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LATINVE&P

Cartagena de Indias, 11 de Julio 2012

Situación y Perspectivas de Mercado Favorables para el Gas Natural en Chile

• A mediados de la década de los 90, el país realizó una importante apuesta por incentivar el uso del gas en la matriz energética. Dicha decisión se tradujo en importante inversiones, tanto a nivel de generación eléctrica en base a gas como en infraestructura de transporte.

OFERTA Y DEMANDA DE GN EN CHILE

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

MM

m3

Producción Importaciones Consumo

• Desde que se establecieron las restricciones a la importación de gas Argentino existe demanda insatisfecha, especialmente en la zona norte, la zona centro-sur y la zona austral de Magallanes.

• A partir de la construcción de los Terminales de GNL en Quintero y Mejillones, se ha recuperado en parte el consumo, pero aún no se alcanzan los niveles de consumo del 2004.

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Situación & Perspectivas de MercadoZona Norte• En el caso de la zona norte, se requiere instalar 1.500 MW de generación térmica al

2020. La decisión es carbón o gas natural, con aporte de renovables. Escenario conservador considerando los anuncios de proyectos mineros en la zona.

• Ante la preocupación por los requisitos internacionales con respecto a la huella de carbono, el gas aparece como la mejor alternativa para desplazar al carbón.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Hidro 15 15 15 15 15 15 15 15 15

Carbon 1.781 1.781 1.781 1.781 1.981 2.381 2.381 2.581 2.781

Gas 1.217 1.217 1.217 1.217 1.217 1.217 1.217 1.217 1.217

Petroleo 408 408 408 408 408 408 408 408 408

Biomasa 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Eolica 0 100 100 100 100 140 140 220 220

Geotermia 0 0 0 0 40 40 40 80 120

Solar 0 0 0 0 50 50 150 250 250

TOTAL 3.420 3.520 3.520 3.520 3.810 4.250 4.350 4.770 5.010

Proyección Capacidad SING – Informe Precio Nudo Abril 2012

• En consecuencia, se están realizando esfuerzos, tanto por parte del Estado como del sector privado, para aumentar la participación del gas natural en la matriz energética del Norte, disminuyendo la participación del carbón.

• Alternativas:

i. Establecer CEOPs en la zona para desarrollar recursos no convencionales.

ii. Ampliación GNL Mejillones y /o nuevo terminal flotante de GNL (GasAtacama).

Situación & Perspectivas de MercadoZona Centro-Sur

Sur-Alto

Zona Centro

Total-Bajo

Total-Alto

Zona Centro Sur-Bajo

0

1.500

3.000

4.500

6.000

7.500

9.000

10.500

12.000

2010 2015 2020 2025 2030

Mil

es

Mil

lon

es

m3

/añ

o

• De acuerdo a antecedentes preliminares, existirían cuencas con potencial productor en la zona centro-sur del país, especialmente de gas.

• Con el objetivo de determinar la demanda potencial en la zona, el 2010 el gobierno encargó un estudio, el cual estimó conservadoramente en 5.000 millones de m3 la demanda potencial de gas para el año 2020 y en 6.070 millones de m3 la demanda para el 2025. Si se considera que dicho gas podría abastecer a otros mercados, dichas demandas podrían superar los 8.000 MM m3 y los 9.500 MM m3, respectivamente.

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• Al igual que en la zona norte, el principal mercado para el gas sería la generación eléctrica.

• En la actualidad, en la zona existen una serie de centrales de ciclo combinado que no cuentan con gas. Estas centrales, que operan intermitentemente con gas o con diesel, representarían un consumo de hasta 600 MM m3 al año 2020. Este consumo considera las ampliaciones que se encuentran aprobadas, pero que no se han concretado por falta de gas. Por el mismo motivo, las proyecciones no consideran ninguna nueva central a gas en la zona en los próximos 10 años.

