Tendencias del mercado de gas natural

Presentación del tema: "Tendencias del mercado de gas natural"— Transcripción de la presentación:

0 Opciones de monetización y comercialización de reservas de gas
Preparado para: ANH Caracas, 10 de diciembre de 2004 Arthur D. Little de Venezuela, C.A. Edificio Banco de Lara - PH1 Avenida Principal de La Castellana Apdo , Caracas, 1060, Venezuela Internet:

1 Tendencias del mercado de gas natural
Los pronósticos del mercado energético mundial apuntan a que el gas natural será el combustible fósil de mayor crecimiento en las próximas décadas. Demanda de Gas por Región (TPC/año) Se prevé un crecimiento anual de 3% en la demanda mundial liderada por los mercados latinoamericanos y Asia Las regulaciones ambientales (emisiones de SOx y NOx, y el control de los gases con efecto invernadero) favorecerá los carburantes bajos en carbono El incremento de la demanda se refleja en el precio del gas en EEUU que ha subido de $2 en 1999 a alrededor de $6/mmBTU Antes del 2030 se estima que se colocarán en el mercado 320 MMPCD para satisfacer la demanda y sustituir yacimientos agotados Shell pronostica que el Gas podría pasar a ser la fuente de energía más importante para el 2025 (50% del consumo de energía) Crecimiento de la industria del Gas Fuente: EIA International Energy Outlook; BP Statistical Review;Oil & Gas Journal; Análisis ADL

2 Inversiones necesarias para el desarrollo del sector
Tendencias del mercado de gas natural Para satisfacer la demanda global de gas se deberán destinar cuantiosas sumas de capital que privilegiarán a los países que ofrezcan prospectos de producción atractivos así como condiciones favorables para la inversión. Inversiones necesarias para el desarrollo del sector Existe abundancia de gas para satisfacer la demanda prevista hasta el 2020, pero los recursos no están concentrados cerca de los centros de elevada demanda, lo que implica la necesidad de inversiones en transporte (5000 TCF en reservas altamente dispersas) La Agencia Internacional de Energía estima que para satisfacer la demanda de gas se deberán invertir alrededor de 3,1 billones de dólares (un promedio anual de 105 millardos de dólares) Las áreas críticas de inversión son en esfuerzos de exploración y desarrollo de reservas, transporte a través de gasoductos internacionales y en instalaciones de gas natural licuado (GNL), tales como plantas de licuefacción, buques y terminales de regasificación Cada vez más se están involucrando los grandes jugadores al mercado, haciendo grandes inversiones en tecnologías y construcción en sus países anfitriones Las variables críticas de inversión serán la evolución de los procesos de desregulación, la atractividad de los precios de gas y márgenes, las condiciones fiscales y otros estímulos a la inversión, así como la percepción del riesgo político del país Fuente: EIA International Energy Outlook; Giusti, Luis, “El preponderante gas natural”, El Nacional 7 de marzo 2004

3 Reservas Probadas de Gas en Latino América (TCF)
Tendencias del mercado de gas natural Reservas latinoamericanas Latinoamérica cuenta con recursos probados de gas para constituirse en un jugador de importancia como una fuente fundamental de suministro de gas para Norte América. Reservas Probadas de Gas en Latino América (TCF) En Colombia la industria ha estado orientada a satisfacer la demanda interna existiendo sin embargo la política de impulsar el desarrollo del sector La oferta de gas en Colombia consiste principalmente de gas asociado en el interior del país y de grandes yacimientos de gas libre en la Costa NorAtlántica Se han hallado recientemente nuevos yacimientos de gas en Gibraltar, abriendo así una nueva frontera exploratoria Se han presentado avances en el tema del gasoducto entre Panamá y Colombia Comentarios (49,13%) (18,22%) (9,29%) (7,79%) (7,63%) Reservas estimadas de 15 TCF adicionales de gas libre costa afuera (4,32%) (1,5%) (2,2%) Fuente; IEA, Ecopetrol. Reservas probadas al 2003, El País, Diario 2001

