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)