Sin Ampliación Con Ampliación Sin Ampliación Con Ampliación

Antilhue TG - 89,2 - 5,5

Campanario 284,6 518,1 20,0 3,3

Coronel TG GN 98,3 49,0 6,6 2,0

Horcones TG GN 2,3 0,0 0,3 0,0

Los Pinos GN 198,1 979,8 41,9 181,9

Newen GN 12,1 0,2 0,4 0,0

Santa Lidia GN 139,5 600,1 6,6 1,6

Precio 5 US$/Mbtu Precio 10 US$/Mbtu

Consumo Gas Natural en Generación Eléctrica Centrales Existentes Regiones VII a X

Millones m3/año 2020


• Además, habría un importante interés de parte del sector industrial por contar con gas.

• En la actualidad, existe una Planta Satélite de GNL, la cual es abastecida por camiones desde Quintero. Dicha planta entrega gas principalmente a la Refinería Bio Bío de ENAP (400 mil m3/día).

• Asimismo, existe interés para construir un Terminal de GNL en la zona industrial de Bio Bío.

• Cabe destacar que en la zona ya cuenta con infraestructura de transporte de gas.

Sector VII VIII IX X y XIV

Industrial 115,9 1.051,9 59,8 236,2 1.463,7

Residencial y Comercial 27,4 78,0 21,4 33,5 160,3

Generación Eléctrica 0,0 3.171,1 0,0 188,1 3.359,2

Gas Natural Vehicular 0,6 2,1 0,8 1,5 4,9

Sub Total Zona Centro-Sur 143,9 4.303,1 81,9 459,3 4.988,2

Mercado Argentino 1.734,0

Mercado Zona Central 1.480,0

Sub Total Otros Mercados 3.214,0

Total General 8.202,2

REGIONTOTAL

Demanda de GN para un Productor de la Zona Centro-SurAño 2020 – Escenario Conservador

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Situación & Perspectivas de MercadoZona Austral (Magallanes)

• La matriz energética de Magallanes es independiente y se ha desarrollado históricamente en base al gas natural.

• El consumo anual de gas natural en Magallanes está restringido por disponibilidad de oferta a 785 millones de m3, equivalente a 2,15 millones de m3/día. Mitad lo toma la distribuidora de gas y la otra mitad Methanex.

• Methanex (principal consumidor industrial de la región) tiene un nivel de consumo parejo a lo largo del año. Su consumo máximo (4 trenes) supera los 10 millones de m3/día, pero debido a los niveles actuales de producción, está operando con un tren a mínimo técnico (1 millón de m3/día).

• Opciones:

i. Establecer nuevos CEOPs en las áreas disponibles de la cuenca.

ii. Fomentar la exploración y explotación de los recursos no convencionales existentes en la cuenca.

iii. Análisis de combustibles alternativos. Una alternativa es producir gas sintético a partir de los grandes yacimientos de carbón subituminoso.

Chile: Oportunidades de Exploración y Explotación

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CUENCA DE MAGALLANES

9Gobierno de Chile | Ministerio de Energía

SÍSMICA 2D (AÑO 2000)


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SÍSMICA 3D


BLOQUEAREAkm2

3Dkm2

BRÓTULA 1369 0

CAUPOLICÁN 3279 0

COIRÓN 3849 710

DR 2004 1870

FELL 1780 1137

ISLA MAGDALENA 3044 0

LENGA 1365 704

OTWAY 3372 150

PORVENIR 1232 0

RUSFIN 3825 341

TRANQUILO 6648 120

TOTAL 5032

HASTA AÑO 2000ÁREAS CEOPS DESPUES 2000

BLOQUEAREAkm2

3Dkm2

ARENAL 1000 714

INTRACAMPO 1000 951

TOTAL 1665

ÁREAS ENAP DESPUES 2000

POTENCIAL NO CONVENCIONAL EN MAGALLANES


Potencial de shale oil a 2.000 –3.500 m de profundidad

Potencial de shale gas a >3.500 m de profundidad

Potencial de tight gas a 1.500 –3.000 m de profundidad

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YACIMIENTOS CONVENCIONALES VS NO CONVENCIONALES

GAS METANO DE CARBONES


Carbones Terciarios• Fm. El Salto y Fm.

