Anexos Informe Final Estudio GNL_22.12.2011

Anexos

Informe Final

Estudio

“Diagnóstico y Perspectivas para la Operación

de los Terminales de GNL en Chile”

Consultora MasEnergía Ltda.

22 de Diciembre de 2011

Anexos Estudio“ Diagnóstico y Perspectivas para la Operación de terminales de GNL en Chile” Página 2

Indice

Anexo A Marco Regulatorio Industria del Gas Natural Licuado ........................................................... 5

1. Normativa Examinada .................................................................................................................... 5

2. Visión General ................................................................................................................................. 6

3. Regulación en Cuanto a Capacidad para Importar GNL .......................................................... 7

4. Regulación en Cuanto al Terminal Marítimo .............................................................................. 7

4.1 Inscripción en el Registro Público de Operadores de la Industria del Petróleo

y del Gas .......................................................................................................................................... 7

4.2 Concesiones Marítimas ................................................................................................................. 8

4.3 Otras Normas sobre Seguridad en la Recepción de Materiales Inflamables y

Contaminación en Puertos ............................................................................................................ 9

5. Regulación en Cuanto a la Planta de Regasificación .............................................................10

5.1 Seguridad de las Plantas de GNL ..............................................................................................10

5.2 Responsabilidades de los Propietarios y Operadores ............................................................11

5.3 Normativa Técnica Aplicable, Certificación Independiente y Mantenimiento Preventivo..12

5.4 Sistema de Gestión de Riesgos .................................................................................................13

5.5 Trámites Para el Inicio de Actividades ......................................................................................13

5.6 Informes de Accidentes e Incidentes .........................................................................................13

5.7 Abandono de Plantas GNL .........................................................................................................13

6. Regulación en Cuanto al Transporte del Gas Natural Licuado Regasificado .....................14

7. Regulación en Relación al Sistema de Evaluación Ambiental ..............................................15


Anexo B Descripción de la Infraestructura Asociada a la Importación y Posterior

Comercialización del GNL en Chile ...........................................................................................17

1. Descripción de los Terminales de GNL en Chile .....................................................................17

1.1 Terminal GNL Quintero ................................................................................................................17

1.1.1 Localización ...................................................................................................................................17

1.1.2 Etapas del Proyecto .....................................................................................................................18

1.1.3 Capacidad de Descarga ..............................................................................................................18

1.1.4 Capacidades Nominales de Almacenamiento y Regasificación ...........................................19

1.1.5 Patio de Carga de Camiones ......................................................................................................20

1.1.6 Capacidades de expansión .........................................................................................................21

1.2 Terminal GNL Mejillones .............................................................................................................21

1.2.1 Localización ...................................................................................................................................21

1.2.2 Etapas del Proyecto .....................................................................................................................22

1.2.3 Capacidad de Descarga ..............................................................................................................24

1.2.4 Capacidades nominales de almacenamiento y regasificación ..............................................25

1.2.5 Patio de Carga de Camiones ......................................................................................................26

1.2.6 Capacidades de Expansión ........................................................................................................26

Anexo C Descripción Sistema de Gasoductos Relacionados con los Terminales de GNL .........27

1. Alcance ...........................................................................................................................................27

2. Glosario de Términos ...................................................................................................................27

3. Gasoductos Relacionados con Terminal de Quinteros ..........................................................28

3.1 Gasoducto Gas Andes .................................................................................................................28

3.1.1 Condición Original ........................................................................................................................28


3.1.2 Condición Actual ...........................................................................................................................29

3.1.3 Potencialidades .............................................................................................................................29

3.2 Gasoducto Electrogas ..................................................................................................................33



3.3 Gasoducto del Pacífico e Innergy ..............................................................................................39




4. Gasoductos Relacionados con el Terminal Mejillones ...........................................................43

4.1 Gasoductos Atacama y Taltal .....................................................................................................43




4.2 Gasoducto Norandino ..................................................................................................................46



4.2.3 Potencialidades: ............................................................................................................................47

4.3 Potencialidades Conjuntas: .........................................................................................................47

ANEXO A


Anexo A. Marco Regulatorio Industria del Gas Natural Licuado

1. Normativa Examinada

Artículo 19, números 24 (que establece el dominio del Estado sobre las reservas y depósitos de hidrocarburos) y 21 (libre iniciativa empresarial) de la Constitución Política de la República (la “Constitución”).

Ley Nº 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente, que establece el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) (la “Ley Ambiental”).

Ley N° 18.840, Orgánica Constitucional del Banco Central de Chile, que establece la libertad de importación de cualquier mercadería (la “Ley del Banco Central”).

Ley N° 20.402, que crea el Ministerio de Energía (la “Ley del Ministerio de Energía”).

Decreto Ley Nº 2.222, Ley de Navegación, de 1978, del Ministerio de Defensa Nacional, que regula las actividades concernientes a la navegación (la “Ley de Navegación”).

Decreto con Fuerza de Ley Nº 340, de 1960, sobre Concesiones Marítimas (la “Ley de Concesiones Marítimas”).

Ley N° 9.618, orgánica que crea la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), cuyo texto refundido, coordinado y sistematizado fue fijado por el Decreto con Fuerza de Ley N° 1 del Ministerio de Minería de 1986 (la "Ley de ENAP").

Decreto con Fuerza de Ley N° 323, de 1931, que contiene la Ley de Servicios de Gas, y sus modificaciones (la “Ley de Servicios de Gas”).

Decreto con Fuerza de Ley N° 1 del Ministerio de Minería de 1979 que establece registro público de operadores de la industria del petróleo y del gas (el “DFL N° 1 de Minería”).

Decreto Ley N° 2.224 de 1978, del Ministerio de Minería, que creó la Comisión Nacional de Energía (la “Ley de la CNE”).

Ley N° 18.410, que creó la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (la “Ley de la SEC”).

Decreto Ley 211 de 1973 sobre protección a la libre competencia (la “Ley de Defensa de la Competencia”).

Ley N° 20.063, que crea fondos de estabilización de precios de combustibles derivados del petróleo (la “Ley de fondo de estabilización”).

Decreto Ley N° 574, de 1974, que fija normas sobre la administración, tuición y disposición de los bienes del Estado (el "DL 574").

Compendio de normas aduaneras, que establece procedimientos de control para la importación e ingreso de gas natural (el “Compendio de Normas Aduaneras”).

ANEXO A


Decreto Supremo N° 277, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción de fecha 12 de junio de 2008, que contiene el Reglamento de Seguridad de Plantas de Gas Natural Licuado (el "Reglamento de Seguridad de Plantas de GNL").

Decreto Supremo N° 263 de 1995, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, publicado en el Diario Oficial de 8 de julio de 1995, que contiene e1 Reglamento sobre Concesiones Provisionales y Definitivas para la Distribución y el Transporte de Gas (el "Reglamento de Concesiones de Gas").

Decreto Supremo Nº 1340 BIS, del Ministerio de Defensa Nacional, de 1941, que contiene el Reglamento General de Orden, Seguridad y Disciplina en las Naves y Litoral de la República (el “DS N° 1340”).

Decreto Supremo N° 73, del Ministerio de Minería, publicado en el Diario Oficial de 3 de enero de 2006, establece reglamento para la aplicación de la Ley 20.063, que crea el fondo de estabilización de precios de combustibles derivados del petróleo ( el “DS N° 73”).