4 Tendencias del mercado de gas natural Proyectos Regionales
Como parte del proceso de convertirse en un jugador de importancia en la Región Andina y Caribe hay varios desarrollos de exportación de gas en Bolivia, Perú, Trinidad y Venezuela. Potenciales proyectos de exportación de gas en Latinoamérica Norte de Paria, Venezuela (en revisión) Inversión inicial de $2.700 M Planta de licuefacción en Güiria con capacidad de 4.7 MMTA de LNG 34 pozos Exportación y suministro de mercado interno Camisea, Perú Capacidad: 3 millones tn /año Mercados objetivo México y EEUU Plataforma Deltana, Venezuela 5 bloques al sur de Trinidad en una frontera marítima de Km2 Reservas probables de más de 40 BPC, en Km2 de extensión Profundidad variable, desde 25 m hasta más de 500 m Santa Cruz, Bolivia (en revisión) Capacidad: 6,6 millones tn /año. Memorándum de entendimiento entre consorcio Pacific LNG (BG, BP y Repsol) con Sempra-California. Ubicación más probable de la planta de GNL es en Mejillones (Chile). Expansión Trinidad Expansión de Atlantic LNG con 4to tren de licuefacción (participación de BP y BG)

5 Gasoducto Panamericano Descripción :
Análisis de Tecnologías Introducción Para apuntalar la entrada de los países de la región a los mercados regionales y globales de gas se deberán tomar en cuenta diversas opciones de monetización analizados en esta presentación. Opciones para la monetización del Gas Dimensiones del análisis Gasoducto Panamericano Descripción : Oportunidades, retos y tendencias Gas Natural Licuado (GNL) Atractividad y Factibilidad Técnica: Aspectos, características, nuevos desarrollos e impulsores Gas to Liquids (GTL) Atractividad y Factibilidad Económica y Comercial: Competencia, mercados, inversión y rentabilidad Gas Natural Comprimido (GNC)

6 Distancia de la tubería
Análisis de Tecnologías Gasoducto Panamericano Descripción El gasoducto Panamericano contempla la exportación de gas de Venezuela y Colombia hacia los mercados de Centro América, México y EE.UU. Incremento en la demanda de gas en Norte América y precios atractivos Dificultad de desarrollo de terminales de GNL Crecimiento económico de América Central y desregulación de mercados de combustibles (unificación de redes eléctricas) Acceso a capacidad superávitaria en la tubería al sur de Méjico Oportunidades Ruta Ilustrativo Distancia de la tubería Venezuela Colombia Centro América México TOTAL KM 581 564 2.130 480 3.755 Retos Barreras políticas Riesgos ambientales y de seguridad Amplia gama de partes interesadas Dificultad de asegurar derechos de paso Inflexible y costoso Requiere de grandes mercados estables y contratos a largo plazo

7 Parámetros de diseño Preliminares Características de la ruta
Análisis de Tecnologías Gasoducto Panamericano Atractividad Técnica Desde el punto de vista técnico esta opción es relativamente sencilla de realizar y operar, una vez superados los obstáculos de terreno. Capacidad de MMPCSD 700 MMCF/D desde Venezuela 300 MMCF/D desde Colombia Presión máxima de PSIA Tubería de calidad de gas Tubería de acero grado X70-X65 8 estaciones de compresión Parámetros de diseño Preliminares Características de la ruta Terreno nivelado o levemente montañoso: 80% Terreno rudo y pantanoso: 7% Cruces costa afuera y otros cuerpos de agua: 13% 367 ríos Un lago Cruce del Canal de Panamá a través de perforación direccional

