GNL Posibilidades en Argentina Por Oscar Medina.

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1 GNL Posibilidades en Argentina Por Oscar Medina

2 INDICE El Gas Natural en el contexto energético mundial
El mercado del GNL a nivel mundial Estado del arte en materia de licuefacción, transporte y regasificación del Gas Natural Licuado Situación del Gas Natural en la Argentina Posibilidades del GNL para la Argentina Barco re-gasificador Planta compartida con Uruguay Planta “on shore” en puerto de Bahía Blanca

3 INTRODUCCIÓN El gas natural es una de las fuentes energéticas más importantes en la vida del hombre. Es el menos contaminante de los combustibles fósiles, con una emisión de CO2 menor a la mitad que la del carbón y el petróleo. Tiene múltiples usos, tanto residenciales como industriales, además de aplicar a la generación de energía eléctrica, el reemplazo de la nafta en los automóviles y la utilización en petroquímica. Su costo por unidad calórica siempre ha sido más ventajoso que el del petróleo equivalente. ¿Por qué si es tan maravilloso y barato todavía hoy ocupa sólo un 21% de la matriz energética mundial frente al 35% del petróleo y 25% del carbón? Existen tres razones fundamentales: La demanda de importantes obras de infraestructura para su utilización en la red domiciliaria. La limitación logística en el uso como reemplazo de la nafta en el rubro automotor. La dificultad para transportarlo y almacenarlo. Tradicionalmente, el gas se transporta por gasoductos, limitándose así las distancias para poder ser transportado. En los últimos 20 años, el GNL viene a producir una revolución en materia de transporte y almacenamiento de gas natural.

4 Contexto Energético Mundial
Participación de los distintos primarios en la Matriz energética Mundial Fuente: KEY IEA

5 Contexto Energético Mundial
Participación de los distintos primarios en la Matriz energética en países de la OECD Fuente: KEY IEA

6 Contexto Energético Mundial
Producción de Gas Natural a nivel mundial Fuente: KEY IEA

7 Contexto Energético Mundial
Rusia es el primer productor a nivel mundial con el mayor volumen de reservas (R/P = 78 años). A nivel mundial, el índice reserva producción es de 63 años y el de EEUU es 11. El 29,7% de la producción mundial se comercializa internacionalmente. La producción Argentina es de 51 BCM.

8 Contexto Energético Mundial
Generación eléctrica por combustible a nivel mundial Fuente: KEY IEA

9 Contexto Energético Mundial
Participación del GN en generación eléctrica USA 18,34% Japón 21,11% Rusia 46,16% UK 38,44% Argentina 47,5 TWh 43,81% Fuente: KEY IEA

10 75,9% LNG = 26,1%

11 El Mercado de GNL Mundial
Un billón de M3 (mil millones de m3) equivalen a 0,73 millones de Toneladas de GNL)

12 El Mercado de GNL Mundial

13 El Mercado de GNL Mundial

14 El Mercado de GNL Mundial

15 Exploración y Producción:
2 - 4 U$S/MMBTU Licuefacción: 2,4 U$S/MMBTU Transporte: 2 U$S/MMBTU Regasificación: 1,6 U$S/MMBTU

16 El riesgo del volumen Comprar el producto aunque sea caro y no siempre necesario La pieza central de estos contratos es el "Sale and Purchase Agreement" o SPA “ que vinculada la capacidad crediticia de los compradores y vendedores para hacer factible financiar el proyecto. La lógica de participación en los riesgos del SPA es la frase “El comprador toma el riesgo del volumen y el vendedor el riesgo del precio” Por lo tanto los contratos típicamente incluyen clausulas de Take or Pay. Y variables de ajuste o escaladores de precio, para transferir el riesgo de precio al vendedor. Adicionalmente como los compradores comúnmente son servicios públicos regulados o compañías estatales monopólicas, generalmente el riesgo del volumen es transferido a sus compradores.