Resolución 292, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, publicado en el Diario Oficial de 5 de marzo de 2009, que establece requisitos para la autorización de laboratorios de ensayos, organismos de inspección y organismos de certificación, y el sistema de certificación de plantas de gas natural licuado (la “Res. 292”).

2. Visión General Las actividades de licuefacción de gas natural o de recepción, almacenamiento, transferencia o regasificación de gas natural licuado, a través de instalaciones industriales o Plantas de Gas Natural Licuado, sea en sus etapas de diseño, construcción, operación, mantenimiento, inspección y abandono, no están reguladas en Chile por normas legales especiales. Sólo a partir del año 2008 se aplica normativa especial, no legal sino que reglamentaria, pero únicamente respecto de los requisitos mínimos de seguridad de las Plantas de GNL (Reglamento de Seguridad de Plantas de GNL). Al no existir una normativa legal especial, que establezca alguna prohibición, restricción, limitación o necesidad de aprobación previa, es claro que estas actividades pueden desarrollarse libremente por cualquier agente económico, en aplicación de la garantía constitucional del derecho a realizar cualquier actividad económica, consagrada en el Artículo 19 N° 21 de la Constitución. No existe, por lo tanto, a diferencia de otras jurisdicciones, un régimen de concesión o autorizatorio administrativo especial. En la medida que se cumpla con la normativa técnica y de seguridad vigente, cualquier persona natural o jurídica, nacional o extranjera, puede importar GNL para su procesamiento y venta en Chile.

ANEXO A


Se excluye de este análisis, y se da por supuesto, la descripción de la normativa relativa a hidrocarburos en general. 3. Regulación en Cuanto a Capacidad para Importar GNL De conformidad a la amplia libertad de importación que consagra el Artículo 88 de la Ley del Banco Central y consistente con la garantía constitucional del derecho a realizar cualquier actividad económica que consagra el Artículo 19 N° 21 de la Constitución, cualquier persona natural o jurídica, nacional o extranjera, puede importar GNL para su procesamiento y venta en Chile. Ello, con tal que se realice con arreglo a las normas legales que regulen la actividad, las que se individualizan a continuación. 4. Regulación en Cuanto al Terminal Marítimo La construcción y operación de instalaciones portuarias para la recepción de GNL supone: (i) La obligación del operador portuario de inscribirse en el registro público de

operadores de la industria del petróleo y del gas que establece el DFL N° 1 de Minería;

(ii) La obtención de una concesión marítima por parte de la Subsecretaria de Marina del Ministerio de Defensa, y

(iii) El cumplimiento de las obligaciones relativas a seguridad establecidas en el Reglamento de Seguridad de Plantas de GNL y en otras disposiciones reglamentarias.

4.1 Inscripción en el Registro Público de Operadores de la Industria del Petróleo y del Gas El DFL N° 1 establece un registro, a cargo de la SEC, en el que deberán inscribirse las personas que produzcan, importen, refinen, distribuyan, transporten, almacenen, abastezcan o comercialicen petróleo, combustibles derivados del petróleo, biocombustibles líquidos, gases licuados combustibles y todo fluído gaseoso combustible, como gas natural, gas de red y biogás1.

1 Artículo 2 del DFL N° 1 de Minería.

ANEXO A


En dicho registro deberán identificarse las fuentes de abastecimiento de los productos objeto del giro, así como la ubicación de los depósitos e instalaciones respectivos2. Deberá darse cuenta, asimismo, de las transferencias o cambios en el dominio de los establecimientos, instalaciones y demás medios objeto de registro, así como del aumento o disminución de éstos3. 4.2 Concesiones Marítimas El uso de los bienes públicos consistentes en las playas y terrenos de playas fiscales, rocas, fondos de mar, porciones de agua dentro y fuera de las bahías, se entrega a particulares a través de concesiones marítimas, por el Ministerio de Defensa Nacional, a través de la Subsecretaría de Marina. Estas concesiones son otorgadas mediante Decreto Supremo, con los procedimientos, formas y condiciones establecidos en la Ley y el Reglamento de Concesiones Marítimas. Para las concesiones que consideren la construcción de puertos u otras instalaciones marítimas se aplican ciertas exigencias especiales, tales como: (i) Estudio y planos ilustrativos sobre vientos, mareas, corrientes, oleaje, sondaje y

detalles del fondo del mar; (ii) Estudio sobre la maniobrabilidad de las naves; (iii) Aprobación del proyecto por parte de la Dirección de Obras Portuarias del

Ministerio de Obras Públicas; (iv) Aprobación del plano y especificaciones de las obras, por parte de la

Comandancia en Jefe de la Armada, se considera la construcción de estanques u otros receptáculos destinados a almacenar cualquier clase de combustible para proveer de este elemento a las naves o descargar el que transporten, y cuyas cañerías, mangueras u otros medios de conducción lleguen a la línea de la costa o arranquen de ella;

(v) Otorgamiento de una garantía a favor del Fisco para cubrir el costo de retiro de las obras o construcciones adheridas al suelo que quedaren instaladas o sin retirar al término o caducidad de la concesión marítima;

(vi) Pagar en forma semestral o anual una renta, en la forma y condiciones establecidas en el Reglamento de Concesiones Marítimas; etc.

Los derechos y obligaciones del concesionario portuario se encuentran regulados por la referida ley y su reglamento, así como por el Decreto Ley N° 574 y lo que se disponga en el respectivo decreto supremo que concede la concesión.



ANEXO A


Debe aclararse que el concesionario no se hace dueño de los bienes sobre los que recae la concesión, sino que únicamente adquiere sobre los terrenos concesionados un derecho de uso y goce exclusivo, por un número determinado de años (que no puede exceder de 50 años renovables, si la concesión supone inversiones superiores a las 5.000 UTM). No obstante lo anterior, el concesionario sí goza de un derecho de propiedad sobre la concesión misma, el que está amparado por las garantías constitucionales del derecho de propiedad (Artículos 19 N° 24 y N° 26 de la Constitución). La concesión podrá caducarse, por la Subsecretaria para las Fuerzas Armadas del Ministerio de Defensa Nacional, cuando exista una infracción grave de las obligaciones del concesionario o de la normativa aplicable. Se podrá recurrir en contra de dicha declaración de caducidad a través de recurso de reconsideración ante la Subsecretaria de Marina, presentado dentro del plazo de 30 días contado desde la notificación de la resolución que declaró la caducidad4. Asimismo, de acuerdo al Artículo 58 del Reglamento de Concesiones Marítimas, el Estado se reserva el derecho de poner término a toda concesión, sin expresión de causa ni el otorgamiento de plazo alguno, y sin responsabilidad alguna para el Estado, salvo que decrete la terminación ipso facto o inmediata. Cabe tener presente que las concesiones marítimas se otorgan en forma independiente de otras autorizaciones sectoriales, incluídas las ambientales que deban ser otorgadas de conformidad a la normativa vigente. 4.3 Otras Normas sobre Seguridad en la Recepción de Materiales Inflamables y Contaminación en Puertos De acuerdo a la Ley de Navegación, la Dirección de Territorio Marítimo es la autoridad superior en las faenas que se realicen en los puertos, a cargo en materias de seguridad. Respecto del control de la contaminación, en particular del derrame de hidrocarburos y substancias nocivas, se dispone como regla general la prohibición absoluta de arrojar lastre, escombros o basuras y derramar petróleo o sus derivados o residuos, aguas de relaves de minerales u otras materias nocivas o peligrosas, de cualquier especie, que ocasionen daños o perjuicios en las aguas sometidas a la jurisdicción nacional, y en puertos, ríos y lagos5. La misma autoridad será la encargada del debido cumplimiento de los tratados internacionales aplicables sobre la materia (en especial, del Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación de las Aguas del

