http://arq.puc.cl/wp-content/uploads/2008/11/1103_logo_puc_arq_light.jpgPontificia Universidad Católica de Chile

Escuela de Ingeniería-Departamento de Ingeniería Eléctrica

Stgo. De Chile.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 IEE 3373 MERCADOS ELÉCTRICOS
 

Estimación del Precio de GNL a Largo Plazo

 

 

Alumnos: Andrés Pizarro Pinto
                Juan Sebastián Venegas Molina

Supervisor: Juan Carlos Olmedo

 


Resumen

El objetivo del presente informe es estimar el precio futuro del gas natural licuado (GNL) en el mercado mundial y en Chile.

En principio se realiza una reseña sobre la estructura del mercado internacional del GNL, con su cadena de valor, estructura de precios y transacciones y como están organizados sus importadores y exportadores. Todo esto visto desde una perspectiva global. A continuación, se analizan los mercados relevantes de GNL, con sus respectivos índices y formas de valorizar este recurso, sus permisos de exportación, como han variado en el tiempo y que les espera para el futuro. Concentrándose en Estados Unidos, Rusia y Canadá.

Como fundamento a las estimaciones presentadas, se muestra un análisis de los principales factores y marcadores de los diferentes precios en los diferentes mercados de GNL en el mundo. El impacto del Shale gas norteamericano y el poder de compra de los importadores asiáticos son elementos que dan a entender que se vienen profundas transformaciones a este mercado que no está gobernado por equilibrio de oferta y demanda.

Como resultado del análisis presentado, se llega a la conclusión que el índice norteamericano de precios del gas, el Henry Hub, podría transformar la política de compra del GNL al dar la posibilidad de desvincular su precio a petróleo. Todo condicionado al futuro que tendrán las exportaciones de EEUU, que pudiesen ofrecer precios de venta para un horizonte más allá de 2016 de aproximadamente 9~10 US$/MMBtu.

Por último, un análisis concentrado a Chile. Su situación actual, sus capacidades de desarrollo y crecimiento y su situación futura, Hablando de sus posibles proyectos y oportunidades, para terminar con una estimación del precio futuro del GNL, que pudiese alcanzar a lo más los 15 US$/MMBtu para los próximos 5 años.


 

 

Índice

Introducción………………………………………………………………………………5

1.    Estructura del mercado internacional del GNL……………………………….6

1.1Cadena de valor………………………………………………………………6

1.2 Estructura de precios y transacciones……………………………………..7

1.3 Producción y consumo……………………………………………………..11

1.3.1 Productores………………………………………………………...13

1.3.2 Importadores……………………………………………………….15

2.    Mercados relevantes de gas en gasoductos………………………………....21

2.1 EE.UU………………………………………………………………………...21

2.1.1 Situación de la exportación de gas en EE.UU…………………25

2.2 Rusia………………………………………………………………………….26

2.3 Canadá……………………………………………………………………….28

3.    Otros Usos………………………………………………………………………..29

3.1 Residencial…………………………………………………………………..30

3.2 Comercial…………………………………………………………………….30

3.3 Industrial……………………………………………………………………...31

3.4 Transporte……………………………………………………………………31

4.    Análisis del futuro del mercado de GNL……………………………………….33

4.1 Drivers de precio, ¿Qué está sucediendo con ellos y qué consecuencias tendrían en el mercado? ............................................................................ 33

4.1.1 Exportadores……………………………………………………….33

4.1.2 Importadores……………………………………………………… 38

4.1.3 Tendencias de mercado …………………………………………40

4.2 ¿Qué se espera para Chile?..................................................................44

4.2.1 Situación actual…………………………………………………....44

4.2.2 Terminales de gas natural………………………………………..47

4.2.3 Situación futura…………………………………………………….49

5.    Conclusiones……………………………………………………………………..53

6.    Bibliografía………………………………………………………………………..57


 

Introducción

La creciente necesidad de energía ha hecho que el consumo de combustibles no deje de crecer. El gas natural no es la excepción. Con este crecimiento en la industria se hace necesaria la capacidad de transportar este producto a los puntos de demanda, donde se requiere. El gas natural licuado o GNL es una alternativa para este cometido.

En el siguiente informe se muestra el actual escenario del mercado del GNL. Cómo funcionan y qué parámetros utilizan las transacciones de este producto. Además se muestra la estructura y disposición de productores y consumidores en el mundo y cómo se han comportado en los últimos años, desde la crisis financiera de 2008. Además, se analizan y comentan los diferentes índices de medición que existen en el mundo que valúan el GNL, como Henry Hub y precio Brent, entre otros.

Se centrará en el caso de Estados unidos y su revolución con el Shale gas; el cambio de Rusia frente a la variación del mercado y se espera estimar los futuros valores de los índices y precios de este producto. El caso de Canadá y algunos otros usos que producen y exportan gas natural también es de interés en esta entrega. Estas estimaciones requerirán de un detallado análisis de los drivers de este mercado, sea por el lado de la demanda o la oferta.

El objetivo de esta investigación es poder ser capaz de predecir el escenario que enfrentará el mundo, particularmente Chile en los próximos años, la variación de su demanda al 2015 y sus futuros proyectos. Como fin último está el otorgar una herramienta para poder tomar decisiones eficientes.

 


 

1. Estructura del mercado internacional del GNL.

Cadena de Valor, una breve explicación.

La existencia del mercado del GNL se debe a la necesidad/oportunidad de importar/exportar gas natural sin el uso exclusivo de gaseoductos. Esto permitiría ampliar el mercado del gas natural a prácticamente todo el mundo.

El mercado del gas natural licuado consta de la participación de varios tipos de empresa, cada una dedicada a una etapa en particular del proceso desde la extracción hasta la entrega al consumidor. Se pueden diferenciar 4 grandes etapas: producción, licuefacción, transporte y regasificación. La siguiente imagen ilustra la cadena de valor del mercado.

El GNL comparte la estructura de gaseoductos para comunicar el productor y el usuario final con el transporte, que es principalmente marítimo. Sin embargo, estas etapas adicionales: licuefacción, transporte (no gaseoductos) y regasificación implican una estructura de costos que aumentan las restricciones de inversión y quitan flexibilidad a este negocio. No todos los países productores pueden exportar y no todos los países consumidores pueden importar GNL.

Si bien la industria del GNL promete flexibilizar el mercado del gas natural, al incrementar la posible demanda de gas, actualmente no es algo barato. De acuerdo a The Economist, los grandes proyectos de GNL necesitan de clientes para asegurar su financiamiento y poder construir las plantas de licuefacción y regasificación en conjunto con los barcos tanqueros que se requieren. A pesar que la tecnología de licuefacción ha mejorado desde los 80’s, US$350 por ton/año a US$200 por ton/año en los 00’s, las variaciones de precio de sus materiales, como el hierro, hace que estas plantas lleguen a costar entre 800 y 1000 US$ por ton/año. Además, los tanqueros, sofisticados barcos que transportan el gas a temperaturas criogénicas de -160°C, pueden llegar a costar hasta US$250 millones cada uno. Según la compañía francesa Total, una central estándar de regasificación puede llegar a costar en promedio US$65 por ton/año.

No obstante, los costos de una nueva línea de gaseoducto y de una cadena de GNL son parecidos hoy en día. Comparten los costos inherentes al desarrollo y explotación de los campos. Aún así, el gaseoducto no parece ser la solución para ubicar el gas natural a los puntos de demanda alrededor del mundo. La creciente preocupación por fuentes de energía menos contaminantes y confiables está haciendo que el GNL sea un mercado relevante para el futuro de los países y de su energía.

1.2 Estructura de precios y transacciones.

El gas natural, incluyendo el GNL, se transa alrededor del mundo en US$ por MMBtu[1]. Los contratos o instrumentos financieros suelen referirse a cantidades no menores a 10000 MMBtu. A diferencia de otros commodities, el gas natural y el GNL no poseen precios basados exclusivamente a balances entre oferta y demanda. Existen varios índices o patrones utilizados alrededor del mundo con el fin de determinar el precio del gas natural. Entre los más importantes destacan: Henry Hub, NBP, JCC y paridad con petróleo.

Henry Hub es el nombre del punto de precios de contratos futuros NYMEX Natural Gas. Es un índice de precios para gas natural que se transa en Estados Unidos. Su nombre proviene de la red de gaseoductos en Louisiana  del mismo nombre. Este índice está gobernado por el equilibrio entre oferta y demanda del gas. Su precio está alrededor de los US$4,1/MMBtu (Mayo 2013, siguiente imagen). Otros indicadores de similares características son el NBP o National Balancing Point del Reino Unido y el Dow Jones Zeebrugge (resto de Europa); todos dependientes de las variaciones del mercado del gas, con variaciones en el tratamiento de desbalances.

Otro índice popular es el JCC o Japan Crude Cocktail o Japan Custom-cleared Crude. Su uso se concentra en Asia, particularmente Japón, Corea del Sur y Taiwán. Consiste en el precio promedio de las importaciones de petróleo de Japón y es determinado por el gobierno japonés cada mes a través de la asociación de Petróleo de Japón. Su implementación de uso data de la primera crisis del petróleo y se prefiere por su confiabilidad, transparencia y estabilidad.

De manera similar al JCC, está la paridad con el petróleo. Ésta consiste en utilizar la equivalencia energética entre una cantidad de cierto petróleo con el gas natural. Se suele utilizar como base un barril de petróleo tipo Brent, que se cotiza en las bolsas mundiales por balance entre oferta y demanda. Según la Internal Revenue Service de EEUU, un barril de petróleo (159lt aprox.) posee en promedio 5,8MMBtu, por lo que una equivalencia perfecta con el precio del gas sería un factor de 0.1724. Esta modalidad es la más popular a nivel mundial, empleada fuera de Asia, Reino unido y EEUU. No refleja el comportamiento de la oferta y demanda del gas, pues refiere al precio de otro bien del cual se supone que se extrae este recurso. En la siguiente imagen se muestra la variación del precio del barril Brent; el precio del gas no debiese transarse en más de 0.1724 veces el precio del Brent.

Comparación de los múltiples índices.

 

Distribución de las indexaciones de precio.

 

Contratos de largo y corto plazo, tendencia últimos años, Australia, Rusia USA

Las transacciones de este mercado son por lo general contratos a largo plazo a modalidad Take or Pay. Esto significa que los compradores toman una mínima cantidad de volumen o deben pagar una multa por bajo consumo. Estos contratos existen debido a los altos costos de inversión de los proyectos que típicamente duran entre 10 y 20 años. Casi el 95% de los contratos se basan en índices basados en petróleo (JCC, paridad de petróleo o índices europeos). Como se ilustra en la comparación de los índices, el Henry Hub y el NBP llevan varios años por debajo de los índices de petróleo. Esto ha incentivado a cambiar el enfoque de duración de contratos y de que sean basados en la oferta y demanda del gas. Según Price Waterhouse Coopers, a pesar de ser apenas un 10% del total de contratos, contratos a menos de 10 años están creciendo, junto con un aumento de aquellos entre 10 y 20 años plazo y en retirada aquellos de hasta 50 años.