17 El Mercado de GNL Mundial
Hay una importante cantidad de proyectos de licuefacción que están en desarrollo que duplicarán la producción de GNL al año 2015 La construcción de plantas de licuefacción se ha atrasado debido al significativo aumento en los costos (que se han multiplicado mas de 100 % en los últimos años debido al fuerte incremento en el costo de contratistas, equipos y materiales, y la mayor complejidad de los proyectos) Se prevé un mercado apretado hasta el cuando entren en servicio estas plantas Los precios del GNL están referenciados al precio del Petróleo Crudo y siguen índices de mercado, tales como Henry Hub (EE.UU.), Brent o National Balancing Point (GB) y JCC (Asia)

18 El Mercado de GNL Mundial

19 GNL Componente principal Metano (mínimo 90%) Otros componentes
Gas natural que se enfría bajo presión atmosférica y a una temperatura de aproximadamente -161 °C, hasta alcanzar un estado líquido. Su volumen se reduce en 584 veces. No explosivo en estado líquido Relativamente fácil de transportar (a presión atmosférica) Componente principal Metano (mínimo 90%) Etano Propano Hidrocarburos más pesados Nitrógeno (cantidades pequeñas) Oxígeno Dióxido de carbono Compuestos de azufre Agua NATI Otros componentes 19

20 Descripción del proceso
PIA Licuefacción: remueve el oxígeno, anhídrido carbónico, los compuestos del azufre y el agua. Transporte: buques de diseño especial. Estos buques son de casco doble con capacidades entre 25,000 metros cúbicos (m3) a 138,000 m3 o más. Los buques están equipados con un sistema de contención especial dentro del casco interior para mantener el LNG a presión atmosférica y a -160°C de temperatura. Una terminal de importación de LNG consiste de atracaderos para descargar LNG a tierra firme a través de tuberías. En éste, el LNG en su estado líquido es bombeado a un tanque de almacenamiento. Cada uno de ellos, contiene bombas para transferir el LNG a los vaporizadores. Se puede usar el aire del medio ambiente, agua de mar a aproximadamente 15° C u otros medios como el agua caliente para permitir la conversión de LNG frío (por medio de un intercambiador térmico) a gas. Una vez que el gas es vaporizado, se regula la presión y entra en la red de gasoductos como gas natural. 20

21 Descripción del proceso
Puerto de descarga de LNG Deben ser de aguas profundas PIA Licuefacción: remueve el oxígeno, anhídrido carbónico, los compuestos del azufre y el agua. Transporte: buques de diseño especial. Estos buques son de casco doble con capacidades entre 25,000 metros cúbicos (m3) a 138,000 m3 o más. Los buques están equipados con un sistema de contención especial dentro del casco interior para mantener el LNG a presión atmosférica y a -160°C de temperatura. Una terminal de importación de LNG consiste de atracaderos para descargar LNG a tierra firme a través de tuberías. En éste, el LNG en su estado líquido es bombeado a un tanque de almacenamiento. Cada uno de ellos, contiene bombas para transferir el LNG a los vaporizadores. Se puede usar el aire del medio ambiente, agua de mar a aproximadamente 15° C u otros medios como el agua caliente para permitir la conversión de LNG frío (por medio de un intercambiador térmico) a gas. Una vez que el gas es vaporizado, se regula la presión y entra en la red de gasoductos como gas natural. 21

22 Descripción del proceso Principales componentes
TANQUES – Son + del 35% de la Inversión PIA Licuefacción: remueve el oxígeno, anhídrido carbónico, los compuestos del azufre y el agua. Transporte: buques de diseño especial. Estos buques son de casco doble con capacidades entre 25,000 metros cúbicos (m3) a 138,000 m3 o más. Los buques están equipados con un sistema de contención especial dentro del casco interior para mantener el LNG a presión atmosférica y a -160°C de temperatura. Una terminal de importación de LNG consiste de atracaderos para descargar LNG a tierra firme a través de tuberías. En éste, el LNG en su estado líquido es bombeado a un tanque de almacenamiento. Cada uno de ellos, contiene bombas para transferir el LNG a los vaporizadores. Se puede usar el aire del medio ambiente, agua de mar a aproximadamente 15° C u otros medios como el agua caliente para permitir la conversión de LNG frío (por medio de un intercambiador térmico) a gas. Una vez que el gas es vaporizado, se regula la presión y entra en la red de gasoductos como gas natural. 22