8 Potenciales requerimientos de Gas 2010
Análisis de Tecnologías Gasoducto Panamericano Atractividad Económica y Comercial El Gasoducto presenta una alta atractividad comercial debido a la creciente demanda de gas en la región y la integración económica del hemisferio pero debe superar ciertos restos importantes. Atractividad comercial Precios de gas atractivos en Norte América Grande déficit en el inventario de gas en Méjico y EEUU Crecimiento económico y necesidades energéticas en Centro América Aprovechamiento de estructura ya existente en Méjico Retos Asegurar financiamiento por el orden de US$3.000 MM Diseño original propuesto limitado por el déficit de gas en el occidente de Venezuela Alineación de 10 países Aseguramiento de los derechos de paso Riesgos ambientales y de seguridad Atractividad y Retos Potenciales requerimientos de Gas 2010

9 Ilustración del proceso
Análisis de Tecnologías GNL Descripción El GNL permite almacenar el gas de manera líquida para transportarlo a grandes distancias entre el centro de producción y los mercados de consumo. Oportunidades Demanda de GNL de hasta 350 MMTPA en 2020 (gran parte de las importaciones de gas en EEUU en las próximas décadas serán en la forma de GNL) Acceso a mercados más amplios (proyectos para construir puertos y terminales en Méjico, Costa Rica y República Dominicana) Estructura de proyecto bien definida Desarrollo incipiente en nuestro continente, siendo Trinidad y Tobago el único país que lo exporta Ilustración del proceso Licuefacción Transporte Condiciones de mercado evolucionando a contratos de corto plazo y de mercado spot Minimización de los riesgos de seguridad internos y externos en estaciones de regasificación (manejo de la oposición de las comunidades) Alta competencia en el mercado de EEUU por parte de países como Argelia, UAE, Trinidad y Australia (proyectos en marcha) Retos Regasificación Fuentes; Ecopetrol, Análisis Arthur D. Little, National Petroleum Council

10 Características (“drivers”) Áreas de desarrollo tecnológico
Análisis de Tecnologías GNL Atractividad Técnica El desarrollo de un mercado spot de GNL ha focalizado sus esfuerzos en la reducción de los costos de inversión en procesamiento y transporte a fin de mantener el negocio competitivo. Características (“drivers”) Complejidad de la infraestructura (planta de licuefacción, un puerto y planta de regasificación a la llegada del producto) Variabilidad en las características de las alimentaciones de gas Presión de reducir el lead time de un proyecto de GNL (ha bajado significativamente, de 16 a 6 años) Distancia de la producción de GNL a los mercados de los consumidores (Costos de envío 6% por 1000km) El continuo interés en proyectos de nicho de GNL (0,5 MM TMA) Escala Los trenes de LNG se han incrementado gradualmente de 1 mta a 6 mta por tren Nuevos procesos Tres procesos principales con diferencias en los ciclos de enfriamiento e intercambio de calor (Prico process, Optimised Cascade and C3-MR) Introducción de nuevos procesos >15% incremento de la eficiencia (Liquefin) Reducción de las emisiones de carbón Procesamiento de GNL flotante (convertir a gas para exportar a la orilla) Reducción de costos Revisión de cada eslabón de la cadena de abastecimiento para la reducción de costos (en Trinidad y Omán, los costos de licuefacción descendieron al nivel de US$0,90/mmbtu y de US$0,35/mmbtu para la regasificación) Áreas de desarrollo tecnológico

11 Importación de GNL a Norte América
Análisis de Tecnologías GNL Atractividad Económica y Comercial Se prevé que para el 2025 el GNL represente entre el 14-17% del gas consumido en Norte América. Importación de GNL a Norte América Comentarios Según dos escenarios desarrollados por el NPC se estima que para el año 2025 el GNL proveerá entre el14-17% del gas consumido en Norte América Se necesitan millonarias inversiones, alrededor de US $5000 MM, y reservas mínimas de dos a tres trillones de pies cúbicos de gas para que sean rentables La capacidad de producción de GNL ha aumentado continuamente, sin embargo algunos analistas no creen que esto afecte a los precios de gas en por lo menos 8 años El desbalance entre oferta/demanda de gas entre las distintas regiones se mantiene Un mercado competitivo significativo se está desarrollando reemplazando contratos de largo plazo Hay una mayor flexibilidad en el comercio Los consumidores buscan variedad de suministros Millardos PCD Fuentes; Ecopetrol, Análisis Arthur D. Little, The Economist, Ntaional Petroleum Council