La pequeña pero creciente tendencia hacia precios unificados de gas ha hecho peligrar grandes contratos de fuentes que se aseguraban altos precios por la paridad con el petróleo, como en Australia y Rusia. Ésta última con mayores retrocesos por la reciente irrupción del Shale Gas de EEUU, principal causa de la baja actual, y quizás futura, del Henry Hub.

1.3 Producción y consumo.

Según Goldmann Sachs, hoy en día el mundo tiene una capacidad de producción de 400 Bcm/y[2]. Sin embargo, la demanda promedio histórica es de un 82% de esa capacidad. En los últimos años ha existido una sobre capacidad nominal de producción que se ha comenzado a poner a prueba a medida que la demanda en los últimos 2 años ha crecido y que no se ha agregado nueva capacidad estable.

Si bien existe la convicción de que la capacidad de producción crecerá producto de la entrada al mercado del Shale gas de EEUU y a la apertura de varios proyectos, esto no debería suceder antes de 2016. El crecimiento de la demanda seguiría restringido mientras continúe el débil crecimiento de la oferta y/o inestabilidad de ésta en países conflictivos. Son recurrentes los problemas de producción en países africanos como Nigeria y Egipto, y árabes como Yemen. Además de la creciente demanda interna de países como Argelia e Indonesia.

Por el lado de la demanda, producto de la crisis europea, países de esta región han disminuido sus importaciones, como Reino Unido y España. Las crisis nuclear e hidráulicas han potenciado el consumo en Japón y Sudamérica respectivamente en los últimos 2 años.

A continuación se muestra en detalle la situación de productores y consumidores de los últimos años.


 

Resumen de transacciones de GNL en 2011(British Petroleum)

Resumen al 2012 (International Group of Liquefied Natural Gas Importers.)

1.3.1 Productores.

Actualmente existen 17 países que producen y exportan GNL. El 40% de las exportaciones corresponde a países del medio oriente. Para fines de 2012 existen 89 trenes de licuefacción con capacidad de 282 Mtpa[3].

América.

Los productores de este continente son EEUU, Perú y Trinidad y Tobago. Es este último el jugador más grande en este negocio en esta zona. Sin embargo, no ha presentado mayores incrementos en su capacidad. Perú recientemente en 2010 se integró a este mercado produciendo 1.6% del total mundial. EEUU por su parte posee una sola planta de licuefacción, en Alaska. Esta última operación solo representa un 0.1% del total de exportaciones a nivel mundial.

Canadá recientemente ha iniciado estudios para comenzar a exportar GNL debido al boom del Sale gas en EEUU, su mayor cliente por gas de gaseoducto. En el caso más optimista, estaría iniciando operaciones en 2017. Como ejemplo de este desarrollo, en Febrero de 2013, el gobierno federal aprobó una licencia de exportación de gas en British Columbia para un consorcio liderado por Shell para 25 años plazo. Este país es productor de gas pero su mercado yace sobre la estructura de gaseoductos.

Estados Unidos recientemente ha comenzado con la revolución del Shale gas. En abril de 2012, la US Federal Energy Regulatory Commission dio el permiso para la construcción de una planta exportadora de GNL a la empresa Cheniere. La proyección de precios por el Henry Hub será el driver más importante para el desarrollo de esta industria a futuro en este país. Sin embargo, la creciente tensión entre proyectos de GNL y comunidades, más los esfuerzos regulatorios del gobierno podrían reducir el avance de los proyectos con este gas.

Europa.

Luego del peak de producción en 1996, actualmente el único país de Europa que exporta GNL es Noruega. A finales de 2012, los dueños de la planta Snohvit cancelaron los planes para un segundo tren debido a insuficientes reservas de gas. No obstante la producción creció en el lapso 2011-2012.

Asia Pacífico.

Aquí son Malasia, Brunei, Indonesia y Rusia los exportadores de GNL. Este último es el mayor productor de gas natural de mundo, pero su comercio es principalmente a través de gaseoductos. La llegada del Shale gas de EEUU ha mermado varios proyectos de GNL debido a la potencial baja de precios por irrupción del Henry Hub y a los altos costos de estas operaciones, que esperaban financiarse con la paridad de petróleo.

Indonesia se sigue considerando como un exportador neto, a pesar de que su demanda interna ha crecido y gran parte de los proyectos de GNL están destinados para consumo doméstico. Sin embargo, su producción sufrió cortes en 2012 y no se sabe cuánto de su producción estará disponible para exportaciones confiables. Es posible que parte de embarques hacia EEUU se desvíen y vuelvan al país para abastecer la demanda interna.

Según The Economist, en 2012 Malasia tuvo que importar GNL a pesar de ser un gran exportador de este mismo y de tener reservas de gas considerables. La causa de esto serían cuellos de botella de abastecimiento. Sin embargo, la industria de extracción de este país ha sufrido de bajos precios internos, que desincentiva la exploración y perforación. No hay aumento de capacidad para producir GNL al menos hasta 2014.

Medio oriente.

Qatar, Yemen, Omán y EAU producen gas licuado. Son los responsables del 40% de la producción mundial, liderados por Qatar que es el mayor productor y exportador del planeta. Qatar ha duplicado su capacidad desde 2008 hasta 2012. No obstante no tiene grandes planes de expansión para el período 2013-2014; el aumento en su producción de gas responde a un aumento de su demanda interna y usos del gas en la industria petroquímica.

Yemen, por otro lado, ha sufrido varios ataques de sabotaje hacia los gaseoductos que alimentan su única planta de licuefacción de Balhaf. Esto ha causado severas interrupciones de abastecimiento y pérdidas de producto. A causa de estos ataques, no está en la agenda la expansión de capacidad de esta planta.

África.

Egipto, Argelia, Nigeria, Libia y Guinea Ecuatorial exportan este producto. A causa del terrorismo y conflictos bélicos, la producción de este continente ha sido inestable y no se prevé cambios a corto plazo. La guerra civil en Libia tiene a la planta Marsa-El-Brega desconectada. En Nigeria, intentos de sabotaje en líneas de gaseoductos de abastecimiento forzaron retrasos en entregas durante Octubre y Noviembre.

En el caso de Argelia y Egipto, ambos han visto aumentos en su demanda interna. Egipto tiene plantas de licuefacción operando solo al 40%, y es posible que en 2013 se transforme en un importador neto de GNL. Por el lado de Argelia, su gobierno ha anunciado planes para incentivar la industria del Shale gas, además de extender por 10 años el contrato de exportación de GNL a Turquía. También ha sufrido de ataques terroristas, a productoras de gas, que merman su producción ya afectada por la baja en la demanda de gas de gaseoducto hacia Europa por la crisis.

Oceanía.

Actualmente solo Australia cae en esta categoría. Es una de las promesas a futuro de la industria por la gran cantidad de proyectos que ya se están ejecutando y que se tiene previsto construir. De manera similar al resto de la industria, mayores aumentos en su capacidad no se verán antes de 2014. Este pronóstico está sujeto a demoras en los proyectos y aumento en los costos (sobre todo mano de obra y materias primas como el hierro) que cada vez son más comunes. Sin embargo, recientemente en Mayo de 2012 entró en operación su planta Pluto, el único aumento de capacidad en el último año.

Según datos de The Economist, 90% de la capacidad propuesta de Australia está atada a contratos de largo plazo fijados a paridad de petróleo, sobre todo con Japón, que da cierta seguridad financiera a los productores. Sin embargo, similarmente a Rusia, la irrupción del Shale gas americano transado en base Henry Hub podría poner en duda el futuro de la industria en este país. .No hay certidumbre sobre planes de GNL a futuros mayores a 2017.

1.3.2 Importadores. 

Hoy en día existen 26 países que importan GNL, España y Bélgica reexportan parte de sus importaciones al resto de Europa. El 71% de la demanda global corresponde a Asia. Existen 93 centrales de regasificación para fines de 2012 con capacidad de 668 Mtpa, consumo a 2012 de 236 Mtpa.

La demanda de hoy en día ha sido forjada principalmente por 6 factores que han operado en los últimos 4 años desde el inicio de la crisis económica financiera:

1.    La revolución del Shale gas en EEUU, cuya producción continúa en crecimiento y ha generado que este país baje drásticamente sus importaciones de GNL y se proyecte como un gran exportador de este producto.

2.    La crisis económica europea. La reducción en la actividad industrial y económica en Europa ha hecho que la demanda de gas natural y GNL baje.

3.    La entrada en servicio de gran capacidad de licuefacción, en especial de Qatar. Para un futuro no más allá de 2014 no se prevén grandes expansiones en este tema.

4.    Gran aumento sostenido y proyectado del consumo en Asia, en particular China e India.

5.    Crisis nuclear en Japón. Blackout nuclear japonés en Mayo de 2012.

6.    Crisis energética en Sudamérica, particularmente hidroeléctrica. Chile y Brasil han recurrido al GNL para suplir su déficit de producción eléctrica.

América.

Los países que importan GNL son: Argentina, Brasil, Canadá, Chile, EEUU, México, Puerto Rico y República Dominicana.

La situación en Sudamérica responde a 2 situaciones en particular. Brasil y Chile poseen crecientes demandas de GNL en respuesta a los problemas de producción eléctrica que trae la crisis hidrológica en el continente, fenómeno de La Niña en Chile y sequía en la zona del río Paraná. El caso de Argentina responde a la baja en la producción doméstica, cuyo diferencial es abastecido con gaseoductos desde Bolivia y GNL; lo anterior también influyó en Chile debido a los contratos de gaseoductos que no pudieron ser cumplidos (mayores detalles de Chile en proyecciones del mercado del GNL).

EEUU y Canadá están reduciendo sus demandas de GNL por la aparición del Shale gas y a la necesidad de buscar nuevos mercados a donde exportar el gas.

Europa.

Los países que cuentan con centrales regasificadoras son: España, Francia, Grecia, Italia, Países Bajos, Portugal, Reino Unido y Turquía.

La crisis económica del continente ha hecho disminuir las importaciones de GNL en todo el continente, con excepción de Turquía quien ha renovado contratos de importación con Argelia. Sin embargo, recientes transacciones y proyecciones reflejarían el optimismo de la industria en Europa producto del Shale gas, sea americano o del viejo continente. Recientemente, en Febrero de 2013 según The Guardian, la empresa distribuidora británica Centrica firmó un contrato a 20 años con la compañía norteamericana Cheniere de 5.5 mil millones de dólares, cuyos primeros embarcos se esperan para 2018.

Según un resumen de Ernts & Young, una comparación entre la demanda y reservas de Shale gas sería la siguiente:

Alemania, un caso especial.

Es el mayor consumidor de energía de Europa (dejando de lado a Rusia), y la primera economía del continente. Sin embargo, depende de importaciones para satisfacer su consumo energético.

Alemania no posee terminales de regasificación de GNL, por lo que debe importar su gas natural a través de gaseoductos.  El gas viene desde Rusia, Noruega y Países Bajos. Debido a sus esfuerzos de eficiencia energética, este país ha ido reduciendo constantemente su consumo desde su peak en 2003. El único terminal de GNL propuesto, el complejo Wilhelmsheven, se encuentra actualmente suspendido debido a replanificación de las tecnologías a utilizar (de terminal en costa a central flotante).

Asia Pacífico.