Loreto• Son los de mejor

continuidad• Se ubican a poca

profundidad (< 700m)• Poco espesor (< 10 m)• Bajo contenido calórico• 1 TCF (??) recursos

estimados.

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CUENCA PACÍFICO


Subcuencas• Navidad• Mataquito• Chanco• Itata• Arauco• Valdivia• Pucatrihue• Chiloé

CUENCAS DEL MARGEN PACÍFICO


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CUENCAS DEL MÁRGEN PACÍFICO


Exploración• 60’s: Perforación de Anticlinales en la costa (Arauco,

Chanco)• 70’s: Registro de sísmica 2D (líneas espaciadas 5 a 10

km). Pozos exploratorios offshore.• Descubrimientos en tierra: Isla Mocha, Arauco• Descubrimientos costa afuera: Cuenca Valdivia (pozo

F-1 (perforado en 1972, 225 Mm3/d de gas seco en prueba de corta duración).

• 1977 and 1981: Densificación de la malla sísmica.• 2005: Reprocesamiento de 2,400 km de sísmica 2D.• 2008: Registración of 900 km2 sísmica 3D en torno al

pozo F-1.

BLOQUE CHANCO

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BLOQUE ARAUCO

ISLA MOCHA

BLOQUE VALDIVIA

POZO F-1

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CUENCA DEL TAMARUGAL

IQUIQUE

ANTOFAGASTA

CALAMA

PICA

DOS POZOS PERFORADOS EL AÑO 2008

BLOQUE PICA NORTE


• Reprocesamiento de sísmica 2D

• Magnetometríaterrestre y MT

• Estudios de imágenessatelitales, geoquímicos, petrológicos y paleontológicos.

Pintados - 1

Soledad - 1

Hilaricos - 1

-20.5

-21.0

-21.5

Áreas Prospectivas

Afloramientos Jurásicos

Seismic Faults

Surface Faults

-21.5

-69.5 -69.0

-21.0

-20.5

AnticlinalFeatures

• Adquisición de sísmica2D

December 1999Evergreen Lines

1986 ENAPLines

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Contratos Especiales de Operación Petrolera

• Marco General

• Características Principales

• Condiciones

– Duración del Contrato

– Devolución de área

– Propiedad del recurso, comercialización y mercado cambiario

– Retribución

– Impuestos y Gravámenes

Inversiones en Exploración: Marco General

• De acuerdo a la legislación vigente, en la República de Chile se establecen dos figuras jurídicas que permiten la exploración y explotación de hidrocarburos:

i. las concesiones administrativas

ii. los contratos especiales de operación (CEOP)

• Por lo tanto, las empresas nacionales y/o internacionales pueden obtener una concesión administrativa o suscribir CEOPs para explorar y explotar hidrocarburos en el territorio chileno, de forma exclusiva o asociadas con la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) de Chile.

• La concesión administrativa o el CEOP pueden obtenerse o suscribirse, respectivamente, mediante una solicitud directa o en virtud de una licitación pública nacional e internacional, abierta y competitiva, convocada por el Ministerio de Energía de Chile.

• Tanto en las tratativas directas como en los procesos de licitación, los posibles contratistas proponen al Estado, a través del Ministerio de Energía, los términos contractuales, los cuales deben considerar lo dispuesto en el régimen jurídico vigente. Luego, a través de un Decreto Supremo, se establecen las condiciones definitivas de estos contratos, y posteriormente se procede a la suscripción de los mismos, por medio de una escritura pública, siendo contraparte en la misma el Ministro de Energía.

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CEOP: Características Principales

• El CEOP tiene la característica de un contrato-ley.