4 Artículo 7 de la Ley de Concesiones Marítimas.

5 Artículo 142 de la Ley de Navegación.

ANEXO A


Mar por Hidrocarburos, de 1954, y del Convenio sobre Prevención de la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y otras Materias, suscrito en Londres el 29 de Diciembre de 1972).6 Adicionalmente, el DS Nº 1340 impone condiciones para la movilización de explosivos y materias inflamables en general, en relación a las tipos de buques, a las maniobras de carga y descarga, incluyendo comunicaciones obligadas al capitán de puerto para obtener su autorización para las faenas de embarque, desembarque y trasbordo7, la mantención izada al tope del trinquete, la bandera "B" del Código Internacional de Señales, durante el día y un farol rojo visible en todo el horizonte durante la noche, horas hábiles para las faenas8, guardia especial de cuenta de la nave o de los agentes a fin de evitar accidentes9, etc. 5. Regulación en Cuanto a la Planta de Regasificación El diseño, construcción, operación y mantenimiento, construcción y operación de instalaciones de regasificación de GNL supone: (i) La obligación del operador de dicha instalación de inscribirse en el registro

público de operadores de la industria del petróleo y del gas que establece DFL N° I de Minería, y

(ii) El cumplimiento de las obligaciones relativas a seguridad establecidas en el Reglamento de Seguridad de Plantas de GNL.

Las obligaciones relativas al registro de operadores de la industria del petróleo y gas ya fueron explicadas. A continuación se describe la regulación relativa a temas de seguridad. 5.1 Seguridad de las Plantas de GNL Aplica en estas materias el Decreto Supremo N° 277, de 2008, dictado por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que aprueba el Reglamento de Seguridad de Plantas de Gas Natural Licuado.

6 Cabe señalar que existe un régimen de responsabilidad objetiva en esta materia. Todo daño provocado

por derrame de hidrocarburo y de toda otra sustancia nociva sobre el mar se regula por el Convenio Internacional sobre Responsabilidad Civil por Daños causados por la Contaminación de las Aguas del Mar por Hidrocarburos. 7 Artículo 115 del DS N° 1340.

8 Artículo 116 del DS N° 1340.

9 Artículo 126 del DS N° 1340.

ANEXO A


El reglamento tiene por finalidad: (i) Establecer los requisitos mínimos de seguridad que deberán cumplir las Plantas

de GNL, en las etapas de diseño, construcción, operación, mantenimiento, inspección y abandono, y

(ii) Definir las obligaciones de las personas naturales y jurídicas que intervienen en dichas actividades a objeto de desarrollarlas en forma segura.

Estas normas son aplicables también a las conexiones, brazos y tuberías de transferencia de GNL instaladas sobre muelle, pero no a las naves marítimas que transporten GNL, ni a las operaciones que se realicen a bordo de tales naves, ni a los vehículos terrestres que transportan GNL, ni a contenedores portátiles de GNL10. La autoridad a cargo de fiscalizar el cumplimiento de estas normas es la SEC11. En términos resumidos, el reglamento: (i) Define las responsabilidades de los propietarios y operadores, (ii) Identifica la normativa técnica aplicable, (iii) Exige un sistema de gestión de riesgos, (iv) Ordena que exista una certificación independiente de cumplimiento de la

normativa técnica, (v) Impone trámites e inscripciones previas a la iniciación de las actividades, (vi) Impone obligaciones de información respectos de accidentes e incidentes de

seguridad, y (vii) Establece normas respecto del abandono de las instalaciones. 5.2 Responsabilidades de los Propietarios y Operadores El reglamento hace responsable a los propietarios de las instalaciones respecto del diseño, construcción, inspección de construcción, modificación, y abandono de las Plantas de GNL y aspectos administrativos, tales como, notificación de inicio de obras, inscripción de la Planta de GNL, comunicación previa de puesta en servicio, que deben ajustarse a las disposiciones legales, reglamentarias y técnicas sobre la materia12. Por su parte, son los operadores de las Plantas de GNL quienes deberán velar por su correcta operación, mantenimiento e inspección posterior a la puesta en servicio13.

10

Artículo 4 del Reglamento de Seguridad de Plantas de GNL. 11



Artículo 6 del Reglamento de Seguridad de Plantas de GNL.

ANEXO A


5.3 Normativa Técnica Aplicable, Certificación Independiente y Mantenimiento

Preventivo

Respecto del diseño, construcción, instalación e inspección de construcción de las Plantas de GNL, se establece que en lo que no se encuentre específicamente regulado en disposiciones reglamentarias o normas técnicas oficiales vigentes, se utilizarán las especificaciones contenidas en la norma extranjera, internacionalmente reconocida, Norma NFPA 59A-2006, “Standard For The Production, Storage, and Handling Of Liquefied Natural Gas (LNG)", de los Estados Unidos de América. Para el caso de los estanques de hormigón exteriores a los estanques metálicos (contención total y doble contención), se deberá aplicar supletoriamente la Norma Europea EN 14620-3:2006, "Design And Manufacture Of Site Built, Vertical, Cylindrical, Flatbottomed Steel Tanks for the Storage of Refrigerated, Liquefied Gases With Operating Temperatures Between 0 °C and -165 °C - Part 3: Concrete Components". Se establecen otras normas especiales para el diseño sísmico y para las instalaciones eléctricas. Se aclara, sin embargo, que la SEC podrá aceptar proyectos que utilicen tecnologías diferentes, siempre que se mantenga el nivel de seguridad contemplado en el reglamento.14 Para las etapas de diseño y construcción, las Plantas de GNL deberán contar además con una certificación de conformidad respecto de las disposiciones y normas técnicas aplicables, otorgada por un Organismo de Certificación independiente.15 Respecto de la operación, mantenimiento e inspección de las Plantas de GNL, se establece también que en lo que no se encuentren específicamente regulado en disposiciones reglamentarias o normas técnicas oficiales vigentes, se utilizarán las especificaciones contenidas en la señalada Norma NFPA 59A-2006 de los Estados Unidos de América, y supletoriamente se deberá aplicar la Norma Europea EN-1160:1997, “Installations and Equipment for Liquefied Natural Gas. General Characteristics of Liquefied Natural Gas”. Admitiéndose también proyectos que utilicen tecnologías diferentes, siempre que se mantenga el nivel de seguridad contemplado en el reglamento16. El propietario u operador de la Planta de GNL tendrá la obligación de realizar un mantenimiento preventivo de la misma e inspecciones periódicas efectuadas por Organismos de Inspección de tercera parte17.