Consumidores de GNL en este continente son: China, Corea del Sur, EAU, India, Indonesia, Japón, Kuwait, Tailandia y Taiwán. Es el continente que más importa este producto. Japón, Corea del Sur y China son los mayores consumidores a nivel mundial. La región registró un crecimiento en sus importaciones en 2012 de un 9.2%

China.

Es el tercer consumidor a nivel mundial. Aproximadamente la mitad del gas natural que importa China proviene en forma de GNL. Actualmente tiene 5 terminales de regasificación operativas y 4 más en construcción. Se espera que las importaciones de GNL crezcan a medida que la capacidad de regasificar esté disponible.

Entre 2010 y 2011, sus importaciones crecieron un 30% y un 12% aproximadamente entre 2011 y 2012. Actualmente China es uno de los principales drivers de la economía de GNL a medida que su crecimiento se mantenga en el largo plazo. Un ejemplo de su relevancia es la reciente transacción entre China y el grupo BG para importar GNL desde Australia. El acuerdo consiste en 3.6Mtpa por 20 años y se estima que la operación costó AU$80 mil millones (unos US$78 mil millones) y abarca el costo del gas y de las instalaciones para extraerlo.

Importaciones según origen:

Pie graph showing China's LNG import sources for 2011

 

Japón: dependencia y esfuerzos.

Japón es el mayor importador de GNL del mundo. Depende casi exclusivamente del GNL para satisfacer su demanda interna de gas natural. 66% del consumo de gas se dirige al sector eléctrico. El aumento en la demanda de GNL se debe al vacío que dejo el cierre nuclear luego del terremoto de 2011, que exigió utilizar otras fuentes de generación para satisfacer la demanda. El apetito de GNL de Japón más las limitaciones en la producción en los últimos años han hecho que este país enfrente precios de gas desde 9 a 16 US$/MMBtu a finales de 2011.


 

Las importaciones según su fuente en 2011(post-terremoto).

http://www.eia.gov/EMEU/cabs/Japan/images/LNG%20Imports%20by%20Source%202011.gif

Solía ser el 3° país con la mayor producción de energía nuclear. Sin embargo, luego del accidente de la planta nuclear Fukushima Daiichi en Marzo de 2011, el gobierno japonés decidió progresivamente cerrar todas las plantas de generación nuclear. En Mayo de 2012 existía 0 producción nuclear de electricidad.

El cierre de los 54 reactores nucleares significó un vació de 49GW de producción eléctrica. No obstante, en Julio de 2012 se reiniciaron los primeros generadores, unos 2,4GW y se ve inevitable que la producción nuclear vuelva a ser parte importante de la energía en Japón, a pesar de la oposición del público. Según la empresa española Repsol, el aumento de demanda del país más los ajustes del mercado de precios han hecho que Japón pague un 52% más en GNL que en 2010. También estima que debiese haber una reducción en la demanda de GNL entre 2013 y 2014 pero el vacío existente entre su demanda y oferta contratada supone que aún Japón  ofrecerá oportunidades de negocio a corto y largo plazo.


 

Consumo de energía antes de terremoto.

http://www.eia.gov/EMEU/cabs/Japan/images/Japan%20Total%20Energy%20Consumption,%202010.gif

Ante esta situación, Japón ha intensificado sus esfuerzos en reducir su dependencia energética. En Marzo de este año, Japón publicó que logró extraer gas desde depósitos de hidratos de metano enterrados 1 km por debajo del lecho marino. Estos vastos depósitos de gas pudieron ser alcanzados con tecnología de punta y a futuro podrían hacer tambalear muchos de los contratos con el gran consumidor asiático.

India.

Es el 4° mayor consumidor de energía del mundo. El 8% de su consumo energético lo representa el gas natural. Para fines de 2012, India es el 5° mayor importador de GNL y uno de los mercados con mayor crecimiento e importancia para la industria a futuro.

Si bien India posee producción de gas natural y una red nacional de abastecimiento de gaseoductos, el aumento de su demanda interna e inesperadas bajas en la producción hacen que el país requiera de gas internacional. El costo del GNL puede llegar a ser más del doble que el precio del gas nacional al no estar sujeto a regulación de precios. Sin embargo, la necesidad de demanda y proyecciones del futuro no detienen el crecimiento del mercado. En Marzo de 2013, el grupo BG firmó un acuerdo con la empresa estatal india Gujarat State Petroleum Corporation por un estimado de US$20 mil millones. El acuerdo incluye abastecimiento de GNL por 2.5Mtpa en promedio hasta por 20 años. El precio estimado por cada MMBtu sería de US$13.1 aproximadamente. Gujarat también ya había firmado un acuerdo con la empresa rusa Gazprom por abastecimiento de hasta 2.5Mtpa.


2. Mercados relevantes de gas en gasoductos

2.1 Estados Unidos

Como se mencionó anteriormente, EE.UU adopto en los últimos años el sistema Henry Hub (HH), el cual modificó la forma de valuar el GNL. Como se puede ver en la tabla, este índice tiene aumentos desde ya varios años a pesar de la existencia del Shale gas, y solo en los últimos años ha afectado a los valores, entregando un índice menor. Para el futuro se espera que este índice baje considerablemente, haciendo a EE.UU un gran competidor en esta área.

 

Año

Ene

Feb.

Mar.

abr.

May.

Jun.

Jul.

Ago.

Sep.

Oct.

Nov.

Dic.

 

2010

5.83

5.32

4.29

4.03

4.14

4.80

4.63

4.32

3.89

3.43

3.71

4.25

  2011

4.49

4.09

3.97

4.24

4.31

4.54

4.42

4.06

3.90

3.57

3.24

3.17

  2012

2.67

2.51

2.17

1.95

2.43

2.46

2.95

2.84

2.85

3.32

3.54

3.34

  2013

3.33

3.33

3.81

*Índice HH US$/MMBtu.

 

Con la llegada del Shale gas, EE.UU varió de gasoductos a GNL. Ya no busca solo una red de gasoductos, sino que, como es capaz de exportar a grandes países, se concentra en plantas de exportación. Por lo que años de fuerte crecimiento general, lo llevo a disminuir el aumento de su red de gasoductos el 2012, provocando que el índice HH varíe. Analistas esperan que este índice sea de 3.63 para el 2013 y 3.71 para el 2014.

Para entender el mercado de EE.UU dentro del gas, es necesario revisar sus gasoductos.


 

U.S.A tiene gasoductos en 48 estados, esto se refleja en 210 sistemas de gasoducto, 1400 estaciones de compresión los cuales mantienen una presión estable en el sistema, 11000 puntos de entrega, 5000 puntos de recepción, 1400 puntos de interconexión, 24 centros de actividad o centros de mercado, 400 depósitos subterráneos de gas natural, 49 puntos donde se puede exportar o importar gas a la red, 8 instalaciones de importación de GNL y 100 de exportación en horario punta.

Esto hace posible que Estados Unidos tenga un consumo promedio de 70.3 Bcf/d (billones de pies cúbicos por día) el 2013 y 70.1 Bcf/d calculado para el 2014.

chart.png

Por otra parte se tiene la producción e importación. La primera aumentó de 69.1 Bcf/d el 2012 a 69.3 Bcf/d el 2013, y 69.4 Bcf/d el 2014. El segundo, ya que decayó los últimos 5 años,  se espera que mantenga un nivel igual o menor a 0.5 Bcf/d en 2013 y 2014.

chart.png

Como se mencionó anteriormente, el precio promedio spot es de $3.81 por MMBtu para el HH de 2013, aproximadamente 48 centavos más alto que los tres meses anteriores. La administración de información de energía (EIA) supone que, de los $2.75 MMBtu promedio en 2012, pase a $3.52 MMBtu en 2013 y $3.60 por MMBtu el 2014. Por otra parte, EIA dice que el precio futuro para el gas natural en julio del 2013 es, en promedio, $4.07 MMBtu. Esto hace que los contratos futuros se encuentren entre $3.61 MMBtu y $5.23 MMBtu. Comparando con julio del 2012, un precio de contrato promedio de $2.40 tenía límites de $1.56 MMBtu y $3.69 MMBtu.

 chart.png

Se observan distintas proyecciones, para lo cual se concluye que el futuro del índice HH está condicionado por los futuros contratos y específicamente por la reacción del mercado con respecto al Shale gas.


 

2.1.1 Situación de la exportación de gas en U.S.A

Permisos de Cheniere para exportar

EE.UU tiene  varias terminales de exportación, todas ubicadas en la parte sur y este del país. Todas ellas son capaces de licuar y gasificar el gas natural por lo que funcionan como exportadoras e importadoras. La diferencia es que deben exportar solo a aquellas que tengan acuerdo de libre comercio con EE.UU.

Solo existe un proyecto que es capaz de exportar gas a países que no tienen este acuerdo que es el proyecto Sabine Pass de Cheniere Energy en Luisiana.

Todo esto lleva a que, con el boom del Shale gas, se replantee qué hacer en el ámbito de exportación para el GNL. Por ejemplo, la empresa Dow Chemical argumenta que, con este boom, muchas empresas querrán entrar al mercado, pero que esto llevara a aumentar el riesgo si se permite la exportación a más empresas.

Por más que hay solo una empresa que puede exportar a países sin tratado libre comercio, existen 16 que ya están a la espera de más cupos con sus aplicaciones listas.

En contraparte, un estudio dirigido por el departamento de energía argumentó que, aunque existieran ilimitados permisos para exportar a todos los países, esto llevaría a un leve efecto en los precios del gas de EE.UU. Actualmente, se revisan caso por caso los permisos, aunque no se ha aceptado ninguno a la fecha. Internamente, 110 miembros del congreso apoyan la exportación del GNL y presionan para que se promuevan pronto más permisos. Otro punto es el del Centro de GNL, un grupo de industrias del gas, el cual argumenta que el limitar el número de exportadores es una forma injustificada en la que el gobierno interfiere en el mercado energético.


 

2.2 Rusia

Rusia siempre ha sido el mayor poseedor de gas del mundo, por lo que se creía que estaba en una posición excelente sobre otros con respecto a este recurso. Su mercado se centró en gasoductos, y planes a largo plazo, concentrando su mercado futuro hacia EE.UU. Pero, debido a la disminución de demanda de gas por parte de Europa y el boom del share gas, estos planes se derrumbaron, produciendo grandes cambios para Rusia como para el resto de los países.

La empresa Gazprom, responsable del 85% del gas de Rusia, afirmó que espera obtener el 25% de la demanda mundial de GNL desarrollando campos de gas en tres regiones: Sakhalin, Shtokman y la península de Yamal. Estos son los tres únicos puntos en los cuales se apoya Rusia para el desarrollo de GNL, y son considerados pilares fundamentales en el futuro.

Hasta el 2008 la empresa desarrollo su negocio alrededor de esos tres campos, sin embargo su producción bajo 20 Bcm/y, debido a falta de inversión.

Para contrarrestar esto, Rusia se centró su mercado en Asia-Pacifico, apoyándose en el campo de Sakhalin, argumentando que tienen su enfoque a largo plazo y podrán abastecer la demanda.

Analistas comentan que no es posible debido a que ese campo está atrasado y que funcionara con gasoductos hasta el 2016 y con GNL el 2017. El gran problema de Rusia es que, con la aparición del Shale gas, el mercado ha reaccionado de manera que no esperaban. Si lo anterior continúa así no solo se afectaran los planes de Gazprom para el crecimiento de su mercado de GNL, sino que bajará el precio del gas en el mercado, lo cual se reflejara en un atraso de inversión para Rusia.