12 Análisis de Tecnologías GNL Desarrollo de proyectos
La elección de socios es clave para estructurar un proyecto de exportación de GNL integrado y exitoso que aborde asuntos clave del desarrollo de proyectos. Socios potenciales en el proyecto de LGN Co-participantes en PSA Tenedores de reservas de gas adyacentes Empresa petrolera con comprobada experiencia técnica/de desarrollo en GNL Empresa nacional petrolera (o de gas) Empresa nacional de navegación Empresa extranjera de navegación Compradores de GNL, ej., servicios públicos, compañías e de transmisión y distribución de gas Empresas de desarrollo de infraestructura y de comercialización de gas Asuntos Clave de Desarrollo de Proyectos Idoneidad de la base de recursos de gas para crear proyectos en escala (y oportunidades de expansión) Consideraciones y opciones de interés nacional para la utilización del gas Convenios para desarrollar las reservas Experiencia técnica en licuefacción y embarque de GNL Integrar la cadena de suministro del GNL Acceso a los mercados Alinear intereses de los compradores, vendedores y transportistas Mitigación de riesgo (volumen y precio) Asegurar financiamiento)

13 Proceso (elementos clave)
Análisis de Tecnologías GNC Descripción El transporte marítimo de gas natural comprimido (GNC) está emergiendo como alternativa atractiva para el desarrollo de reservas aisladas de gas. Desarrollo de reservas de tamaño moderado y aisladas de infraestructura existente (stranded) Mercados de tamaño moderado y distribuido Manejo de gas libre y asociado Uso de la red de trasporte y distribución existente Aprovechamiento temporal de los recursos mientras se desarrollan proyectos de GNL y GTL (tiempos de ejecución cortos) Modernización de las flotas Oportunidades Proceso (elementos clave) Producción Sistemas de recolección en aguas profundas Tecnología de sistema de carga flotante costa afuera Enfriamiento y compresión de gas Carga en buques Optimización de variables de entrega determinadas por el flujo, capacidad, distancia al mercado y tamaño de la flota Convertirse en una opción atractiva al lograr un balance entre carga y costo de entrega No existe operación comercial de importancia Desarrollo de estándares internacionales derivados de los acuerdos de GNL tanto para el transporte como para los terminales Retos Trasporte marítimo Descarga Tecnología de sistema de descarga flotante

14 Análisis de Tecnologías GNC Atractividad Técnica
En materia de tecnología el reto ha sido el diseño de buques de transporte que hagan que el GNC sea una opción competitiva para el desarrollo de reservas para las que las tuberías y el GNL no son factibles En el diseño de buques se han buscado avances tecnológicos en tres dimensiones Optimización de la compresibilidad del gas: trae la disminución de la presión y la posibilidad de usar materiales convencionales Optimización de las operaciones de carga y descarga por desalojo de líquidos: disminuyen las pérdidas y minimización de los tiempos para racionalizar el tamaño de la flota Optimización del proceso de manufactura de los buques para reducir la inversión de capital y costos de mantenimiento Fijación de estándares de seguridad para mantener el record de operaciones de GNL con el beneficio adicional de la operación completa costa afuera El segundo frente de desarrollo ha sido mantener esta tecnología como operación 100% costa afuera lo que ha requerido avances en: Acceso a aguas profundas Maritinización de todas las operaciones Los avances tecnológicos han hecho que existan hoy día alternativas de diseño con amplias posibilidades de operación comercial