• El CEOP define la relación entre el Estado y el Contratista y establece una serie de variables “clave” para la operación del contrato:

� Duración del Contrato

� Devolución de área

� Propiedad del recurso, comercialización & retribución

� Impuestos y Gravámenes

• El 2007 se llevó a cabo una ronda de licitación donde se adjudicaron 9 contratos.

• En los años 2008 y 2009, el Estado negoció directamente un CEOP por el Bloque Dorado Riquelme con ENAP y Methanex. El contrato se encuentra en la Fase de Exploración, pero con explotación de petróleo y gas natural.

• En términos de descubrimiento de hidrocarburos en los pozos perforados, la situación ha sido auspiciosa. Desde el año 2007, se han perforado 49 pozos de exploración, 19 de avanzada y 45 de desarrollo. De estos 49 pozos exploratorios, 29 resultaron con descubrimientos de gas, petróleo o ambos.

• El 2011 ENAP realizó un proceso de farm-out para buscar socios en 5 nuevos bloques. Estos contratos ya fueron firmados con el Estado.

• Todos los CEOP vigentes se ubican en la Cuenca de Magallanes.

• Recientemente se han recibido dos solicitudes para celebrar contratos en nuevas cuencas con objetivos no convencionales.

CEOP: Licitación 2007 y Proceso “farm-out”

N 4.090.000

TRANQUILO FIELD

TRANQUILOCOIRON FELL

OTWAY

PORVENIR

CAUPOLICAN

BAHIA INUTIL

RUSSFIN

LAGO MERCEDES

MARAZZI RIO HONDOS

LENGA

INTRACAMPO

ARENAL

BROTULADORADO RIQUELME

N 4.230.000

E 3

20.0

00

E 4

60.0

00

Costa Afuera

Isla Norte

San Sebastián

Flamenco

Campanario

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Condiciones: Duración del Contrato

Materia negociable, pero la práctica es la siguiente:

• Los Contratos tienen un plazo máximo de 35 años a partir de su firma y se dividen en una Fase de Exploración y una Fase de Explotación.

• La Fase de Exploración tiene una duración de siete años y se subdivide, a su vez, en tres períodos de exploración parciales y sucesivos de tres, dos y dos años, respectivamente. Cada uno de estos períodos está sujeto al desarrollo de actividades e inversiones mínimas especificadas en cada contrato.

• Para cada uno de los períodos el Contratista debe entregar una boleta o carta de crédito bancaria para garantizar el cumplimiento de los compromisos. Dicha garantía puede ser reducida en el valor que corresponda a medida que se van cumpliendo los compromisos .

• Al final de cada período, el Contratista puede elegir si proseguir o no al siguiente período. Para ello deberá haber cumplido con los compromisos mínimos, tanto físicos como de inversión, establecidos para dicho período.

• En el caso de haber realizado actividades por sobre lo comprometido, dichas actividades podrás ser consideradas para el cumplimiento de los compromisos del siguiente período

• Es posible extender, justificadamente, la extensión de los períodos. Sin embargo, el plazo máximo de la Fase de Exploración no pude exceder de 10 años.

• La Fase de Explotación tiene una duración máxima de 25 años y se inicia una vez que el Contratista declara la comercialidad de un yacimiento.

Condiciones: Devolución de Área

• Al término de cada período de exploración, el Contratista debe restituir al Estado parte del área original del Bloque.

• La primera devolución se debe realizar a los tres años y seis meses de la vigencia del contrato y debe ser al menos de un 25% del área original del contrato.

• La segunda devolución se debe realizar al término del segundo período y debe ser al menos de un 25% del área original del contrato.

• En caso que el Contratista haya realizado algún descubrimiento, éste podrá establecer un área de protección provisional o, en caso que el yacimiento haya sido declarado comercial, un halo de protección.

• Todo descubrimiento tiene un plazo máximo para ser declarado comercial. Dicho plazo depende de si el descubrimiento corresponde a gas o petróleo. En caso que no existan condiciones de mercado o de transporte adecuadas, dicho plazo puede ser extendido.