14





ANEXO A


5.4 Sistema de Gestión de Riesgos En cuanto a la gestión del riesgo, se exige que toda Planta de GNL cuente con: (i) Un Sistema de Gestión de Seguridad y Riesgos, (ii) Un Manual de Seguridad y (iii) Un experto profesional en prevención de riesgos. 5.5 Trámites Para el Inicio de Actividades Para efectos de iniciar las actividades de una Planta de GNL, se establecen las obligaciones de notificación a la SEC del inicio de obras, de inscripción de las instalaciones construidas ante la SEC y de una comunicación a la misma autoridad previa a la puesta en marcha. El reglamento aclara que la inscripción de la Planta de GNL no constituirá ni podrá entenderse como una aprobación por parte de la SEC18. 5.6 Informes de Accidentes e Incidentes El operador deberá informar a la SEC respecto de cualquier accidente o incidente que ocurra en sus instalaciones, debiendo entregar un Informe Preliminar dentro de las 24 horas siguientes a la ocurrencia del accidente o de su detección, y un Informe Final, dentro de los treinta días hábiles siguientes19. 5.7 Abandono de Plantas GNL Se dispone que el abandono de una Planta de GNL deberá efectuarse según procedimientos contenidos en el manual de mantenimiento de la Planta, el cual deberá incluir al menos mediciones continuas de gases combustibles en los componentes de dicha planta y en el medio ambiente, que permitan verificar la ausencia de mezcla gas-aire comprendida dentro de los límites de inflamabilidad de gases combustibles, durante la realización de tales procedimientos20. El reglamento dispone que previo al abandono se deban considerar las siguientes actividades:

18




ANEXO A


(i) Los estanques, instalaciones y componentes de la Planta de GNL abandonada deberán quedar desconectados de toda conexión de suministro o salida, purgados de gases y de líquidos combustibles, y sellados en todas sus conexiones;

(ii) La purga se deberá realizar con gas inerte, de acuerdo a lo especificado en la ya referida Norma NFPA 59A- 2006 de los Estados Unidos de Norteamérica21.

Cuando se abandone una Planta de GNL, el propietario deberá enviar un informe a la SEC, al igual que cuando se inicie el retiro de un estanque o de parte de las instalaciones de una planta22. 6. Regulación en Cuanto al Transporte del Gas Natural Licuado Regasificado Aplican aquí plenamente las normas de la Ley del Gas y del Reglamento de Concesiones de Gas. Básicamente, las empresas que presten servicio público de transporte de gas por una red o sistema de transporte, deberán estar legalmente constituidas en Chile y contar con una concesión definitiva de transporte de gas que las autorice para prestar tales servicios y para construir, mantener y explotar el sistema de transporte de gas correspondiente. Las concesiones de transporte pueden ser provisionales o definitivas. Las concesiones definitivas se otorgan por plazo indefinido23. Las concesiones provisionales otorgan derechos para realizar estudios de trazado de ductos de transporte o distribución; y las concesiones definitivas facultan a su titular para construir y operar la infraestructura, otorgándole además el derecho a imponer servidumbres en bienes públicos y privados. Las solicitudes de concesiones provisionales deberán ser presentadas a la SEC, junto una serie de antecedentes relativos al solicitante, las obras, el tipo de gas que se proyecta transportar, la ubicación de los puntos de origen y de destino, la ruta proyectada, la capacidad de transporte proyectada y la ubicación proyectada para las instalaciones complementarias, individualización de las propiedades fiscales, municipales o particulares que se verán afectadas por las servidumbres, y los estudios de factibilidad técnica y económica del proyecto. EI Presidente de la República resolverá acerca de las solicitudes de concesión, previo informe de la SEC, y podrá dictar el decreto supremo de concesión, el que será publicado en el Diario Oficial y reducido a escritura pública por el interesado dentro de los 30 días siguientes a la fecha de su publicación24.

21



Artículo 2 del Reglamento de Concesiones de Gas. 24

Artículo 8 del Reglamento de Concesiones de Gas.

ANEXO A


EI Ministerio de Energía podrá solicitar a la Corte de Apelaciones competente que declare el incumplimiento grave de las obligaciones de una concesión, antes de entrar en explotación, si no se hubieren ejecutado por lo menos dos tercios de las obras en los plazos establecidos o en las prórrogas de plazo que se otorgaren y no mediare fuerza mayor. Declarado el incumplimiento grave por la Corte, el Presidente de la República podrá decretar la caducidad de la concesión25. La empresa concesionaria de transporte es dueña y puede enajenar libremente o dar en garantía tanto la concesión como los bienes sobre los que recae o comprende, así como sus acreedores pueden embargar la concesión y los bienes ya referidos para pagarse de sus acreencias con el producto de la venta. Los terceros adquirentes quedarán naturalmente obligados bajo la concesión y deberán constituirse como empresas chilenas26. EI régimen de precios o tarifas por el transporte es libre. Los concesionarios de transporte deberán operar bajo el sistema de "acceso abierto", definido como el “ofrecimiento que las empresas concesionarias de transporte de gas realicen de sus servicios de transporte en igualdad de condiciones económicas, comerciales, técnicas y de información, respecto a su capacidad de transporte disponible.”27 7. Regulación en Relación al Sistema de Evaluación Ambiental La Ley Ambiental dispone que aquellos proyectos o actividades señalados en su artículo 10, considerados susceptibles de causar impacto ambiental, sólo podrán ejecutarse o modificarse previa evaluación de su impacto ambiental, para lo cual deben someterse al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA). El titular de alguno de aquellos proyectos o actividades debe presentar a la autoridad ambiental una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) o un Estudio de Impacto Ambiental (EIA), en este último caso cuando presenta al menos uno de los efectos, características o circunstancias que consigna en sus literales a) a f) el artículo 11 de la ley.28 Las

25

Artículo 18 de la Ley del Gas. 26

Artículo 46 de la Ley del Gas. 27

Artículo 11 del Reglamento de Concesiones de Gas. 28

Dichos efectos son: a) Riesgo para la salud de la población, debido a la cantidad y calidad de efluentes, emisiones y

residuos. b) Efectos adversos significativos sobre la cantidad y la calidad de los recursos naturales renovables,

incluido el suelo, agua y aire. c) Reasentamiento de comunidades humanas, o alteración significativa de los sistemas de vida y

costumbres de los grupos humanos.

ANEXO A


obligaciones de mitigación que en definitiva asume un titular de un proyecto de inversión a través del SEIA, se recogen en la correspondiente resolución de calificación ambiental. Todo proyecto de construcción y operación de una Planta de GNL genera varios de los efectos, características o circunstancias aludidos en el artículo 11, por lo que sin duda deberá ser sometido al SEIA a través de un EIA, y obtener la correspondiente Resolución de Calificación Ambiental en forma previa a su inicio, así como respetar las exigencias que imponen las normas de calidad ambiental vigentes, tanto primarias como secundarias, y las que se deriven de las normas de emisión que regulen actividades desarrolladas por el titular. Del mismo modo, la operación de estos proyectos estará sujeta al cumplimiento de normas de emisión relativas a los componentes marino, aire y ruido.

d) Localización próxima a población, recursos y áreas protegidas susceptibles de ser afectadas, así

como el valor ambiental del territorio en que se pretende emplazar. e) Alteración significativa, en términos de magnitud o duración, del valor paisajístico o turístico de una

zona. f) Alteración de monumentos, sitios con valor antropológico, arqueológico, histórico y, en general, los

pertenecientes al patrimonio cultural.

ANEXO B


Anexo B Descripción de la Infraestructura Asociada a la Importación y Posterior Comercialización del GNL en Chile 1. Descripción de los Terminales de GNL en Chile 1.1 Terminal GNL Quintero 1.1.1 Localización El proyecto se emplaza en la Bahía de Quintero, en las comunas de Quintero y Puchuncaví, pertenecientes a la Provincia de Valparaíso, V Región. El terreno donde se construyó es de forma aproximadamente rectangular, con una superficie de 40 Has.

