

Nov-01

Ene-02

Mar-02

May-02

Jul-0

2

Sep-02

Nov-02

Ene-03

Mar-03

May-03

Jul-0

3

Sep-03

Nov-03

Ene-04

Mar-04

May-04

Jul-0

4

Sep-04

Nov-04

Mes

$us/

MPC

Precio de Gas Natural (GSA)

Precio de Gas Natural Boliviano en Río Grande (GSA) - $us/MPC

Fuente: YPFB. Elaboración propia

Resumen Argentina Precios líquidos mercado internacional

Precios de gas pesificados (0.60 $/MMBTU)

Mercado spot inmediato de 5 a 6 MMMCD

Precio Mercado Buenos Aires: 3.00 US$/MMBTU

Tarifa Transporte: 1.00 $US/MMBTU

Gasoducto Noroeste negociado mediados 2005

Gasoducto Noroeste concluido hasta 2007

Caso contrario ampliación loops y compresión

CHILE Consumo de Gas Natural Millones de P3/Dia

Fuente: Enargas

Demanda Chile en MMPCD

0100200300400500600700800900

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

MM

PCD

Gasoducto

NORTE CENTRO SUR

Atacama(a Chile)

NorAndino(a Chile)

GasAndes(a Chile)

Pacífico(a Chile)

Metanex PAE(a Chile)

Metanex YPF

(a Chile)Metanex SIP

(a Chile)

PROM (MMMCD) 2,60 2,17 7,76 1,08 1,69 1,47 1,53

Gasoductos de Exportación

Argentina a Chile

2004

Fuente: Enargas

Evolución Restricciones Efectivas Gas Natural desde Argentina 2004

Fuente: CNE

Temas a tener en cuenta en Chile : generadores eléctricos en el SING, gasoductos existentes,la industria minera

• Generadores eléctricos en el SINGAnálisis del impacto y de la competitividad relativa de los actores eléctricos en el SING. Posible conjunción de intereses en asegurar compra de gas de Camisea (SEI y Endesa/CMS). Negociaciones de cada empresa con sus repestcivos clientes?

• Compañías minerasLa seguridad de suministro les beneficia. ¿estarían dispuestas a pagar el precio? ¿una carrera hacia el carbón?Las importaciones de LNG no serías menos caras

• Impacto en GNA y GasAtacamaUn escenario inicial de 10 MMCMD no permite inyectar gas en Argentina a través de los gasoductos existentes. Se necesitarían volúmenes más importantes. Estos gasoductos deben ser partes integrantes del anillo energético.

• Gobierno chileno Proyecto de interés nacional. ¿Socializar los costos?

Resumen Chile• Aumento en las restricciones de exportación de gas

natural por parte de Argentina.• No posee fuente de energía de abastecimiento segura,

limpia, de rápida implementación, como es el caso de la termoelectricidad en base a gas natural.

• Suministro a través de LNG. Precio 9.00 US$/MMBTU.• Modificar su estructura de despacho y guiarla hacia la

generación hidráulica o uso del carbón.• Mejor opción abastecimiento a través de Bolivia, con un

precio de transporte de alrededor de 1.20 US$/MMBTU y un precio de gas de 2.80 US$/MMBTU en frontera, se tendría una señal aceptable en Chile de 4.00 US$/MMBTU.

Oferta y Demanda

local

Fuente: CNE

Fuente: CNE

ProyectoDesarrollar el Sur de Perú y abastecer la región con Gas de Camisea

Alternativa TRAZA 1

Pisco – Antofagasta

1700 km

Potencia SUR PERÚ

Carbón + Líquidos: 524 MW

Potencia NORTE CHILE

Gas: 1700 MW (Incluye 240 MW de Taltal-SIC)

TV carbón: 1200 MW

Potencia NORTE ARG.

CC Termoandes 643 MW

PERÚ

ARGENTINACHILE

Camisea

PiscoLima

Antofagasta

BOLIVIA

TGN -CO

TGN -NOR

Norandino

Atacama

Tocopilla

Mejillones

Gasoducto Taltal

Gasandes

Gas Pacífico

BRASIL

Línea Eléctrica

Arequipa

Santiago

TGP

Norte de ChileEquipamiento Generación Térmica

TocopillaCC 400 MW + TG 38 MW

Atacama CC1 396 MW + CC2 385 MW

CARBÓN Norgener 277 MW

CARBÓN Tarapacá 158 MW

CARBÓN Tocopilla 429 MW

CC Termoandes 643 MW

Norandino

Atacama

CARBÓN Mejillones 341 MW

Mejillones CC 251 MW

SING

SICTaltal 240 MW

POTENCIA INSTALADA NORTE CHILE

TV Carbón: 1 200 MW

Gas x Norandino: 690 MW

Gas x Atacama : 1020 MW

TOTAL 2 910 MW ( 1710 a gas)