15 Costo de Entrega de GNL vs. GNC
Análisis de Tecnologías GNC Atractividad Económica y Comercial La atractividad económica y comercial del GNC en comparación con el GNL es una función directa de la distancia de las reservas al mercado por lo que esta tecnología es una solución a mercado locales/regionales. Costo de Entrega de GNL vs. GNC 5,0 Banda superior de precios (desarrollo moderado de GNL) 4,5 3500 mi 4,0 3000 mi Banda inferior de precios 2500 mi 3,5 2000 mi 3,0 Costo entrega Gas ($/MMBTU) 1500 mi 2,5 1000 mi 2,0 500 mi 1,5 1,0 0,5 0,0 Exp. Y Prod. Licuefacción Transporte Regasificación Exp y Prod. Transporte GNL GNC Fuente: OTC, Platts, IEA, Análisis Arthur D. Little

16 Combustible de Aviación
Análisis de Tecnologías GTL Descripción La tecnología de GTL monetiza reservas de gas natural en los mercados globales de energía y químicos a través de la producción de numerosos productos derivados del gas. Oportunidades Produce combustible de mejor calidad y limpieza y otros químicos de mayor valor agregado Es viable en ciertas regiones, ayudado en parte por los actuales altos precios del petróleo Cierto número de compañías han anunciado actividades de desarrollo de GTL (BP, Texaco, Williams y Rentech) Utiliza logísticas existentes de downstream Tecnología Gas Stranded (CH4) GNL Gas sintético (CO + H2) Acido acético Formaldehído MTBE GTL-FT Crudo Sintético Combustibles/ Aditivos Metanol Retos Su viabilidad depende mucho de los costos de construcción locales y las economías de escala Hidrógeno Celdas de Combustible Combustibles Verdes Olefinas Amoníaco DME Fuel Cells Polipropileno Urea Acrilonitrilo Combustible de Aviación Nafta Lubricantes Combustible Diesel Polietileno Generación de Energía Etileno Glicol Alfa-olefinas Sustituto LPG

17 Metodología de trabajo Alternativas de exportación GTL
3 Las mejorías continuas de la tecnología GTL han estado fundamentalmente en el aumento de la capacidad de producción y el catalizador lográndose avances importantes en la curva de aprendizaje. Pre-tratamiento Conversión Separación Separación del Aire Generación de Gas Sintético Conversión de Gas Sintético Mejoramiento Tratamiento del Gas Paso de la operación piloto (foco hasta hace poco) a escala comercial rentable: Escala aumentada en separación de aire (Tamaño máximo ha aumentado de 1500 TPD a 3500 TPDD) Escala aumentada en fase de reacción en un factor de 3-4 Mejora de la fase de conversión química Desarrolló reactores multifase Fischer-Tropsch Catalizadores de mayor selectividad y conversión a diesel de alto desempeño y calidad Diversificación de los proveedores de tecnología (e.g. Sasol, Shell, Rentech, Exxon) y socios de interés a nivel global (e.g. Chevron, Conoco, Repsol-YPF) Puntos Críticos de Apalancamiento

18 Tasa interna de retorno de proyectos seleccionados
Análisis de Tecnologías GTL Atractividad Económica y Comercial El retorno sobre la inversión de un proyecto de GTL varía dependiendo de los costos del gas y de construcción local. Tasa interna de retorno de proyectos seleccionados La tecnología de GTL es económicamente viable en escala mayor de 50 MBD y crudo por encima de US$ 20/barril Los costos de producción local y los precios de gas hacen algunos proyectos inviables En los próximos 15 a 20 años la producción de GTL podría llegar a 1-2 MMBD mediante una inversión de $25-50 millardos en plantas Países productores tendrán participación en ingresos entre $ millardos durante el período Las compañías petroleras ven GTL como una vía de capturar posiciones en reservas de gas En este escenario de desarrollo no se contempla que la producción de líquidos genere una disrupción del mercado petrolero salvo para productos y regiones específicas 1. Supone una planta de 100 MBD GTL Ajustado para infraestructura