Como se mencionó antes, Rusia enfocó sus esfuerzos en producir GNL para exportar a EE.UU. Esto dio cabida a que Australia y Qatar consolidaran contratos con China, dejándolos con un pie dentro de la economía de este recurso y, al aparecer el Shale gas, Rusia se quedó sin nada.

Para encarar esta situación Rusia tuvo que cambiar de estrategia. Cambió su enfoque desde EE.UU hacia Asia. China, por ejemplo, está aumentando su demanda en un 48%, por lo que se hace un mercado ideal. Otro cambio fundamental es enfocarse en el GNL más que en los gasoductos, dado que entregan una mayor autonomía a la hora de despachar el gas.

Rusia está concentrada completamente en Asia, principalmente China. Pero sin dejar de lado a Europa, porque en cualquier momento pueden volver a necesitar gas en grandes cantidades.

Expertos dicen que un plan a corto plazo de Rusia es el construir gasoductos para conectarse con regiones como el este de Siberia, para contrarrestar los proyectos de GNL del norte de Europa. A pesar de esto, no hay que olvidar que existen contratos de GNL para Rusia, como es el caso del anunciado el 22 de abril del 2013 con Integra Group.

Cabe resumir que, a pesar del boom del Shale gas, Rusia es un gran competidor a largo plazo en el tema del gas, por lo que sigue siendo un integrante importante en este mercado.


2.3 Canadá

Canadá es un gran exportador de gas. Su mayor gasoducto corresponde a TransCanada, el cual lo transporta a través de Alberta, Saskatchewan, Manitoba, Ontario y Quebec. Esta red tiene aproximadamente 57.000 km y conduce aproximadamente el 20% del gas que consume América del Norte. TransCanada mueve 15 Bcf/d, es capaz de guardar 64 Bcf y entregar máximo en horario punta 0.8 Bcf/d

Hasta la fecha, Canadá tiene 7 proyectos importantes.

1.    Alaska pipeline proyect, que se concentra en conectar las reservas del norte de Alaska.

2.    Coastal GasLink Pipeline Project que lleva gas desde la región de Montney hasta Kitimat, una estación de licuefacción.

3.    Horn River Mainline Pipeline, desde un punto del gasoducto Ekwan.

4.    Mackenzie Gas Project, un sistema de gasoductos, extracción de líquidos y relacionados.

5.    Northwest System Expansion Projects (BC & AB), una expansión general al sistema de gasoductos.

6.    Tanghe Creek Lateral Loop un gasoducto que servirá de apoyo en paralelo al de la sección de Cranberry y otro proyecto para la sección de Sloat Creek.

7.    TransCanada.

Esto hace posible que tenga una red energética con plantas a hidroenergía, ciclo simple, ciclo combinado y cogeneración de gas. El factor principal de esta red, es que tiene una capacidad de almacenar gas sobre los 150 Bcf, que es el 40% del almacenaje de Alberta.

Con respecto a su demanda, existen cuatro proyectos de plantas de exportación de GNL, los cuales se están estudiando para determinar cuáles merecen luz verde. Estos proyectos están enfocados en invertir en la Colombia Británica. Empresas como PetroChina, Shell Canadá, Corea Gas y Mitsubishi son algunos de los interesados.

Esto ayudaría al país en aumentar su capacidad de exportación frente a la disminución causada por el Shale gas.

 


 

3. Otros usos

El gas natural es usado en diferentes ámbitos. Hogares, locales comerciales, vehículos, industrias y como hemos visto, energía.

En estos sectores se usa como calefacción, aire acondicionado, cocción y preparación de alimentos, agua caliente, generación de vapor, fundición de metales, tratamientos térmicos, temple y recocido de metales, producción de petroquímicos, hornos de fusión, taxis, buses, etc. Se aprecia que, a pesar de ser una gran fuente de energía eléctrica, no deja de tener sentido en otros aspectos de la vida cotidiana.

Según la EIA, solo un 24% del gas natural consumido en estados unidos corresponde a energía eléctrica. El siguiente grafico explica el cómo se distribuye su demanda[4] .

http://www.naturalgas.org/images/ngsa_consumed.jpg 

A continuación, un análisis de uso en cada segmento.


 

3.1 Residencial

Históricamente el gas natural es mejor recurso que la electricidad a la hora de ser utilizado como fuente energética en el hogar. El departamento de energía de EEUU estima que, el 2011, el gas natural tuvo un costo más bajo que la energía convencional. Según este departamento, el gas costo aproximadamente un 68% menos que el costo de la electricidad, por Btu.

El gas tiene variados usos en el hogar, como calefacción y cocina. Cocinar con gas natural hace que el control de temperatura sea más fácil y preciso, es más eficiente y cuesta la mitad que cocinar con electricidad. Por otra parte, según la American Gas Association, 62 millones de hogares en EEUU usan gas natural como calefacción. Este número representa el 54 % de los hogares del país. La otra parte se separa en 43% electricidad, 1 petróleo y 2 otros métodos, según el censo del 2010.

Además de uso de calefacción, también puede ser usado para enfriar hogares, a través de aire acondicionado alimentado por gas natural. A pesar de que el aparato es más caro que uno convencional, al largo plazo este se vuelve más económico.

En general, la tecnología a gas está evolucionando dado que, a pesar de sus altos costos, estos disminuyen al largo plazo, siendo más económicos que los clásicos aparatos del hogar. Estos incluyen calentadores de espacio, secadoras de ropa, piscinas, jacuzzi, estufas, luces exteriores, etc.

Por último, un componente importante de gas natural son las celdas de este combustible. Proporcionan autonomía con respecto a la red exterior. Como se pierde energía en transmisión  y distribución, además de altos costos, este método resulta atractivo y eficiente.

3.2 Comercial

http://www.naturalgas.org/images/enduse_commercial_graph1.gifLos usos comerciales son similares a los residenciales, solo que este incluye sectores públicos y privados, como oficinas, hoteles, restaurantes y edificios gubernamentales. Los principales usos en este sector son calefacción de sector, calentar agua y enfriamiento de ambos. Como se pronunció antes, los sectores donde se requiera cocinar optan por gas natural por ser eficiente y fácil de manejar. Según la EIA, el año 2003, el sector comercial utilizo 8368 MMBtu de energía (sin considerar perdidas eléctricas). De este total, un 39% fue proporcionado por gas natural. El gas natural es la principal fuente de calefacción, cocina y aproximadamente un 13% de la energía usada para el enfriamiento comercial.

Al igual que el uso residencial, muchos lugares comerciales optan por tener sus propios generadores basados en gas natural, ya que les brinda seguridad y autonomía.

3.3 Industrial

El gas natural posee diversos usos en el área industrial, incluyendo la base para varios productos plásticos, fertilizantes, anti congelante y telas. Es más, la industria es el mayor consumidor de gas natural, casi el 43% del gas natural se usa en todos los sectores. Es el segundo mayor recurso utilizado en la industria, después de la electricidad.

En el caso de EEUU, el gas natural es usado principalmente en la industria del papel, metal, químicos, refinación de petróleo, piedra, arcilla, vidrio, plástico y procesamiento de comida. Esta lista incluye un 84% del uso del gas natural en industrias.

Otro uso industrial es el tratamiento e incineración de desperdicios, calentamiento de metal, des humidificación, derretimiento de vidrio y tratamiento de combustibles. La industria tiene otros diversos métodos de usar el gas natural como por ejemplo unidades de calor infrarrojas, contacto directo con calentadores de agua, combinar calor con potencia, co-disparo industrial, etc.

3.4 Transporte

El gas natural es utilizado como medio de transporte desde 1930. Según la asociación de vehículos a gas natural, existen aproximadamente 150.000 vehículos a gas natural en Estados Unidos.

La gran mayoría de estos vehículos utilizan gas natural comprimido, los cuales funcionan de manera similar a un auto de combustión interna a gasolina y pueden ser rellenados de la misma forma. Esta característica lleva a que existan autos híbridos y a su eficacia. Tradicionalmente los autos a gas son un 30% más económicos que los a gasolina y en muchos casos su mantención también lo es.

Un caso particular es el Honda Civic sedan, el cual es capaz de rendir 15.4 km/L de gas natural, siendo uno de los autos más limpios de combustión interna.

Autos dedicados pueden llegar a un 70% menos de emisiones de carbono, 87% menos de metano y 87% menos de NOx.

Hoy en día los autos que utilizan esta tecnología son aquellos que recorren varios kilómetros al día, como taxis, buses, autos de aeropuerto, vehículos de construcción y otros vehículos públicos. Cabe considerar su contraparte que es un alto precio de implementación, además de que deban existir terminales donde se puedan rellenar los tanques de gas natural.

Se espera en el futuro que, al incorporar lugares de almacenamiento, recarga y avances tecnológicos, se llegue a un parque automotriz compuesto, en gran parte, por autos a gas natural.

 


 

4. Análisis del futuro del mercado de GNL

El mercado del GNL no es perfecto y está lejos de serlo. La variedad existente en los precios spot a los cuales se someten los demandantes (JCC, Henry Hub, NBP, etc.) y las limitaciones de su cadena de valor (cantidad disponible de tanqueros, capacidad de licuefacción entre otros) hacen que el valor futuro de este commodity no se rija exclusivamente por un equilibrio oferta-demanda. Sin embargo, el surgimiento de fuentes no convencionales, como el Shale gas, y mejoras tecnológicas en la cadena de valor dan lugar a suponer que en el futuro podría existir un mercado más competitivo y diverso.

No obstante, las distintas escalas de tiempo entre desarrollo de proyectos y puesta en marcha de mercados permitirían aún la existencia de imperfecciones en el mercado del GNL. Tomadores y establecedores de precio, estructura de precios, oportunidades de arbitraje, inexistencia de precio mundial y otras características son cuestiones que conducen este mercado cuyo comportamiento determinará el rumbo que seguirá.

4.1 Drivers de precio, ¿Qué está sucediendo con ellos y qué consecuencias tendrían en el mercado?

Son múltiples los elementos que, de alguna manera, condicionan y dan forma al funcionamiento del mercado del GNL. A continuación se detallan los más relevantes y su posible impacto en el futuro del GNL mundial, y tal vez en el escenario que enfrentará Chile.

4.1.1Exportadores

La capacidad disponible de los exportadores para licuar el gas es el principal factor que afecta al mercado por el lado de la oferta. Si bien el mercado de GNL ha estado en constante crecimiento, las centrales de licuefacción son el principal obstáculo para satisfacer rápidamente el crecimiento de demanda.

Proyección GS

De acuerdo al reporte de Golman Sachs “Global LNG:The next 10 years”, el mercado de GNL posee hoy en día una capacidad de licuefacción de 400 Bcm/y. En este documento se espera que en los siguientes 10 años esta capacidad debiese alcanzar a 600 Bcm/y, de los cuales se añaden 70 Bcm/y de EEUU construidos entre 2016-2020, 48 Bcm/y en Canadá y 21 Bcm/y en Mozambique desde 2022.