23 Descripción del Proceso Principales componentes
VAPORIZADOR BOMBAS: Vertical Sumergible Horizontal PIA Licuefacción: remueve el oxígeno, anhídrido carbónico, los compuestos del azufre y el agua. Transporte: buques de diseño especial. Estos buques son de casco doble con capacidades entre 25,000 metros cúbicos (m3) a 138,000 m3 o más. Los buques están equipados con un sistema de contención especial dentro del casco interior para mantener el LNG a presión atmosférica y a -160°C de temperatura. Una terminal de importación de LNG consiste de atracaderos para descargar LNG a tierra firme a través de tuberías. En éste, el LNG en su estado líquido es bombeado a un tanque de almacenamiento. Cada uno de ellos, contiene bombas para transferir el LNG a los vaporizadores. Se puede usar el aire del medio ambiente, agua de mar a aproximadamente 15° C u otros medios como el agua caliente para permitir la conversión de LNG frío (por medio de un intercambiador térmico) a gas. Una vez que el gas es vaporizado, se regula la presión y entra en la red de gasoductos como gas natural. BRAZOS 23

24 Aspectos ambientales Medio natural Medio Social
Componente Efecto potencial en el medio ambiente Aspecto clave Flora Destrucción de especies exóticas de flora y e introducción de plantas toxicas y especies invasivas de origen extranjero Presencia de comunidades de plantas exoticas Fauna y avifauna Perdida del hábitat, alteración de los patrones de movimiento, mortalidad indirecta Presencia de especies exóticas, insuficientes datos de censos. Especies marinas Especies marinas que habiten en las rias de bahía blanca. PIA Licuefacción: remueve el oxígeno, anhídrido carbónico, los compuestos del azufre y el agua. Transporte: buques de diseño especial. Estos buques son de casco doble con capacidades entre 25,000 metros cúbicos (m3) a 138,000 m3 o más. Los buques están equipados con un sistema de contención especial dentro del casco interior para mantener el LNG a presión atmosférica y a -160°C de temperatura. Una terminal de importación de LNG consiste de atracaderos para descargar LNG a tierra firme a través de tuberías. En éste, el LNG en su estado líquido es bombeado a un tanque de almacenamiento. Cada uno de ellos, contiene bombas para transferir el LNG a los vaporizadores. Se puede usar el aire del medio ambiente, agua de mar a aproximadamente 15° C u otros medios como el agua caliente para permitir la conversión de LNG frío (por medio de un intercambiador térmico) a gas. Una vez que el gas es vaporizado, se regula la presión y entra en la red de gasoductos como gas natural. Medio Social Contaminación del aire, ruido y influencia socioeconómica de la población Afectacion por calidad de efluentes 24

25 Análisis FODA Fortalezas Debilidades Oportunidades Amenazas
Baja contaminación ambiental No inflamable en estado líquido a Presión ATM Bajo volumen Tecnología Nueva Altos Precios internacionales Oportunidades Amenazas Demanda insatisfecha Incremento de exportadores Avances tecnológicos Diversificación de fuentes de energía Fluctuaciones del precio internacional Presencia y poder de compra de EEUU Podemos poner efecto de que aparezca un circulo marcando las fortalezas y oportunidades que son mas que las debilidades y amenazas 25

26 Inversión estimada Desde U$S 300 millones (una planta pequeña) a 2000 MM de dólares o más, aunque cada vez las inversiones son mayores. En EE.UU. las plantas de regasificación rondan los 300/2200 millones de U$S, con capacidades de 1,3 a 10 BCM por año de gas natural. Los tanques de almacenamiento, por lo general, representan un tercio o la mitad del costo total de la terminal (dependiendo del tipo de tanque). En un proyecto de 5 MM toneladas/año, en promedio (del mundo), la planta de regasificación cuesta 1500 MM de dólares. Poner todo lindo!! Bcf: billion cubic feet 26

27 Evolución histórica de la matriz energética Argentina
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación

28 Participación del gas natural en el consumo sectorial en la actualidad
CARACTERÍSTICAS Residencial 60 % de la población Centrales térmicas 56% del total del sistema Generación con gas natural 44% del total del sistema 78% del consumo de combustibles Industrias 80% del consumo de combustibles

29 Evolución histórica del Gas Natural en la Argentina
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación

30 Evolución histórica del Gas Natural en la Argentina
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación

31 Evolución histórica del Gas Natural en la Argentina
-18 Gas A.P. Gas M.P: Gas B.P. 2003 39,6% 42% 18,4% 2007 22,8% 36% 41,2% Fuente: Secretaría de Energía de la Nación