• Al final de la Fase Exploratoria el Contratista se queda sólo con las áreas de los yacimientos declarados comerciales, teniendo que devolver el resto.

• Con respecto al área devuelta, el Contratista pierde todo derecho y queda relevado de toda obligación, excepto aquellas correspondientes al abandono (cierre de faenas).

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Condiciones: Propiedad del recurso, comercialización y mercado cambiario

• Los recursos de hidrocarburos (petróleo y gas natural) pertenecen al Estado de Chile.

• En el caso de los CEOP el Estado retribuye al contratista con un porcentaje de la producción o un porcentaje de los ingresos por venta de los hidrocarburos. La segunda alternativa es la que se ha establecido en todos los contratos firmados a partir del año 2007.

• El contratista es responsable de comercializar la totalidad del hidrocarburo líquido y

gaseoso a través de un proceso de licitación, de acuerdo a las condiciones acordadas con el Estado.

• Antes de celebrar algún contrato de venta con terceros, el contratista deberá comunicar por escrito al Ministro el volumen total de Petróleo y/o Gas a ser vendido, el plazo del Contrato, el precio, las condiciones de entrega y demás condiciones comerciales del mismo. El Estado podrá manifestar por escrito su intención de tomar para sí el total del volumen de Petróleo y/o Gas establecido en la solicitud del Contratista, ofreciendo las condiciones comerciales establecidas en la comunicación del Contratista, el volumen de Petróleo y/o Gas recibido por el Contratista a título de retribución.

• El Contratista puede exportar libremente los hidrocarburos recibidos como retribución que no hayan sido readquiridos por el Estado.

• El Contratista tiene plena libertad para acceder al mercado cambiario y remesar divisas producto de sus operaciones.

Condiciones: Retribución del ContratistaSistema favorece una rápida recuperación de las inversiones y

gastos

• El Contratista recibirá por parte del Estado una retribución mensual equivalente a un porcentaje de la producción mensual de Hidrocarburos Líquidos y Gas Comerciable producido en el Área de Contrato.

• Esta retribución dependerá de un factor F, de manera que se calculará de la siguiente manera: Retribución = Producción * F/100

• F es un factor adimensional que representa la proporción del total de los volúmenes de Hidrocarburos Líquidos y Gas Comerciable producidos en el Área de Contrato. Este factor se calcula trimestralmente en base a la siguiente fórmula:

– F = noventa y cinco, para 0 < R < X;

– F = cien - A + B/R, para X < R < Y;

– F = noventa - A, para R > Y,

• Por su parte, R es un factor adimensional correspondiente a la división de los ingresos y egresos acumulados de acuerdo a los registros de la Cuenta Conjunta, a contar de la Fecha de Vigencia y hasta el Mes Calendario inmediatamente anterior a la fecha de cálculo del factor R.

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Condiciones: Impuestos & GravámenesExiste un sistema tributario estable, claro y transparente

• Los Partícipes del Contratista estarán sujetos al sistema tributario normal establecido en la Ley de Impuesto a la Renta en vigencia a la Fecha del Contrato.

• El Contratista puede optar a dejar a firme el régimen tributario a la firma del Contrato durante la vigencia del mismo.

• La renta líquida imponible anual devengada por cada Partícipe del Contratista estará sujeta al impuesto anual de primera categoría de la Ley de Impuesto a la Renta, con tasa de diecisiete por ciento.

• El total de las rentas de fuente chilena obtenidas por personas naturales extranjeras sin domicilio ni residencia en Chile o personas jurídicas constituidas fuera del país estarán afectas a un tributo adicional con tasa de treinta y cinco por ciento que se devengará en el año que se retiren o remesen las rentas de la empresa.

• Los contribuyentes afectos a este tributo gozarán de un crédito contra el señalado impuesto, equivalente a un diecisiete por ciento del monto de las cantidades gravadas que hayan estado afectas al impuesto de primera categoría.

GRACIAS

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