No obstante la situación actual muestra un mercado cuya demanda está creciendo pero de manera restringida. La necesidad de GNL en el mundo, en especial para generación de energía, es creciente. Sin embargo, la capacidad de licuefacción no ha aumentado significativamente desde 2012 y se espera que no lo haga hasta al menos 2015 cuando nueva capacidad comience su operación, como en Australia.

A pesar que la capacidad nominal de licuefacción mundial está bastante por sobre la demanda de GNL, hoy en día existen, y se cree que puedan seguir sucediendo, problemas de suministro y demanda no cubierta. Esto se explica por varios motivos tales como:

·         Caídas en producción de gas en Egipto, Argelia e Indonesia.

·         Ataques terroristas que perjudican producción, como en Yemen

·         Aumento de demanda doméstica y reducción de exportaciones. Situación presente en Egipto, Argelia, Indonesia, Nigeria y Perú

·         Problemas en producción de gas. Recientemente en Nigeria y Omán.

·         Reducción de producción por baja de precios (Malasia).

Como consecuencia de estas situaciones, la demanda se encuentra limitada a crecer y se ha mantenido estable los últimos 2 años. Lo más probable es que siga manteniéndose así hasta 2015. Mientras, los precios han ido aumentando a medida que las crisis nuclear, de Japón, e hídrica, de Sudamérica, disparan la compra de GNL.

Asumiendo que gran parte de los proyectos de licuefacción en construcción se completen y entren en operación a partir de 2015, en Goldman Sachs predicen que se entraría en un período a la baja de precios al presentarse un exceso en la capacidad para la demanda proyectada. Este período de exceso de capacidad debería mantenerse entre 2016 y 2017 cuando esta nueva capacidad dispare su producción. Este último acontecimiento permitiría que la demanda tenga espacio para volver a crecer y se recupere un estado al alza de precios más allá de 2020, cuando el ingreso de nueva capacidad se mantenga a una tasa “constante” en ese futuro y el mercado se mantenga en balance.

En resumen, Goldman Sachs predice que la oferta de GNL pasará las siguientes etapas:

·         Hoy-2015: Oferta limitada, crecimiento de demanda restringido.

·         2016-2017: Exceso de capacidad de oferta, inicio de respuesta de demanda.

·         2017- posterior: Crecimiento de capacidad y producción junto con crecimiento de demanda y balance de mercado.

Sin embargo, el grado de incertidumbre de esta proyección recae en si los proyectos de explotación y, en especial, exportación de EEUU reciben la aprobación del Departamento de Energía. Este último determinaría los volúmenes que se destinen a exportación de GNL cuyo valor final queda a manos de poderes políticos.

La incertidumbre política inherente en esta clase de proyectos sucede en todo país que está pretendiendo o ya exporta gas en forma de GNL. Cuestiones ambientales como el impacto de las terminales de licuefacción o las consecuencias de la extracción de gas no convencional (extracción de pozos horizontales y perforación hidráulica) pueden retrasar el desarrollo de proyectos de exportación de GNL. Además puede reducir o eliminar el impacto en el mercado mundial al poder privilegiar la demanda doméstica y velar por la independencia energética.

Otro aspecto que ha ido modificando las características de los exportadores es la fuente del gas exportado. La irrupción del Shale gas y otras fuentes no convencionales ha dado lugar a nuevos competidores (EEUU y Canadá) y potenciales nuevos participantes a futuro (China, Europa y otras fuentes). Una comparación en el desarrollo de esta situación se ejemplifica con la siguiente imagen.

EEUU

Esta nación es por lejos el driver más importante por el lado de los exportadores al ser el que ofrece el mayor aumento potencial de capacidad para exportar GNL gracias al boom del Shale gas. Hacia 2020 podría ser responsable de casi un tercio de la nueva capacidad instalada a esa fecha. Sin embargo, el futuro del mercado y gran parte de las proyecciones existentes dependen de la respuesta a la siguiente pregunta: ¿Estados Unidos exportará su Shale gas? Y si fuese así ¿cuánto podría ser?

La razón de esta duda razonable es si EEUU podrá satisfacer su demanda interna y de esa manera los excedentes queden disponibles para exportación. Según las predicciones de Morgan Stanley, la demanda residencial y comercial de EEUU debería ser casi plana en el largo plazo, al igual que la demanda industrial. Esta última podría dispararse en la eventualidad que el índice Henry Hub se mantenga bajo (menos de 4.5 US$/MMBtu). Por el contrario, el uso para generación de energía debiese ir al alza producto de la baja estimada en el uso de carbón y  el respaldo a las energías renovables intermitentes

El mayor estímulo para la exportación del Shale gas es la diferencia de precios en los distintos mercados mundiales, desacoplados de equilibrios de oferta-demanda como lo es el Henry Hub. No obstante existen otras razones vinculadas que harían que las utilidades estén al límite y no bien definidas:

·         La dinámica del precio del gas continua siendo incierta.

·         Abastecimiento interno no asegurado por fuentes no conectadas a la red de gaseoductos y a las inciertas regulaciones futuras.

·         Inversión en utilizar gas como fuente de energía sigue siendo costosa.

·         Lobby del carbón. Existen 25 estados productores; la tasa de uso de carbón está bajando y se pretende proteger su precio.

·         Crecimiento en la capacidad de producción/licuefacción muy superior al crecimiento de la capacidad de almacenamiento previa a exportación.

Además de lo anterior se suma la principal barrera de exportación: los permisos del Departamento de Energía para el volumen a exportar y para exportar a países sin tratados de libre comercio, como Japón que es el principal importador.

Recientemente han aparecido indicios que las barreras de exportación han comenzado a reducirse. A mediados del presente Mayo, la consultora Goldman Sachs, a través de su CEO  Lloyd Blankfein, aseguró que EEUU será autosuficiente en materia energética gracias al Shale gas, dando indicios de que existiría producción excedente para exportación. Además, el 17 de Mayo del presente año, el Departamento de Energía de EEUU dio el segundo permiso a Freeport LNG para la construcción de un terminal de licuefacción para poder exportar Shale gas. Según El Mercurio, analistas internacionales señalan que este permiso marca una tendencia para el gobierno de Obama, que deberá resolver cerca de 19 solicitudes similares de este tipo de terminales.

Las terminales aprobadas debiesen estar completadas alrededor de 2017 para iniciar la exportación de GNL.

Qatar

Esta nación no agregará capacidad de suministro de GNL hasta 2014. Futura capacidad estaría destinada a demanda doméstica.

Australia

Australia podría convertirse dentro de los siguientes 5 años en el mayor exportador de GNL del mundo superando a Qatar según The Economist y Morgan Stanley. Este país sería el responsable del ingreso de nueva capacidad hacia 2014-2015. La mayoría de las adiciones de capacidad propuesta de Australia están atadas a contratos indexados a paridad de petróleo. Esto para asegurar financiamiento pero también estableciendo que este país no contribuiría significativamente en alterar los precios spot del GNL.

Con la exploración y desarrollo de sus fuentes de Shale gas, Australia podría ver sus reservas de gas aumentadas al doble. Lo anterior haría que este productor sea la base de la oferta mundial, pero dependiente de altos precios en comparación al Henry Hub para financiar costosos proyectos de licuefacción en y fuera de costas y complejos yacimientos de gas (fracturación hidráulica, gas metano de carbón entre otros).

Canadá

Grandes proyectos de licuefacción se esperan en Canadá como producto de la necesidad de exportar el gas natural que EEUU dejará de consumir por el boom del Shale gas. Sin embargo, requiere de gran financiamiento para llevar a cabo el desarrollo de esta industria ya que el país no posee infraestructura de exportación. Esta futura capacidad podría llegar a los 48 Bcm/y y contaría con la ventaja competitiva sobre EEUU de contar con puertos en los océanos Atlántico y Pacífico, donde EEUU solo posee proyectos en el primero. Los precios se esperan que sean indexados a paridad de petróleo para financiar las obras necesarias para tener capacidad de exportación competitiva.

Actualmente existen 3 proyectos con licencia de las autoridades para exportar GNL, pero no estarían operativos antes de 2020.

Potenciales productores

El boom del Shale gas no es exclusivamente un atractivo para EEUU. Pero es esta nación la que lleva la delantera en desarrollo de tecnología e infraestructura para su producción, tratamiento y comercialización. No cabe duda que en China existen grandes reservas de Shale gas, pero que no han sido probadas o no hay información coincidente (entre 36.1 y 25.1 Tcm[5]). Los costos asociados a este producto versus la explotación de gas convencional y/o importación de GNL más posible importación por gaseoducto directa desde Rusia a partir de 2016 son factores que explicarían el desinterés en el Shale en el corto plazo. Sin embargo, no hay espacio para mucha duda respecto del desarrollo futuro del Shale gas en China y la posible reducción de las importaciones de GNL para satisfacer su consumo interno.

Grandes depósitos de Shale gas se encuentran también en Europa y Argentina. Se estima que en Europa existen reservas por 639 Tcf[6]. Sin embargo, estos depósitos se encuentran a gran profundidad y ya existen regulaciones en contra de los métodos de extracción de Shale gas como la fracturación hidráulica en países como Suiza y Francia. Argentina por su parte posee reserva que requieren de precios por sobre los 16 US$/MMBtu para poder ser competitivas, su desarrollo no se prevé para antes de 2018.

Otras naciones con importantes desarrollos futuros son Angola y Mozambique, previamente mencionado.

4.1.2Importadores

Correlacionada con el comportamiento de los exportadores, la demanda de GNL podría atravesar las mismas 3 etapas predichas por Goldman Sachs, dependiente del futuro de la industria de EEUU de Shale gas. Además, se debe agregar la potencial explotación de Shale gas por parte de algunos de los más grandes consumidores de GNL, como China y algunas naciones europeas, que de desarrollar estos yacimientos obligarían a desviar los cargamentos de GNL a otros mercados.

Asia sería el principal polo de crecimiento en el consumo de los importadores. Sería la responsable de absorber a largo plazo el exceso de capacidad y acomodar gran parte de los proyectos de Shale gas de EEUU. Sin embargo cabe detallar a los principales actores y sus posibles movimientos a futuro.

Asia

Según The Economist, la demanda japonesa de GNL debiese seguir al alza al menos en el corto plazo, mientras la capacidad de generación eléctrica nuclear progresivamente reinicie operaciones. En 2012 se reiniciaron 2 de los 50 reactores nucleares con que cuenta la isla. Ese mismo año las importaciones de este país subieron 11.2%, reafirmando que, al menos dentro de los próximos 3 años, Japón será todavía un importante driver del precio del GNL para asegurar su suministro del combustible. No obstante los objetivos de energías renovables y propuestas de más energía nuclear anunciadas por el nuevo gobierno del partido demócrata liberal reafirman la potencial caída en el consumo de GNL. A más largo plazo surgen restricciones tales como la geografía de la isla y la gran densidad poblacional que limitarían la nueva capacidad de procesamiento de GNL y capacidad de consumir nuevos grandes volúmenes.