32 Evolución histórica Fuente: Secretaría de Energía de la Nación

33 Evolución histórica del Gas Natural en la Argentina
-60% Fuente: ENARGAS

34 Red de transporte República Argentina
BP Noroeste (1,2) – 3,0 Norte (0,8) – 1,3 Costo boca de pozo U$S/MBTU (2001) – Tendencia Largo Plazo Oeste (0,6) – 0,8 Costo Transporte U$S/MBTU (2001) – Tendencia Largo Plazo BP NQN (1,4) – 2,0 Los costos del transporte son un importante componente del costo del gas natural. En algunos casos son del mismo orden que los precios del gas de boca de pozo. El mayor componente del costo del transporte son inversiones no recuperables (cañerías enterradas). Sur (1,0) – 1,5 BP Austral (1,0) – 2,5

35 Porque del GNL en Argentina
Crecimiento de la demanda de gas natural Estancamiento de la producción local en los últimos años Disminución a casi cero de los saldos exportables de gas La estrategia de importación de gas de Bolivia no arroja los resultados esperados Crecimiento del mercado de GNL a nivel mundial

36 Demanda anual de Gas Natural
REAL ESTIMADO Fuente: Elaboración propia en base al Modelo LEAP

37 Demandas 2007 Fuente: ENARGAS

38 Producción futura. Fuente: Secretaría de Energía y pronóstico de las empresas del sector

39 Demanda proyectada Producción esperada
Fuente: Elaboración propia

40 Consumo combustibles 2007. Generación
Fuente: CAMMESA

41 Faltantes de GN en el sector eléctrico año 2007
Fuente: CAMMESA

42 Faltante promedio: 14 MMm3/día
Demanda Industrial Faltante promedio: 14 MMm3/día Fuente: ENARGAS

43 Capacidad de Gasoductos
Fuente: ENARGAS

44 Precios de gas y GNL proyectados
Nota: GN(1) Incluye los costos al ingreso al sistema y costos de transporte. GN(2) Incluye los costos al ingreso al sistema, costos de transporte y costos de exploración. Gas Natural (Bolivia): Valor de frontera más costos de transporte al city gate. GNL: Henry Hubb LRC mas transporte + costos transporte LNG + costos de regasificación.

45 Proyección precio WTI Escenario High Price. Promedio Anual
Fuente: U.S. Department of Energy (DOE). International Energy Outlook, June 2008

46 Proyección de GNL y sustitutos
Nota: Precios CIF del GO y FO en puerto de Buenos Aires, atados a la evolución del precio del WTI. GNL: Henry Hubb LRC + costos transporte LNG + costos de regasificación.

47 Déficit de Oferta Interna de Gas Natural
Fuente: Elaboración propia

48 Distintas alternativas
Importación desde Bolivia con la construcción del GNEA con capacidad de 10 MMm3/d Importación de GNL vía un barco re-gasificador Construcción de una planta de regasificación de GNL en las afueras de la ciudad de Montevideo compartida con Uruguay Construcción de una planta de re-gasificación de GNL en las afueras de la ciudad de Bahía Blanca LULI 48

49 Gasoducto GNEA (desde Bolivia) Factibilidad de Producción
Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS

50 Barco re-gasificador El 31 de Mayo del 2008 llegó al puerto de Bahía Blanca un barco con un cargamento de m3 de GNL y capacidad de re-gasificar hasta 8 MMm3/d. Posteriormente llegaron otros 5 barcos metaneros con m3 de GNL, los que representan en total 434 MMm3 de gas 9300 kcal. Con este hecho, Argentina terminó siendo el 1º país de América Latina en traer GNL, antes que Brasil, Chile, México y Uruguay. El costo del GNL resultó ser de 17 U$S/MMBTU en promedio. A eso hay que sumarle el costo del alquiler del barco re-gasificador y posibles punitorios.

51 Acuerdos con Uruguay Subcomisión Mixta
“Convenio de Cooperación entre la República Oriental del Uruguay y la República Argentina en Materia Energética” (5/07/07) “Acuerdo para la implementación y operación del proyecto de regasificación de gas natural licuado entre la República Argentina y la República Oriental del Uruguay. “ (28/11/07) Subcomisión Mixta Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) y la Administración Nacional del Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) por parte de la República Oriental del Uruguay Empresa Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) por parte de la República Argentina.