Figura 1. Bahía de Quintero, Emplazamiento del Terminal de GNL

ANEXO B


1.1.2 Etapas del Proyecto

Dado la premura de contar con gas natural, especialmente para la generación de electricidad, en una primera etapa el Proyecto consideró la modalidad de Fast Track, que consistió básicamente en la construcción del muelle de GNL, la planta de regasificación y un estanque pulmón de capacidad de 14.000 m3 de GNL. El GNL se descargaba de los barcos metaneros al estanque pulmón y de éste a la planta de regasificación, para su posterior envío al gasoducto de Electrogas. El estanque pulmón permitía además mantener este proceso durante la maniobra de cambio de buque. Este periodo duró aproximadamente dos años, hasta la finalización del primer estanque definitivo de almacenamiento de GNL, en septiembre del 2009, en que se inicio la etapa normal de operación con almacenamiento en tierra. La operación en la modalidad Fast Track se caracterizó por:

Primera experiencia mundial en esta modalidad (barco permanente en muelle con estanque pulmón, descarga batch, etc).

Simultaneidad de Operaciones, ajustes de la planta y construcción.

Alta variabilidad horaria en entrega de gas, demanda variable, poco buffer en el gasoducto.

1.1.3 Capacidad de Descarga Hasta la fecha se han recibido buques de tipo membrana y esférico, con capacidades de entre 145.000 y 175.000 m3 de GNL con una tasa de descarga de 12.000 m3/h. El terminal funciona básicamente en dos estados operativos: descarga de GNL y “en espera”. Durante el estado operativo de descarga, el GNL es transferido a los estanques de almacenamiento ubicados en tierra. Durante el estado operativo en espera se recircula GNL por las instalaciones de descarga, a fin de que éstas se mantengan a baja temperatura hasta la llegada del próximo barco. Cuando el barco está atracado en el muelle, se determina un área de exclusión de 500 metros en torno al punto de descarga. En esta área no se permite el tráfico marino de ninguna embarcación no autorizada, ni el desarrollo de ninguna operación o actividad que pueda constituir una fuente de ignición en caso de derrame de GNL. Una vez amarrado el barco, y enfriados los brazos de descarga de GNL y de retorno de vapor de gas, se comienza a descargar el GNL a los estanques de almacenamiento. Esta actividad es controlada minuciosamente mediante

ANEXO B


instrumentación electrónica, de modo de resguardar la seguridad del barco y de las instalaciones del muelle y de tierra. La descarga del GNL se efectúa mediante las bombas de descarga del barco, a una tasa promedio de 10.000 a 12.000 m3/hr, de modo que el sistema permite descargar un barco tipo de transporte de GNL en un período medio de entre 12 y 15 horas. El GNL pasa a través de los 3 brazos de descarga que están conectados a un manifold común, desde el cual es entregado a dos tuberías de descarga, de 26 a 30 pulgadas de diámetro, que lo conducen hasta los estanques de almacenamiento, de 160.000 m3 de capacidad cada uno. Las instalaciones del cabezo de descarga del muelle cuentan además con un estanque amortiguador de transientes y con un estanque de separación de vapor, un sistema hidráulico para mover y posicionar los brazos, y un sistema de combate de incendio compuesto por una red de agua y monitores. La distancia desde la plataforma de descarga a los estanques de GNL es aproximadamente 2.000 m. Las tuberías de descarga están tendidas y ancladas a lo largo del muelle. Adicionalmente, existe una tubería de 16 pulgadas que se utiliza para la recirculación de los vapores recuperados en los estanques en tierra. Todas estas tuberías son de doble pared y están aisladas térmicamente, con el objeto de evitar el calentamiento del GNL y las sobre presiones por temperatura. A fin de mantener la temperatura criogénica de los equipos e instalaciones de descarga, durante el estado en espera y además, para evitar la generación excesiva de vapor, se recircula GNL desde los estanques de almacenamiento hasta la línea de descarga en el cabezo del muelle, utilizando para estos efectos una de las tuberías de descarga de GNL. El GNL es devuelto a los estanques por la otra línea. 1.1.4 Capacidades Nominales de Almacenamiento y Regasificación El Terminal GNL Quintero está compuesto principalmente por un muelle con capacidad para descargar buques de 120.000 a 265.000 m3 de capacidad. El Terminal tiene tres estanques de alta seguridad con una capacidad total para almacenar 334 mil m³ (brutos) de GNL: un estanque de 14 mil m³ (con 44,65 m de diámetro y 23,64 m de alto) que fue inaugurado en el segundo trimestre de 2009 y dos estanques de 160 mil m³ cada uno (con 82,40 m de diámetro y 55,42 m de alto). Los estanques están diseñados para resistir grandes sismos bajo normas internacionales (entre las que destacan la norma norteamericana NFPA59A). El gas natural licuado es almacenado a presión atmosférica a -160° Celsius en los estanques, los que son sellados. Tienen un sistema de dos compartimentos. El principal es de acero níquel y aluminio y fue diseñado para contener el GNL a bajas

ANEXO B


temperaturas. El secundario, de concreto fue concebido para asegurar que cualquier eventual filtración sea contenida y aislada. Las instalaciones de almacenamiento emplean sistemas de monitoreo avanzados para detectar inmediatamente derrames, filtraciones o fuego de gas líquido o gaseoso. Toda la tubería que entra y sale de los estanques, lo hace por la parte superior y sobre el nivel del gas almacenado, de modo de evitar filtraciones a través de válvulas y uniones. Adicionalmente, estos estanques poseen diversos sistemas de seguridad, como alarmas de nivel y cierres de emergencia. Finalmente, los estanques cuentan con aisladores antisísmicos que les permiten resistir sismos de muy alta intensidad y muy por encima de los que suelen suceder en Chile. Una vez que el gas natural licuado es descargado de los barcos metaneros y almacenado en los estanques de la planta de regasificación, se inicia el proceso de convertirlo nuevamente al estado gaseoso. Esta operación se realiza a través de bombas que llevan el GNL a presión desde los estanques hacia el área de regasificación, donde se encuentran los vaporizadores. El Terminal cuenta con dos vaporizadores de panel abierto (ORV), que funcionarán en régimen, y uno de combustión sumergida (SCV), que funcionará como respaldo. Cada uno de ellos posee una capacidad de regasificación de 5 millones de m3 por día. En términos simples, los vaporizadores de panel abierto (Open Rack Vaporizers, ORV) consisten en tuberías que son bañadas con una película de agua de mar a temperatura ambiente. Como el agua de mar se encuentra a una temperatura ambiente muy superior a la temperatura del GNL (entre 12 y 18 ° Celsius, dependiendo de la época del año, contra -160° Celsius), el GNL se calienta con el agua del mar, gasificándose. Igualmente, el vaporizador de respaldo, de combustión sumergida (SCV), hace pasar las tuberías de GNL por una piscina con agua que es calentada por medio de un calefactor alimentado con vapor de GNL. El intercambio de temperatura vaporiza el GNL, enviando el gas natural a la presión y temperatura adecuadas hacia los gasoductos de transporte. En resumen el Terminal cuenta con una capacidad de gasificación de aproximadamente 10 MMmcsd. 1.1.5 Patio de Carga de Camiones El patio de carga de camiones tiene dos islas de carga con una capacidad de 12 cisternas de 50 m3 de GNL cada una por día. El proceso de carga de cada camión (suponiendo que llega dentro del rango de temperatura aceptable) dura aproximadamente 2 horas incluyendo la carga misma, y los tiempos de controles, inspecciones y documentación. El patio tiene una capacidad de carga de 1.200 m3/día de GNL, aproximadamente 720 Mmcsd de gas natural equivalente.