Un gran marcador de precios para los próximos años será China. Ya en 2012 su demanda de GNL creció un 15%, y según estimaciones de Morgan Stanley, para 2020 su demanda total de gas (gaseoducto y GNL) podría alcanzar 200 Bcm/y con un fuerte aumento en importaciones de GNL hacia 2015. Posee en construcción 26,6 Bcm/y de capacidad de regasificación para los ya 29 existentes. Sin embargo, su matriz energética está especializada en carbón, recurso de fácil acceso, bajo costo y fácilmente explotable energéticamente debido a las escasas regulaciones ambientales. Es tal el crecimiento energético de China que estimaciones de Wood Mackenzie proyectan el peak del carbón para después de 2030 para cuando triplique su consumo energético. Este aumento de consumo también impulsaría otras fuentes derivadas del carbón como gas metano de carbón y otros petroquímicos. No debe ignorarse el potencial de Shale gas de esta nación, al representar un riesgo para el crecimiento de la demanda de GNL. Otro riesgo frente a las importaciones futuras de China de este combustible es la incertidumbre de los futuros proyecto de regasificación que podrían limitar la importación aún con demanda creciente.

La zona del sudeste de Asia estaría ofreciendo opciones atractivas para la importación de GNL en países como Tailandia, Filipinas, Vietnam, Singapur, Malasia e Indonesia, estos 2 últimos típicos productores, por los múltiples proyectos de regasificación planificados. La incapacidad de crear y/o la falta de una interconexión por gaseoductos en la zona reafirmarían las proyecciones de un considerable aumento de la demanda en los próximos años.

Otro mercado que podría transformarse en un importante driver es India. Este país produce gas natural pero es importador neto. De manera similar a China, su aumento en actividad industrial y crecimiento económico implicarían mayor producción eléctrica, que por sus políticas medio ambientales, el gas sería una fuente importante. Proyecciones de Morgan Stanley dicen que con el inicio de la caída en la producción de la cuenca Krishna Godavari alrededor de 2016, la importación por GNL debería aumentar su tasa de crecimiento. Al igual que China, existen reservas de Shale gas (37.9 Tcf probadas) con potencial de extraerse y de reducir la necesidad de GNL extranjero.

Otros grandes consumidores.

Un consumidor importante en los últimos años fue EEUU, con gran infraestructura de regasificación de GNL y suministro por gaseoductos desde Canadá. La nueva producción de Shale gas y el futuro aumento de la producción doméstica de este commodity han reducido las importaciones a un mínimo histórico con la proyección de que la importación de gas sería casi nula en los próximos años. Las proyecciones de autosuficiencia energética respaldarían la teoría de un exceso de capacidad para después de 2016 a medida que las importaciones vayan reduciéndose aún más.

En Europa, las consecuencias de la crisis financiera de 2008 implican que la demanda permanecerá plana (residencial, industrial y generación) en los próximos años según Morgan Stanley, a pesar de la creciente demanda de energía. Reducción de la actividad industrial (España) y/o esfuerzos por evitar la recesión (Reino Unido) son las razones para la actual y futura tendencia. Producto de la sostenida baja en el consumo de GNL y el aumento en Asia, Europa compite por suministro al tener que pagar precios Asiáticos que son más altos que los europeos. El consumo para energía también enfrentaría competencia frente a las renovables y el apoyo gubernamental que tienen, aún así sería el uso que haga aumentar la demanda de este combustible, pero de manera discreta.

4.1.3 Tendencias de mercado

Existen otros múltiples marcadores que tienen el potencial de afectar en gran medida el precio final de gas en los múltiples mercados del mundo. Lo relevante de estos factores es su comportamiento futuro y su relación con las naciones participantes en este mercado que tienen algún grado de poder sobre el precio del GNL.

Según Wood Mackenzie, los compradores asiáticos pretenden depender menos del suministro proveniente de medio oriente. Lo anterior se explica por el nivel de exposición de sus portafolios poco diversificados a las tensiones geopolíticas en la región. Ejemplo de esto es la tensión existente los últimos 2 años en Irán y un posible cierre del estrecho de Ormuz, con posterior merma en los cargamentos de GNL de Qatar y Omán. El foco de estos consumidores es la seguridad del suministro, por lo que el surgimiento de Australia crea un polo de atracción para la compra de GNL. De manera similar las exportaciones de EEUU y Canadá se verían favorecidas por esta misma situación al ser oferentes estables y con industria establecida. Esta tendencia incluiría tratar de reducir la dependencia de suministro de otras fuentes riesgosas tales como Rusia, Nigeria y África en general.

Otra tendencia es el cambio en la estructura y duración de los contratos de GNL. Producto de la reciente volatilidad de los mercados y, por ende, del precio del petróleo del cual están indexados la mayoría de los contratos de GNL, los importadores buscan crear coberturas que reduzcan el riesgo y bajar los precios de compra. Price Waterhouse Cooper asegura que la proyección es que contratos de menor plazo adquirirán mayor participación en el mercado (4 a 10 años), de igual manera menores volúmenes contratados. Aún así, los contratos a largo plazo (10 o más años) seguirán siendo la media en el mercado. La flexibilidad es otra característica que está comenzando a surgir. La posibilidad de indexar a múltiples índices (Henry Hub y JCC) da la posibilidad de buscar menores precios junto con blindar de cierta manera de fluctuaciones del mercado.

Otros consumidores y nueva demanda

Fuera de los importadores mencionados en la sección anterior, el resto no representa un grado de poder sobre el crecimiento de cantidad producida ni menos en el precio de mercado por sí sola. El resto de las naciones se puede considerar como tomadores de precio al estar forzadas a pagar por gas a altos precios que preferentemente va a los grandes polos de consumo. Sin embargo, la necesidad creciente de fuentes de energía limpia hará que, en conjunto, estas naciones salden el exceso de suministro pronosticado para 2016 e impulsen el desarrollo de la industria de GNL a medida que capacidad de regasificación entre progresivamente en funcionamiento en países de Europa y Sudamérica. En este último continente se identifican como drivers de demanda futura a la escasez de suministro y disrupciones locales, precios de energía, sequías y cuestiones medioambientales.

Estructura de costos y cadena de valor

Una estimación típica del costo de la cadena de valor de GNL es la siguiente ofrecida por el Consortium for Energy Eficiency.

El factor que pudiese afectar el precio en el futuro con mayor impacto es la etapa de licuefacción. Producto del constante aumento en los costos de construcción de estas plantas, en especial de hierro, queda incierto el real impacto a futuro sobre los precios de gas en la industria.

Respecto a los tanqueros, en los últimos 10 años, han aumentado su tasa de utilización (de 11 viajes por año en 202 a casi 19 en promedio en 2012). No representa una limitación de mercado y su número va en constante aumento, incluyendo a algunos con centrales de regasificación integradas. Una estimación del costo de trasporte es 0.0003 US$/milla náutica/MMBtu como promedio hoy en día.

La regasificación afecta el precio final en tierra de cada nación. Los precios de construcción podrían afectar los tiempos de construcción y entrada en funcionamiento de los proyectos propuestos.

Indexación

Este es el aspecto más relevante respecto a las expectativas y tendencias esperadas del mercado de GNL. Se puede resumir en una pregunta: ¿algún día llegará a existir un precio mundial de gas natural?

Los actuales movimientos en la forma en que se desarrolla el mercado indican que se va en esa dirección. Las grandes diferencias de precio entre los distintos mercados hacen suponer una futura migración hacia el Henry Hub, que está en torno a los 4 US$/MMBtu, en lugar del NBP que está a 13 US$/MMBtu o del JCC que ha oscilado entre 14 y 16 US$/MMBtu o de la directa paridad de petróleo.

Históricamente, la paridad con petróleo, o derivados como el JCC, resultaba una alternativa que ofrecía estabilidad de precios para los largos contratos de GNL. Además, en especial en mercados asiáticos, representaba una alternativa transparente, confiable y que ofrecía un precio robusto que daba la impresión de conllevar a un suministro asegurado. Sin embargo, la crisis financiera de 2008 mostró lo propenso a la volatilidad que era este índice que ni siquiera dependía de la demanda del gas natural, sino de otro bien con demanda y oferta cada vez más independiente del GNL.

El Henry Hub resulta lo opuesto a estos 2 últimos índices. Solía estar estrechamente correlacionado con el petróleo, pero más volátil como se ejemplifica en la imagen de la sección 1.2 Comparación de los múltiples índices. Ahora está desacoplado por el aumento de reservas y producción de Shale gas.

Como mencionan Jorge Quiroz y asociados: “En efecto, la evolución reciente del Henry Hub da cuenta de un país que transita desde una situación de importador neto a una de exportador neto, y que se encuentra en una fase intermedia marcada por un exceso de oferta en el mercado doméstico que no puede ser exportado porque aún no se dispone de la infraestructura de licuefacción necesaria para hacerlo”. El nuevo escenario en EEUU ha dado lugar a un mercado de gas independiente, gobernado casi exclusivamente por la oferta, en exceso por falta de capacidad de licuefacción, y por la demanda, pequeña en comparación con capacidad de producción.

La actual incapacidad de exportar el Shale gas de EEUU hace que los precios sigan cayendo hasta que su demanda interna se equilibre con la oferta doméstica. Esto explica el bajo precio del Henry Hub y da espacio a cuestionar la capacidad de exploración y producción de nuevas fuentes en esta nación por los bajos precios que enfrentan estas actividades. Siguiendo un análisis similar al de Jorge Quiroz y asociados, una vez disponible y operativa nueva capacidad de exportación el Henry Hub debiese aumentar debido a que la demanda internacional absorbería el exceso de oferta en EEUU alcanzando un nuevo equilibrio.

El interés por la indexación por Henry Hub continúa en crecimiento. Wood Mackenzie lo explica con el creciente deseo de comprar volúmenes de GNL indexados a Henry Hub. Muchos clientes asiáticos, en especial Japón, actualmente están muy interesados en comprar GNL sobre una base de indexación a HH, aún incluso frente a indexación parcial Henry Hub/paridad de petróleo. Es más, proyectos en África del este estarían interesados en ofrecer indexación por Henry Hub, incluso si su cadena de costos no está vinculada a este índice para saldar sus costos de inversión.

Ejemplo de lo anterior lo muestra The Economist, cuando en Noviembre de 2012 la compañía japonesa Kansai Electric Power Company alcanzó un acuerdo con British Petroleum por un contrato a largo plazo de GNL, a partir de 2017, basado en una fórmula relacionada al Henry Hub norteamericano.

La competitividad que ofrecerían las exportaciones norteamericanas (EEUU y Canadá) frente al resto del mundo obligaría a los precios de los diferentes mercados a una pasar por una transición que conduzca los precios a un posible futuro equilibrio. Lo anterior sucedería a medida que las oportunidades de arbitraje se desvanezcan por el aumento de demanda, todo dependiente si EEUU realmente se transforma en un exportador importante.

Independiente de esta última condición, los mayores importadores ya están planeando esfuerzos para crear un mercado de GNL unificado y con precios más representativos a un equilibrio oferta-demanda. Según el diario La Estrategia Japón y la Unión Europea crearán un grupo de trabajo específico para aumentar su capacidad de negociación y disminuir el precio que pagan por las importaciones de GNL, según informó el 28 de Mayo del presente año el diario económico Nikkei.

La fuente japonesa indica que Japón y la UE establecerán sus equipos de trabajo el próximo 7 de Junio con el objetivo de modificar sus actuales condiciones de mercado de GNL y que éstas reflejen la situación real de oferta y demanda.

 

 

 

 

 

 

Estimación de Cheniere para el precio del GNL indexado a Henry Hub al momento de iniciar exportaciones.