52 LNG Uruguay - Argentina
Factores a ser considerados: Proximidad a los usuarios finales Proximidad centros altamente poblados Consideraciones ecológicas Disponibilidad de espacio en tierra Condiciones batimétricas y oceanográficas Costo instalaciones portuarias Costo dragado Costo gasoducto de aproximación

53 LNG Uruguay - Argentina
Ubicación cercana a centro de consumo y a gasoducto de gran capacidad conectado a la Argentina (hasta 6 Mm3/d aprox.) Sitio disponible próximo al canal de entrada a la bahía de Montevideo, próximamente con calado suficiente para barcos metaneros con favorables condiciones batimétricas y oceanográficas Terreno con topografía favorable, buenas condiciones geotécnicas, ausencia de sismos y maremotos

54 LNG Uruguay - Argentina
POSIBLES UBICACIONES Se estudiaron diversas ubicaciones, que en general se pueden clasificar en los siguientes grupos: Zona de Colonia Oeste de la Bahía de Montevideo Isla de Flores Zona Este Dptos. Maldonado y Rocha En ambos estudios de prefactibilidad se llegó a que la zona más apropiada desde el punto de vista técnico y económico es la zona del oeste de la bahía de Montevideo, y dentro de ésta los lugares más favorables resultaron Punta Sayago y Punta Yeguas.

55 LNG Uruguay - Argentina

56 Bahía de Montevideo

57 SELECCIÓN DEL TIPO DE TERMINAL DE REGASIFICACIÓN
EXISTEN 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 2012 aproximadamente. Las otras opciones tienen costos similares. BG plantea una tercera opción, planteando una etapa temprana con metanero utilizado solamente como almacenaje, y con la regasificación ya definitiva. En Quinteros están planteando un pequeño tanque que permita el cambio de Metanero. 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.

58 Planta en Bahía Blanca Escenario I
Escenario BASE. Supuestos Crecimiento moderado de la producción en segmento gas plus Importación de Bolivia estable en 3 MMm3/d Importación desde Uruguay en 0. Hay barco re-gasificador, con 6 MMm3/d en invierno Se privilegia consumo residencial, comercial y GNC Sendero de precios para industrias y usinas Situación macroeconómica y sociopolítica conservadora Precio WTI y derivados creciente en el LP (economía mundial estable) Sin exportaciones a Chile LULI 58

59 Planta en Bahía Blanca Escenario II
Escenario Optimista. Supuestos Crecimiento de la producción interna vía gas plus. Construcción del GNEA, importación de Bolivia hasta 17 MMm3/d. Importación Uruguay, 6 MMm3/d Hay barco re-gasificador, con 6 MMm3/d en invierno. Se privilegia consumo residencial, comercial y GNC Sendero de precios de industrias y usinas Situación macroeconómica y sociopolítica conservadora Precio WTI y derivados creciente en el LP (economía mundial estable) Se reanudan exportaciones a Chile LULI Sin planta regasificadora 59

60 Evaluación económica Escenario I
CARACTERÍSTICAS VALORES Capacidad anual 5 MTA Capacidad de regasificación 18 Mm3/d Año de Ingreso 2013 Año a plena carga 2020 INVERSIONES UNIDADES VALORES CAPEX Planta MU$S 1500 CAPEX Ramal 700 OPEX Planta MU$S/año 30 OPEX Ramal 17 Tarifa Re-gasificación U$S/MBTU 1,7 TIR % 10 Financiamiento 50 Tasa de financiamiento 7

61 Evaluación económica Escenario I
Año 2013 Eléctrica Industrial Total Canasta LNG FO 15,5 GO / GLP 2 1,9 3,9 24,3 20,1 Año 2018 Eléctrica Industrial Total Canasta LNG FO 2 3 5 19,2 GO / GLP 4 9 30,0 7 14 26,1 22,6 Año 2025 Eléctrica Industrial Total Canasta LNG FO 3 5 8 24,4 GO / GLP 6 4 10 38,1 9 18 32,0 25,6

62 Evaluación económica Escenario I

63 ¡MUCHAS GRACIAS!