ANEXO B


1.1.6 Capacidades de expansión

La capacidad de regasificación de GNLQ puede ampliarse a 15 MMmcsd, instalando una tercera unidad de vaporización, con un costo de entre US$ 40 y 50 millones. Para alcanzar la capacidad de gasificación de diseño, 19,4 MMmcsd se requiere la instalación de un tercer estanque de almacenamiento de 160.000 m3, para alcanzar de esta forma una capacidad máxima de 450.000 m3 de GNL. La inversión en este caso bordearía los US$ 250 millones. La capacidad de carguío de camiones puede ampliarse hasta 2.500 m3 por día. 1.2 Terminal GNL Mejillones 1.2.1 Localización El Proyecto está emplazado en Bahía de Mejillones, comuna del mismo nombre, Segunda Región de Antofagasta, Las instalaciones terrestres del proyecto están ubicadas en un terreno de 96 hectáreas. Las obras marinas del proyecto, se localizan sobre Concesión Marítima de terreno de playa; sobre zona de playa y sobre fondo de mar.

Figura 2. Ubicación Terminal GNLM

ANEXO B


1.2.2 Etapas del Proyecto El proyecto considera dos etapas de desarrollo. En la Etapa 1, actualmente en ejecución, el Terminal opera utilizando una unidad flotante de almacenamiento de GNL. En la Etapa 2, se considera la construcción de un estanque de almacenamiento de GNL en tierra que reemplazará la unidad flotante. El estanque en tierra está actualmente en construcción. Etapa 1 Considera:

Un muelle para descargar GNL desde barcos de transporte, dotado de dos sitios de atraque (Norte y Sur). En el sitio Norte permanece amarrada la unidad flotante de almacenamiento (FSU) y en el sitio Sur atraca el barco-transportador.

Un cabezo equipado con cinco brazos de carga y descarga de GNL (liquido): tres en el sitio Norte y dos en el sitio Sur.

Una Unidad Flotante de Almacenamiento (FSU) para almacenar el GNL.

Sistema de tuberías de descarga de GNL y de recuperación de vapores.

Plataformas de servicio (edificios técnicos y bombas de agua de mar para control de incendios).

Batería de equipos de regasificación (capacidad nominal de diseño de 5,5 millones de metros cúbicos estándar por día.

Sistema de manejo de vapores de GNL.

Un gasoducto de aproximadamente 8 kilómetros de longitud (para interconectar el Terminal con los dos gasoductos existentes, NorAndino y GasAtacama).

Equipos e instalaciones auxiliares (equipos detectores de gas, red de incendio, estanque de agua para red de incendio, etc.).

Edificios caseta de control de acceso, edificio de administración, taller y depósito, sala de control principal, edificios técnicos del muelle, subestación eléctrica principal, subestación de procesos).

Etapa 2 Considera:

Un estanque de almacenamiento de GNL del tipo contención total de 160.000 m3 de capacidad neta, con paredes y techo de hormigón. Actualmente en construcción.

Instalación en el muelle de una tubería de 32" para la transferencia de GNL desde el buque transportador hasta la planta de regasificaci6n.

Reagrupación de los brazos de descarga existentes considerando que el sitio de atraque Norte será el sitio de operación de descarga.

ANEXO B


Regasificación de LNG a GN

Calentamiento Regulación Medición

Electroandina

Otros Clientes Potenciales

GasAtacama Generación

SING

Etapa I: Fast Track (2010 – 2012)

FSU

Venta de gas natural

GNL Shuttle

GNL

GN

Power

Gasoducto Norandino

Gasoducto Atacama

Muelle

Regasificación de LNG a GN

Calentamiento Regulación Medición

Electroandina

Otros Clientes Potenciales

GasAtacama Generación

SING

Etapa II: Largo Plazo (2012 en adelante)

GNL Shuttle

GNL

GN

Power

Gasoducto Norandino

Gasoducto Atacama

Muelle

Estanque GNL

Capacidad + Ventas de GNL/GN

Figura 3. Etapas del Proyecto GNLM (diagrama explicativo)

ANEXO B


1.2.3 Capacidad de Descarga

Etapa 1 El Terminal funciona básicamente en dos estados operativos: “normal” y “descarga de GNL”. Durante el estado operativo “normal”, el GNL que está almacenado en el estanque de GNL de la FSU es enviado a la Planta de Regasificación ubicada en tierra. Durante el estado operativo de “descarga de GNL”, un barco-transportador arribado al Terminal transfiere su cargamento de GNL a la FSU. Durante el estado operativo de “descarga de GNL” se continúa enviando el GNL a la planta de regasificación y desde ésta a los gasoductos. En efecto, la entrega del Terminal no es afectada por el estado operativo del Terminal, salvo que durante el estado de descarga se generará mayor cantidad de vapor de gas, los que serán captados y recirculados hacia los estanques del barco-transportador. Es decir, la capacidad de despacho es la misma en estos dos estados. En el estado operacional “descarga de GNL”, una vez amarrado el barco-transportador, y enfriados los brazos de descarga de GNL y de retorno de vapor de gas (mediante la circulación de nitrógeno, durante la puesta en marcha del Terminal, o la recirculación de GNL, una vez operando), se comienza a descargar el GNL desde éste hacia la FSU. La transferencia de GNL no ocurre directamente de barco a barco, sino que cada barco está conectado al muelle a través de brazos de transferencia (de carga/descarga), por lo que el GNL baja del barco transportador al cabezo a través del brazo de descarga de 16”, desde el cual es entregado a una tubería que lo conduce a través del cabezo hasta los brazos de descarga similares ubicados en el sitio Norte, que lo transfieren a la FSU. Simultáneamente, los vapores producidos se retornan al estanque del barco-transportador mediante brazos y tuberías equivalentes. La descarga del GNL se efectúa mediante las bombas de descarga del barco-transportador, a una tasa promedio de entre 3.500 m3/hr y 4.000 m3/h, de modo que el sistema permita descargar el barco-transportador de GNL en un período neto de aproximadamente 36 a 48 horas. Esta tasa, relativamente baja, permite minimizar la generación de vapor (BOG) en la unidad flotante de almacenamiento. Para la descarga del GNL desde la FSU y su envío a la planta de regasificación (ubicada a aproximadamente 1.100 metros de distancia), la FSU utiliza sus propias bombas, que cuentan con capacidad suficiente para impulsar el GNL hasta la cota +25 m. El GNL es descargado al cabezo mediante los brazos de transferencia y desde ahí es conducido a través de una tubería que corre a lo largo del muelle hacia la planta de regasificación ubicada en tierra, pasando antes por un recondensador o absorbedor y luego por las bombas de alta presión de la planta, las que inyectan al líquido la presión necesaria para pasar por los regasificadores y posteriormente su envío al gasoducto de interconexión.