4.2 ¿Qué se espera para Chile?

4.2.1 Situación actual

Energía hoy

Primero que todo es necesario identificar las demandas de cada sistema chileno con sus potencias generadas y sus respectivos tipos de tecnología[7]. (Se omitió Los Lagos por su baja potencia y demanda)

SING

TIPO DE

POTENCIA NETA

POTENCIA NETA

TECNOLOGÍA

TOTAL [MW]

TOTAL [%]

Carbón

1932,6

46,6%

Gas Natural

1831,2

44,2%

Fuel Oil Nro. 6

177,6

4,3%

Petróleo Diésel

131,1

3,2%

Petróleo Diésel + Fuel Oil

39,5

1,0%

Cogeneración

17,5

0,4%

Hidráulica Pasada

14,9

0,4%

Solar

1,4

0,0%

Potencia Bruta Total Instalada

4145,8

100,0%

Demanda máxima[8]

2167,4

 

 

 

SIC

TIPO DE

POTENCIA NETA

POTENCIA NETA

TECNOLOGÍA

TOTAL [MW]

TOTAL [%]

Hidráulica Embalse

3.393,4

25,45%

Gas Natural

2.560,7

19,21%

Hidráulica Pasada

2.522,9

18,92%

Petróleo Diésel

2.403,8

18,03%

Carbón

1.338,6

10,04%

Carbón – Petcoke

561,9

4,21%

Eólica

195,7

1,47%

Biomasa

193,1

1,45%

Biomasa-Petróleo N°6

86,0

0,65%

Petcoke

63,0

0,47%

Biogás

11,8

0,09%

Solar

1,1

0,01%

Potencia Total Instalada

13.332,2

100,00%

Demanda máxima

6991,9

 

 

Sistemas medianos de Magallanes

TIPO DE

POTENCIA NETA

POTENCIA NETA

TECNOLOGÍA

TOTAL [MW]

TOTAL [%]

Gas Natural

88,4

85,5%

Petróleo Diésel

15,0

14,5%

Potencia Total Instalada

103,4

100,0%

Demanda máxima

50,6

 

 

Sistemas medianos de Aysén

TIPO DE

POTENCIA NETA

POTENCIA NETA

TECNOLOGÍA

TOTAL [MW]

TOTAL [%]

Hidráulica Pasada

19,6

42,1%

Petróleo Diésel

25,1

53,7%

Eólica

2,0

4,2%

Potencia Total Instalada

46,69

100,0%

Demanda máxima

25,5

 

 

GNL importado 2012 y cantidades importadas de los diferentes exportadores[9]

 liquido

T

Variación 2011/2012 (%)

6.38

2.77

3.71

-0.4

 

Egipto

Guinea ecuatorial

Noruega

Trinidad y Tobago

Yemen

Total

0.17

0.25

0.05

2.05

0.24

2.77

*en T


 

4.2.2 Terminales de gas natural

Existen dos principales terminales de GNL, ubicados en el puerto de Quinteros y Mejillones. Estas terminales entregan seguridad energética  Chile, aunque, por problemas climáticos, estas se ven a veces perjudicadas[10].

Quinteros

Terminada en Julio del 2009, esta terminal alimenta a la capital de Santiago y a la V región, a través de gasoductos.  La planta tiene tres vaporizadores, pero solo dos funcionan al mismo tiempo. Cada dos semanas normalmente arriba un barco, pero por problemas climáticos estos deben esperar días antes de entregar el GNL. Quinteros tiene contratos con tres grandes empresas, ENAP, ENDESA y Metrogas, lo que asegura diversificación.

Características del proyecto

Inversión total: US$ 1066 MM

Capacidad nominal: 3.9 Bcm/y

Cantidad vaporizadores: 3

Consumo Máximo: 10 MMcm/d

Consumo Medio 2011: 9.5-9.9 MMcm/d

Capacidad de almacenamiento: 334000  GNL, 190 MM GN

Operador: GNL Quintero S.A.

Principal fuente de importación: Trinidad y Tobago, Guinea ecuatorial

Dueños: BG (20%), Enagás (20%), ENAP (20%), Endesa (20%), Metrogas (20%)


 

Mejillones

Ubicada en la II Región, esta terminal, a diferencia de Quinteros, está flotando fuera de la costa. Su terminal de gasificación, ubicada en la costa y conectada por un gasoducto de 8km a Gasoducto NorAndino y Gas Atacama, empezó sus operaciones el 2010 y es capaz de producir 1100 MW de electricidad. Gracias a su ubicación, no tiene muchos problemas climáticos, por lo que es solo perturbada 3 o 4 días al año. Su capacidad esta en extensión.

Características proyecto

Inversión total: US$500 MM

Capacidad Almacenamiento de barcos: 160 MM/d de GNL

Capacidad nominal: 2 B/año

Numero vaporizadores: 3

Consumo teórico: 5.5 MM/d

Consumo 2011: 2.2-2.5 MM/d            

Capacidad de almacenamiento: 160000

Operador: GNLM

Principal fuente de importación: Trinidad y Tobago, Yemen, Egipto

Dueños: Codelco (37%), GDF SUEZ (63%)

Contratos concluidos 2012[11]

Exportador

Importador

Cantidad(Mtpa)

Duración

Comienzo

Formato entrega

Endesa Energía portafolio

GNLQ

Carga spot

20

2012

DES

Portafolio BG

GNLQ

1.1

20

2013

DES

 


 

4.2.3 Situación futura

Proyectos futuros

Según Goldman Sachs, se prevé que Chile demandara el 2013 4000 millones de  de GNL, mientras que el 2023 requerirá 9000 MM  . Eso lleva a un desarrollo a nivel país, el cual se divide en distintas áreas.

Generadoras y mineras en el norte

Un terminal flotante regasificador de GNL, con una capacidad inicial de 5 millones de  al día, pretende desarrollar la generadora del norte Gas Atacama. En tanto, BHP Billiton y Codelco presentaron dos centrales a GNL para construir por terceros en el norte. Mientras, GNL Mejillones está en proceso de "Manifestación de Interés" para determinar la demanda futura de GNL.

Gener, Colbún y GNL Quintero en el centro

A mediados de 2014 Colbún y AES Gener recibirán el terminal flotante regasificador de GNL por el que pagarían hasta US$ 360 millones. Colbún podría abastecer sus centrales Nehuenco 1 y 2, y cerrar Candelaria, mientras que Gener lo usaría para Nueva Renca. Su capacidad seria de 5.9 Mtpa.
GNL Quintero, en tanto, está en proceso de expansión del terminal en un 50% de capacidad.

El proyecto Octopus en Concepción

Dos centrales de gas natural de ciclo combinado de 570 MW cada una, son una parte del proyecto Octopus, que se levantará en Concepción. A esto se suma un terminal flotante que tendría una capacidad de regasificación de 15 millones de m3 diarios. Tendrá un gasoducto de 2.5 km de extensión para transportar su gas a tierra. Se estima que para 2014 el inicio de la construcción del terminal y la central.

El análisis de la acerera CAP

Otra firma que estaría mirando ingresar con un terminal de GNL es CAP. La compañía tomaría una decisión durante este año y estaría mirando tanto el norte como el sur para su instalación. El objetivo es que comience a suministrar energía a partir de 2018.

Según fuentes de la industria, MPX, tras la caída de Castilla, también analiza el desarrollo de centrales a gas natural.


Nuevos actores en el mercado y clientes potenciales[12]

Nuevos oferentes y oportunidades traen consigo un desarrollo importante por parte de diferentes actores. Nuevos terminales, mayor utilización de gas natural, necesidad de transporte y capacidad de almacenarlo. En respuesta de esto, existen nuevos clientes en la zona centro como sur.

Distribuidora de Gas Natural Innergy

Distribuidora residencial e industrial en la VIII región. Para entrar al mercado necesita de la regasificadora de la zona, transportado vía camiones desde la terminas de GNL de Quinteros. El consumo residencial, comercial e industrial no eléctrico en la VIII región se estima de 1.5 MMmcsd.

Regiones IV, VI y VII

El consumo en estas regiones puede partir a través de camiones provenientes de la terminal de Quinteros, y luego pasar a gasoductos según aumente la demanda.

Colbún

Colbún necesita de gas natural para sus centrales de ciclo combinado y turbina a gas que tiene en el SIC. Actualmente se abastece de gas natural por parte de ENAP y diesel, el cual adquiere de Copec. También podría necesitar para sus terminales de Nehuenco, antes mencionadas, con una capacidad instalada de 754 MW en total, ya que consumen en total 3.4 MMmcd a plena carga, con un consumo especifico de 186 /MWh. Además de sus turbinas a gas, Nehuenco 9B y candelaria I y II, que consumen 2.8 MMmcd a plena carga para un consumo especifico de 321 /MWh. Todo esto interconectado a través de gasoducto a la terminal de Quintero, facilitando el proceso. A su vez, tiene la central Los Pinos, de 100 MW, ubicada en Cabrero, VII región, la cual utiliza diesel por falta de gas. Su consumo es de 0.7 MMmcd.

Aes Gener

Esta empresa requiere de 1.7 MMmcsd para alimentar a su filial Nueva Renca, cuya capacidad es de 317 MW, para un consumo de 193 /MWh. Actualmente Nueva Renca se abastece de gas a través de Metrogas, pero en el futuro podría optar por gasoductos conectados al gasoducto de Electrogas. Adicionalmente existe la central Cabrero, en la VIII región, la cual opera con diesel a falta de gas. Consume 1.0 MMmcsd de gas natural.


Precios futuros

El precio a calcular corresponde al del Shale gas, ya que es la opción más económica con respecto a esta materia. Este precio consta de tres partes. El precio en la fuente primaria, cuyo valor corresponde al índice Henry Hub, el costo de licuefacción, definido por el oferente, y el costo de transporte.

Primero, según la EIA, los precios de contratos futuros del HH están en torno a los 4.1 US$/MMBtu y el precio spot se encuentra en 4.0 US$/MMBtu, por lo que ese valor será utilizado para cálculos futuros.

En relación a la licuefacción, la construcción de una planta de licuefacción que produce anualmente 0.39 Tcf tiene un costo entre 1.5 y 2 BUS$[13]. Considerando un 10% de rentabilidad, este costo estaría entre 2.4 y 2.9 US$/MMBtu. Para cálculos usaremos 2.6 US$/MMBtu.

Por último, en el caso del transporte, los costos estarían entre 1 y 2 US$/MMBtu, según EIA. Del informe del Shale gas del 3 de julio para metro gas[14], podemos obtener la información de costos de transporte del portal Comex, dividido en empresa importadora y país de origen.

Importador

Flete (US$/MMBtu)

GNL Chile S.A.

0.77

Sociedad GNL Mejillones S.A.

0.68

Costos de flete de GNL, por empresa importadora, año 2011.

Importador

Flete (US$/MMBtu)

Egipto

0.73

Guinea

0.76

Indonesia

0.77

Qatar

0.74

Republica de Yemen

0.71

Trinidad y Tobago

0.76

EEUU

0.76

Costos de flete GNL, por país de origen, año 2011.