19 Tamaño de reservas Adecuado Distancia Mercado de exportación
Análisis de Tecnologías Comparación Cada una de las cuatro opciones consideradas presenta diferencias en cuanto a sus parámetros operacionales y necesidades de inversión. Gasoducto GNL GNC GTL Tamaño de reservas Adecuado N/A 5-8 TPC 1-5 TPC > 5 TPC Perdidas / consumo (% alimentación) < 6% 14 – 30 % 5 – 8 % 30 – 45 % Distancia Mercado de exportación < 2000 Km > 4000 Km < 4000 Km N/A Capacidad N/A Trenes: 4,7 – 6,0 MTPA ( 770 – 1000 MMPCSD) 500 – 1000 MPCS En operación: 34 MBPD En proyecto: Hasta 185 MBPD Inversión M$/ Km Terminal $ 750 MM Barco $ 160 MM Total > $2.500 MM Terminal $25 MM Barco $ 230 MM Total > $ 1200 MM Piloto: MUS$/BPD

20 Comparación de la rentabilidad de proyecto por campo
Análisis de Tecnologías Comparación La opción de monetización de reservas mas atractiva varía de una localidad a otra de acuerdo a la combinación de las condiciones anteriores entre otros factores. Comparación de la rentabilidad de proyecto por campo IRR % GTL (Exxon) LNG Pipeline 20.1 16.8 17.2 15.5 12.9 10.5 9.4 9.5 8.0 7.6 6.3 7.1 6.1 6.2 4.4 4.4 -2.5 -4.1 -0.6 -2.2 -6.2 -16.9 East Venezuela Camisea Tierra del Fuego NW Shelf Sakhalin Tangguh Snøhvit North Field Niger Delta Prudhoe Bay PNG Fold Belt

21 Análisis de Tecnologías Comparación
En conclusión cada una de las cuatro opciones para la monetización del gas presenta ciertas ventajas distintivas. Gasoducto Desarrollar mercados pequeños interregionales desde grandes reservas Expansiones incrementales Fuentes múltiples de gas Operación en tierra firme Cúmulo de experiencias en manejo de gasoductos GNL Acceso a mercados más amplios Expansiones modular (por trenes) Estructura de proyecto bien definida Negocio de alta competencia Eficiencia por los el factor de compresión logrado Entrada de gas en negocios alternos (productos) Acceso a diversidad de mercados dispuestos a pagar un producto de mayor valor agregado Uso de sistemas convencionales de comercialización y entrega GTL GNC Operación completa costa afuera Relativa baja inversión Adaptable a todo tipo de gas (poca necesidad de pre-tratamiento) Sistema escalable y flexibles para salvaguardar inversión (upsize, downsize, reubicación de activos)

22 Análisis de Tecnologías Comparación
Así mismo cada opción tiene sus propias desventajas y riesgos que disminuyen su atractivo. Gasoducto Amplia gama de partes interesadas que dificultan la negociación de un proyecto Frecuente necesidad de cruzar fronteras y en algunos casos pago de aranceles Riesgos típicos de gasoductos Producción que exceda la demanda GNL Mayor inversión de capital Alto riesgo de exposición a la regasificación (preocupación de las comunidades) Reservas de gas comprometidas por largos períodos Dificultad de llevar costa afuera Consumo de energía moderado Poca experiencia comercial (tecnología avanzado en curva de aprendizaje) Mayores emisiones Reservas de gas comprometidas por largos períodos Dificultad de llevar costa afuera Consumo de energía alto GTL GNC Costo de los buques Menor eficiencia en transporte (throughput, másica) Falta de experiencia en manejo de operaciones de carga y descarga de gas costa afuera