ANEXO B


Etapa 2 Durante la Etapa 2, el Terminal también funcionará según dos estados operativos: “normal” y “descarga de GNL”. Durante el estado operativo normal, el GNL que estará almacenado en el estanque de almacenamiento construido en tierra, será enviado mediante bombas a la Planta de Regasificación. Durante el estado operativo de descarga de GNL, un barco-transportador arribado al Terminal transferirá su cargamento de GNL al estanque en tierra. Durante el estado operativo de descarga de GNL se continuará enviando el GNL a la planta de regasificación y desde ésta a los gasoductos, de manera similar a la Etapa 1. En el estado de descarga, una vez amarrado el barco-transportador en el sitio Norte, y enfriados los brazos de descarga de GNL y de retorno de vapor de gas, se comenzará a descargar el GNL desde éste hacia el cabezo a través del brazo de descarga de 16”, desde el cual será entregado a una tubería que corre a lo largo del muelle hacia el estanque ubicado en tierra, a unos 1.100 metros de distancia del cabezo. Simultáneamente, los vapores producidos se retornarán al estanque del barco-transportador. La descarga del GNL se efectuará mediante las bombas de descarga del barco-transportador, a una tasa promedio de 8.000 a 8.500 m3/hr, de modo que el sistema permitirá descargar un barco-transportador tipo de GNL en un período medio de 18 a 24 horas. Durante el estado operacional normal, período en que no habrá ningún barco-transportador descargando GNL en el muelle, se requerirá mantener las instalaciones de descarga a bajas temperaturas, para evitar la generación excesiva de vapor cuando sean reutilizadas. Con este objeto se recirculará GNL desde el estanque hasta la línea de descarga en el cabezo del muelle y se retornará el por una línea de recirculación. No obstante, en caso de largos periodos entre dos descargas de GNL, se detendrá la recirculación y se dejarán las tuberías de descarga a temperatura ambiente, enfriándolas nuevamente cuando se requiera. El GNL será almacenado en un estanque de almacenamiento de 160.000 m3 de capacidad nominal. El estanque estará diseñado con aislamiento térmico para limitar la generación de vapor de gas a un máximo de 0,05% del volumen de GNL contenido en el estanque por día. 1.2.4 Capacidades nominales de almacenamiento y regasificación Etapa 1 El Terminal tiene una capacidad nominal de regasificación de 5,5 MMmcsd, lo cual permite disponer de una capacidad equivalente a 1.100 MW para generación eléctrica. Las instalaciones permiten descargar, almacenar y regasificar GNL y

ANEXO B


despacharlo mediante un ducto de entrega de gas natural de aproximadamente 8 kms de longitud a los gasoductos NorAndino y Atacama. A través del primero se abastecen la central termoeléctrica Mejillones y la central termoeléctrica Tocopilla, ambas de propiedad de E-CL, y con el segundo, se abastece la central térmica Atacama de propiedad de GasAtacama, todas pertenecientes al Sistema Interconectado Norte Grande (SING). También entrega en forma esporádica gas natural a la central térmica Taltal de propiedad de ENDESA, que pertenece al Sistema Interconectado Central (SIC). El diseño y supervisión de la construcción del Terminal lo realizó Tractebel Engineering, filial del Grupo GDF Suez, que cuenta con experiencia reconocida mundialmente en tecnología criogénica. El Terminal se construyó y opera hoy de acuerdo con los más altos estándares internacionales y nacionales de seguridad y en materia de tecnología y protección del medio ambiente. Durante el inicio de la Etapa 2, el diseño del Terminal considerará una demanda promedio de entrega de gas natural de 5,5 MMmcsd. Para dicho consumo, se estima una frecuencia media de arribo de un buque de GNL cada 18 días. Etapa 2 En esta etapa la planta de regasificación es la misma. El GNL será enviado hacia la planta de regasificación, desde el estanque de almacenamiento, pasando antes por un recondensador o absorbedor y luego por las bombas de alta presión de la planta, las que impulsaran al líquido con la presión necesaria para pasar por los regasificadores y luego el envío al gasoducto de interconexión. 1.2.5 Patio de Carga de Camiones No considera patio de carga de camiones 1.2.6 Capacidades de Expansión No contempla futuras expansiones, solo considera la construcción de un estanque de almacenamiento de 160.000 m3, más allá de eso dependería de la incorporación de nuevas demandas que hicieran necesario la expansión significativa del Terminal.

ANEXO C


Anexo C Descripción Sistema de Gasoductos Relacionados con los

Terminales de GNL

1. Alcance Descripción y capacidades de las redes de transporte de gas utilizadas para el transporte del GNL regasificado en los terminales y su cobertura. 2. Glosario de Términos Como una manera de uniformar criterios, se presenta a continuación un glosario de términos, específico para este tema: Gasoducto Troncal. Se refiere a la línea principal. Lateral. Gasoducto que nace del gasoducto troncal. Ramal. Gasoducto que nace de un lateral. Arranque. Gasoducto que nace de un ramal. Loop. En general se refiere a las líneas paralelas a la original. Su objetivo es aumentar la capacidad original de la línea. Pueden tener igual ó diferente diámetro a la tubería original. Dentro de un cierto margen, pueden ir por la misma ó diferente ruta que la línea original. Esto normalmente ocurre cuando se encuentran accidentes topográficos en terreno y no es posible construir el loop al lado de la línea original. Los loops pueden ser parciales ó totales. Se habla de loops parciales cuando sólo cubren un determinado tramo de la línea original y loops totales cuando cubren la longitud completa. GNL. Gas Natural Licuado. La composición del GNL y por lo tanto su poder calorífico, depende del proceso al que haya sido sometido el gas natural antes del proceso de licuefacción en el lugar de origen. Todos los GNL están mayoritariamente compuestos de metano, pero también tienen cantidades variables de etano, propano y hasta butanos. City Gate. Instalación de transferencia de gas entre una compañía transportista y una distribuidora. Los equipos principales de un city gate son una estación de medición de gas, provista generalmente de un sistema de transmisión de datos, que transmite hacia un centro de control ubicado en un lugar determinado desde donde se supervisa toda la operación del sistema. Line Pack Total. Volumen de gas total existente en el interior de un gasoducto ó sistema de gasoductos, medidos a condiciones standard. Es muy importante saber en todo momento cuánto hay de line pack acumulado en el sistema, ya que en caso de corte de gas, detención de una ó más estaciones compresoras, rotura de línea u otro evento, inmediatamente se tendrá una idea para cuanto tiempo se dispone de gas y si se requiere cortar algunos consumos para priorizar otros.