Cabe destacar que el mayor oferente para Chile es EEUU por lo que, para calcular, se usa 1 US$/MMBtu. Entonces, resumiendo, el precio del GNL que llega a Mejillones o a Quintero (es irrelevante para los dos ya que su distancia es despreciable con respecto a EEUU y a grandes valores) es de 7.6 US$/MMBtu, como mínimo precio. El costo real de la terminal Quintero de GNL  fue de 13.1 US$/MMBtu para el año 2011, por lo que este costo, comparado con el estimado, es considerablemente mayor.

Suponiendo oferta para el 2016, según Jorge Quiroz y consultores asociados, el GN podría llegar a Chile con un precio mínimo de 8 US$/MMBtu. Dividido en extracción, 4.5 US$/MMBtu, licuefacción en EE.UU, 2.5 US$/MMBtu,  transporte hasta Mejillones, 1 US$/MMBtu, y el valor del HH correspondiente. Todo esto considerando contratos a largo plazo. Otra estimación de estos autores dice que, si el precio disminuye un 38.9%, o 5.1 US$/MMBtu, se traduciría en una rebaja del 17.3% en la cuenta final de gas natural para clientes residenciales, 30.8% en el cargo variable para clientes industriales y 33% de rebaja en el combustible para centrales de generación eléctrica.

Por otra parte, cifras de la empresa Cheniere, especifican precio de venta del gas a las Américas de 15 US$/MMBtu, lo que se compone por 4 US$/MMBtu como base Henry Hub, 3 US$/MMBtu por costos de licuefacción, 0.75 US$/MMBtu por transporte y 0.6 US$/MMBtu  por costo de combustible utilizado en el proceso. A esto se suma un margen de 6.65 US$/MMBtu[15].


 

5. Conclusiones

La situación actual del mercado de GNL está lejos de ser algo siquiera cerca de un mercado perfecto.  Dado su creciente interés e importancia en consumo, las repercusiones de su funcionamiento afectan cada vez más a la economía de las naciones que han optado por este producto, ya sea para uso industrial o de generación de energía. Sin embargo, el reciente comportamiento y las tendencias que están surgiendo dan lugar a importantes proyecciones.

El escenario mundial

Compartiendo la visión de Goldman Sachs, la danza entre oferta y demanda, para los siguientes 10 años y suponiendo que EEUU exporta su Shale gas como sugieren sus proyectos, debiese seguir el siguiente patrón:

Por el lado de la demanda, Asia será el principal driver al liderar el crecimiento de la demanda durante todo el período de proyección. Los grandes consumidores actuales: Japón, Corea del Sur y China serán de cierta manera los fijadores de precio en el primer período. Esto es a consecuencia de la urgente necesidad de asegurar su consumo de fuentes no tan confiables o estables tales como África y Medio Oriente. Los precios de los contratos están hoy en día alrededor de los 13 US$/MMBtu y cada vez podrían acercarse a la paridad teórica con el petróleo de 17,24% del precio de petróleo. Se proyecta que el JCC pudiese variar entre 14 y los 16 US$/MMBtu hasta el fin del primer período si es que no suceden eventos que comprometan más la oferta disponible.

Cuando entre nueva capacidad de licuefacción y exista un posible exceso de suministro, ésta provendrá de países desarrollados tales como Australia, EEUU y Canadá: confiables, transparentes y estables. Los consumidores asiáticos debiesen cambiar sus fuentes de importación a estos países y forzar a los precios a desvincularse del precio del petróleo. La demanda de estos países no sería suficiente para absorber toda la nueva capacidad ofrecida hasta al menos 2017. Esto se respalda por la futura reducción de consumo de Japón al volver a la generación nuclear y al boom de las renovables.

La oferta será una limitante del crecimiento del mercado hasta el ingreso de nueva capacidad. Sin embargo, a futuro sería EEUU el marcador de la principal tendencia por parte de este sector. El nuevo Shale gas ofrecido a transacciones por Henry Hub, sumado al exceso mundial de capacidad, haría que el precio vinculado al petróleo (Asia y pequeños consumidores) o por otros índices (como Europa) esté forzado a bajar. De manera análoga, el Henry Hub debiese ir al alza al estar a merced de la demanda mundial y a no estar más limitado solo por la demanda doméstica estadounidense.

El precio del Henry Hub está bajo por las pequeñas exportaciones de gas de EEUU y a la comercialización mayoritaria por gaseoductos. En 2012 este país exportó 45.8 Bcm, de los cuales solo 0.8 fueron en la forma de GNL a un precio promedio de 12.82 US$/MMBtu según la EIA. Si comienzan las actividades de exportación, estimaciones indican que la inversión y operación de las nuevas plantas de licuefacción podría agregarle aproximadamente 5 US$/MMBtu al precio de transacción del Henry Hub para más allá de 2016. Posiblemente, como primera aproximación, durante el segundo período propuesto este índice estaría en torno a los 9~10 US$/MMBtu. De manera similar no debiese alcanzar un máximo del actual 12 US$/MMBtu y un mínimo de 7 US$/MMBtu que sería con los mínimos costos de licuefacción pronosticados. Otras variaciones están sujetas a las utilidades que pretenden o necesitan recibir las empresas que incursionen en este negocio. Esta estimación es a nivel de compra en los EEUU.

Consecuencias de este valor serían la paralización y hasta incluso el descarte de muchos proyectos de exportación de GNL. Esto como resultado de los sostenidos altos precios en el pasado, presente y futuro de corto plazo que fundamentaban proyectos caros de alta inversión, como aquellos en Rusia. Además, un Henry Hub a ese nivel obligaría a la exploración/producción/exportación a operar a márgenes muy pequeños, que frenaría el ingreso de nueva capacidad americana a la espera de la respuesta de la demanda.

La proyección más relevante es el impacto por indexación. La posible entrada futura del Henry Hub al mercado internacional, cuando ingrese la nueva capacidad de EEUU, forzaría más a la baja los precios internacionales de GNL por el exceso de capacidad. Las transacciones basadas en este índice estarían más presentes, más aún con la actual disposición a contratos flexibles basados en Henry Hub y un porcentaje de paridad con petróleo. La antigua necesidad de asegurar el suministro a través de altos precios quedaría obsoleta por los nuevos y estables exportadores desarrollados. La paridad de petróleo e índices asociados perderían participación en el mercado.

Cuando la demanda responda al exceso de capacidad, los precios deberían alcanzar cierto equilibrio solo condicionado por los costos de transporte y costes de regasificación y almacenamiento de cada nación. Lo anterior podría a futuro crear mercados continentales, reduciendo las posibilidades de la existencia de un único precio mundial para el GNL. Sin embargo, la entrada de EEUU, Canadá y Australia (grandes exportadores estables) y la irrupción del Henry Hub podrían conducir con cierta seguridad hacia un mercado más vinculado a la oferta y demanda del GNL que en la dependencia de otros productos asociados, como lo es el petróleo.

¿Qué hay para Chile?

Chile hoy tiene una potencia total instalada de 17.628 MW de los cuales 2.694,1 MW son provistos por gas natural. Para esto el 2012 importó 6.38 millones de , principalmente de Yemen. Con la posibilidad del Shale gas, Chile podría modificar su matriz energética pasando a un recurso más amigable con el medio ambiente,  pero para lograr esto, es necesario un aumento y desarrollo de las terminales existentes en este momento.

Hasta el 2012, terminal Quinteros tiene una capacidad nominal de 3.9 Bcm/y y una capacidad de almacenamiento de 334000  y Mejillones 2 Bcm/y y 160000  Ambas con contrato para 20 años de importación de GNL por parte de ENDESA y portafolio BG, respectivamente.

Según Goldman Sachs, Se prevé que Chile aumente su demanda a 4000 millones de  este 2013 y a 9000 millones de  el 2023. Por lo que el país debe desarrollarse pronto. Esto lleva a que, en el norte, aparezca un terminal flotante de Gas Atacama de, inicialmente, 5 millones de  al día y dos centrales a GNL en el norte por parte de BHP Billition y Codelco. Además que Terminal Quintero este en proceso de aumentar un 50% su capacidad nominal y en Concepción esté el proyecto Octopus, el cual consistiría en dos terminales de gas natural de ciclo combinado, sumado a una nueva terminal flotante con una capacidad nominal de 15 millones de /d. Todo esto trae consigo avances en la distribución y transmisión del sistema.

 

Para hacer viables los proyectos de construcción y expansión de terminales, se deben crear condiciones aptas para un aumento de la demanda futura. Es necesario, además, crear planes y programas de descontaminación ambiental que incluyan al gas natural, apelando a su menor impacto ambiental. Por otra parte, es necesario solidificar las políticas de derecho de propiedad asociados a las facilidades de regasificación actuales y futuras, necesarias para la importación del GNL. Cualquier capacidad de expropiación de estas desincentiva un presente y futuro desarrollo de las nuevas facilidades.

Finalmente, como se mencionó antes, el precio del GNL estará controlado por diferentes factores. Primero el índice Henry Hub, el cual oscila por los 4.1 US$/MMBtu pero que podría variar en el futuro. Segundo, el valor de licuefacción, que según Cheniere, se encontraría alrededor de 3 US$/MMBtu en su mínimo. Tercero, 0.75 US$/MMBtu por transporte desde Cheniere a Quintero o Mejillones (no varía mucho el precio entre los dos terminales) más 0.6 US$/MMBtu por combustible utilizado en el proceso. Y por último 6.65 US$/MMBtu por margen para la empresa.

Todo esto da un total de 15.1 US$/MMBtu el cual, como se dijo antes, consiste en valores mínimos de transporte, un índice Henry Hub actual el cual debería aumentar en el futuro y luego estabilizarse y un margen por parte de la empresa Cheniere que se modificaría según varíe el índice HH. Cabe resaltar que este valor, al incluir el margen de 6.65 US$/MMBtu por parte de Cheniere, puede llegar a un valor mínimo de 8.45 US$/MMBtu como resultado de un margen cero por parte de la empresa.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

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[1] Btu o British Thermal unit: unidad de energía equivalente a la necesaria para subir en 1°F a 1lb de agua.

1Btu≈ 1055J   MMBtu= 106 Btu     1MMBtu≈32,76Kg de LNG

[2] Bcm/y Bcm/y  Billones americanos de metros cúbicos por año = 109 metros cúbicos por año

[3] Mtpa: millones de toneladas por año.   1Mtpa≈ 1265 m3

[5] Tcf Trillones americanos de pies cúbicos

[6] Tcm Trillones americanos de metros cúbicos

[7] Fuente: “Capacidad instalada por sistema electric nacional”, CNE 2012.

[8] Fuente demandas: “Operación real por sistema eléctrico nacional periodo: 1998 al 2012”, CNE 2013.

[9] Fuente: “The LNG Industry”, GIIGNL – International Group of LNG Importers

[10] Fuente: “Oil & gas Security. Emergency Response of IEA countries”, IEA 2012.

[11] Fuente: “The LNG industry”, GIIGNL – International Group of Liquefied Natural Gas Importers

[12] Fuente: “Diagnostico y perspectivas para la operación de los terminales de GNL en chile”, Consultoría MasEnergia LTDA.

[13] Fuente: “The Global Liquefied Natural Gas Market: Status & Outlook”, EIA.

[14] Fuente: “La irrupción del Shale Gas: Implicancias para chile”, Jorge Quiroz, Paula Hurtado y Rudy Canales.

[15] Fuente: Pulso.