23 Análisis de Tecnologías Selección
La selección de un opción de monetización debe conducirse a través de un proceso sistemático que considere el abanico de opciones disponible. Evaluar los Recursos de Gas Natural Revisar los Mercados de Gas y las Opciones de Monetización Definir las Opciones de Procesamiento de Gas Control y Negociaciones del proyecto Definir la Estructura comercial del Proyecto Evaluar los recursos existentes y potenciales Desarrollar escenarios de producción de gas Estimar los requerimientos de capital para el desarrollo de la producción Reexaminar los requerimientos del mercado local Reexaminar las oportunidades en la industria de la exportación Reexaminar los mercados de GNL de la cuenca Atlántica Desarrollar estrategias de comercialización de GNL Definir la capacidad y tiempos probables para los trenes de GNL (u otras opciones) Evaluar las tecnologías de GNL disponibles Evaluar los requerimientos de infraestructura Evaluar sinergias entre distintos proyectos Identificar los objetivos estratégicos de cada socio Definir el rol y participación de empresas nacionales Definir los mecanismos de coordinación y gobernabilidad de los proyectos Facilitar la negociación de decisiones clave Analizar las relaciones contractuales, operacionales y comerciales entre los socios Definir la estructura (lugar, propiedad, acceso a terceros, convenios de compra de gas, derechos de paso, etc) de los proyectos Tareas Potenciales

24 El análisis está orientado a responder un conjunto de preguntas clave
Análisis de Tecnologías Preguntas y aspectos clave El análisis está orientado a responder un conjunto de preguntas clave Preguntas Clave ¿Cómo minimizar los riesgos que se traducen en menores liabilities potenciales (e.j. impacto en créditos? ¿Cuáles son los riegos críticos de mercado? ¿Cuál es el esquema tarifario transnacional mas adecuado? Mercados Ruta del gasoducto Inversión y retornos Aspectos clave del análisis Gasoductos ¿Cómo se está desarrollando el trading en el negocio? ¿Cuáles son las oportunidades de arbitraje intra-región e inter-región? ¿Qué grandes proyectos impactarán la integración de los mercados? ¿Se asocia el proyecto a un cliente? (e.g. electricidad) Mercados Reservas mínimas Infraestructura Inversión y retornos GNL ¿Debe pagarse un precio premium por el producto o los precios de commodity del mercado? ¿Pueden reducirse las demandas de capital? ¿Existe alguna empresa en particular que disfrute de una ventaja competitiva? Factibilidad técnica Tecnologías Mezcla de productos Inversión y retornos GTL ¿Cómo se inserta el gas en las redes existentes? ¿Cómo se va a comercializar?¿similar a de GNL? ¿Hacia donde está evolucionando el marco regulatorio? ¿Cuál es el momento oportuno de entrada ante los avances previstos en tecnología? Factibilidad técnica Proveedores Inversión y retornos GNC

25 Conclusiones y recomendaciones Conclusiones
Partiendo de una base de recursos de alto potencial, el negocio exportador de gas en Colombia dependerá de la confluencia de un mercado global atractivo y de políticas internas que estimulen el desarrollo del sector. Mercados Globales Fuertes Crecimiento Impulsado por Exportaciones Proyectos atractivos de gas Mercado local debe pagar precios de exportación Inversión privada en desarrollos Crecimiento de la industria local limitado por precios elevados Desarrollo integral de la industria Proyectos de exportación son competitivos Nivel de precios internos suficientemente atractivos para estimular la inversión privada Gas sin Trato Preferencial Gas como Prioridad Estratégica Sector Marginado Proyectos de exportación de gas no son atractivos Gas considerado como sub-producto No existe un tratamiento especial para la industria local de gas Mercados Subsidiados Oportunidades de exportación limitadas Riesgo de precios internos por debajo del costo marginal de desarrollo Pocos incentivos de involucramiento del sector privado Mercados Globales Débiles