ANEXO C


Line Pack Util. Volumen de gas existente en un gasoducto ó sistemas de gasoductos, medidos a condiciones standard, pero hasta una presión límite mínima. En general, las centrales de ciclo combinado operan con presiones mínimas de alimentación de gas combustible para sus turbogeneradores de 400 psig aproximadamente. Esto significa que si la presión es menor a ese valor, entonces no podrán operar. Es decir, todo el volumen de gas que queda en el sistema bajo esa presión no les va a ser útil. Sin embargo las distribuidoras pueden operar a presiones bastante más bajas y por lo tanto lo pueden usar. KP. Kilómetro Progresivo, partiendo desde el origen de una línea. MAOP. Se refiere a la máxima presión de operación disponible de una línea (Maximal Availables Operation Pressure). Velocidad de Flujo. Es la velocidad a la que fluye el gas dentro de un ducto. Normalmente no debiera ser superior a 25 ft/seg (pie por segundo) unos 7.6 m/seg, en estado estacionario. Esto es con el objeto de que no se produzca un excesivo enfriamiento del gas que se acentúe posteriormente en los centros de reducción de presión. En estado transiente se permiten velocidades mayores, temporales (horarias), pero no más allá de 40 ft/seg. Condiciones Standard. Condiciones de presión y temperatura a la cual se expresa un volumen, flujo, poder calorífico, etc. Se puede elegir entre varias, por ejemplo, 14.696 psia y 60°F ó 1 Atm y 15°C ó 1 Kg/cm2 y 0°C, etc. Lo importante es que una vez elegida, se debe expresar todo en las mismas condiciones. Unidades de Flujo Volumétrico. Normalmente se usan los millones de m3 standard por día (MMmcsd). También son usados los miles de m3 standard por día (Mmcsd). Unidades de Flujo Energético. Normalmente se usan los millones de BTU por hora (MMbtu/hr), ó kilocalorías por hora (Kcal/hr) 3. Gasoductos Relacionados con Terminal de Quinteros 3.1 Gasoducto Gas Andes 3.1.1 Condición Original El Gasoducto GasAndes (GGA) fue originalmente diseñado para transportar gas natural desde la localidad de La Mora en Argentina, hasta Chena, en la Región Metropolitana de Chile. Entró en operación en 1997. En La Mora, el GGA está interconectado al Gasoducto Centro-Oeste (GCO) de Argentina, operado por Transportadora de Gas Del Norte (TGN). A su vez el GCO se inicia en Loma La Lata, en la Provincia de Neuquén y llega hasta Buenos Aires. Gasandes se diseñó para una capacidad de 4.5 MMmcsd sin compresión en La Mora. Tiene una longitud de 563 Km y un diámetro de 24”. Al implementar una estación compresora en ese lugar, la capacidad se incrementó hasta 8.5 MMmcsd.

ANEXO C


Posteriormente se agregó una segunda estación compresora en el Km 240 partiendo desde La Mora, con lo que la capacidad aumentó a 11.5 MMmcsd. La MAOP es de 1440 psig (99.3 barg). Este gasoducto se puso en operación en 1997. Posteriormente se construyó el lateral Codegua, en 20” y 56 Km de longitud, para transportar gas hacia las Centrales Térmicas de Candelaria en la VI Región. Además, desde este sector se construyó un ramal a Caletones de 6” de diámetro y 15 Km de longitud. Como el lateral Codegua fue diseñado para una MAOP de 1440 psig (99.3 barg), la capacidad de transporte de gas de que dispone es bastante más alta que las necesidades de las centrales térmicas de Codegua y Caletones. 3.1.2 Condición Actual Debido a la interrupción de las exportaciones de gas natural desde Argentina, este gasoducto se encuentra absolutamente subutilizado. Hoy en día su utilización se reduce a transportar cantidades reducidas de gas desde su interconexión con el Gasoducto Electrogas en Chena, tanto hacia Santiago como hacia el Lateral Codegua, incluyendo la interconexión en la ribera norte del Río Maipo, que entrega gas a la distribución hacia el sector de Puente Alto y zona sur de Santiago. También se está usando como almacenamiento de gas (como Line Pack). 3.1.3 Potencialidades Evidentemente el Sistema de Gasoductos de GasAndes, el cual incluye la línea de 24” La Mora-Chena, la de 20” a Codegua y la de 6” a Caletones, posee muchas potencialidades en términos de transporte y almacenamiento de gas. Hoy en día este sistema es abastecido principalmente por el Gasoducto Electrogas, manteniendo un pequeño abastecimiento intermitente de gas argentino inyectado por La Mora. Como ya existe una línea de 20” que llega a Codegua, siempre ha estado presente la idea de interconectar ese punto con el Gasoducto del Pacífico, a través de una línea en principio de 20” y 330 Km aproximadamente, en un punto cercano a la localidad de Pinto. La ventaja técnico-económica sería bastante importante, en el sentido de que a medida que ha ido transcurriendo el tiempo, la construcción de una nueva línea que interconecte el Gasoducto Electrogas hacia el sur se va haciendo cada vez más compleja, básicamente en términos ambientales y de derechos de

ANEXO C


paso. Se han estudiado otras alternativas de salir con gasoductos desde Electrogas hacia el sur, pero la anterior se ve como la más inmediata. Tal vez más adelante, cuando se copen las capacidades de las líneas ya instaladas, va a ser necesario pensar en otras salidas hacia el sur. Hoy en día ya se ha implementado una alternativa de “gasoducto virtual”, la cual consiste en transportar gas natural licuado por camiones especializados hasta una planta de regasificación ubicada en la Región del Bío Bío, por donde se inyecta el gas al Gasoducto del Pacífico. Para capacidades de transporte mayores hacia Bío Bío se requeriría de gasoductos ó directamente de la construcción de un terminal de regasificación de GNL en Talcahuano, como también ya se ha mencionado en algunas oportunidades. Con respecto al almacenamiento de gas, dependiendo de la presión de operación del sistema y la longitud de línea considerada, esto dado que la mayor parte del GGA está en Argentina, el line pack podría llegar a estar dentro de los siguientes valores aproximados: 6,81 MMmcs como LP Total y 2.85 MMmcs como LP Util, todo esto suponiendo 710 psig en Chena, una presión mínima de 400 psig para el LP Util, considerando el GGA hasta La Mora y el Gasoducto a Codegua. Si consideramos el GGA sólo hasta el sector de trampas (Km 115 desde Chena), entonces el LP Total baja a 2.14 MMmcs y el LP Util también disminuye a 0.89 MMmcs, todo esto a las mismas condiciones de presiones anteriores. Si la presión en Chena se subiera a 1400 psig, entonces el LP Total considerando el GGA hasta La Mora sería de 14.5 MMmcs y LP Util de 10.4 MMmcs. Análogamente al caso anterior, si consideramos el GGA sólo hasta el sector de trampas, entonces los valores para el LP Total y Util serían del orden de 4.65 y 3.39 MMmcs, respectivamente. A parte de los temas políticos y económicos que puedan existir en ó con Argentina y que en último término son los más gravitantes, todos sabemos que también hay al menos dos temas técnicos por lo que no es posible pensar aún en una restauración de las exportaciones de gas desde el vecino país: 1. En Argentina hay un parámetro que manejan las autoridades y que es la

relación en años, Reservas versus Consumos. Cuando partieron las exportaciones hacia Chile ese número estaba en alrededor de 17, es decir Argentina tenía reservas de gas recuperables para 17 años, al nivel de consumos de aquella época. Hoy ese número está en aproximadamente 7. Por lo tanto, mientras no suba a niveles de 12-14, Argentina no exportará gas

ANEXO C


en cantidades como lo hacía hasta 2007. Han bajado las reservas y les ha subido el consumo.

2. El GGA nace en La Mora, donde está conectado al Gasoducto Centro-Oeste (GCO), que a su vez parte en Loma La Lata y llega hasta Buenos Aires. Con el nivel de consumos que hay hoy en día, el GCO no dispone de capacidad para transportar gas adicional desde Loma La Lata hasta La Mora, para que se desvíe un flujo hacia Chile por GGA.

ANEXO C


Fig. 1. Gasoducto GasAndes

ANEXO C


3.2 Gasoducto Electrogas 3.2.1 Condición Original El Gasoducto Electrogas (GE) fue construido en 1997 y puesto en operación en febrero de 1998. Originalmente fue diseñado para transportar gas desde Chena (San Bernardo) hasta Lo Venecia (Quillota), con el objeto de abastecer las centrales de ciclo combinado ubicadas en este último lugar. También, para abastecer las compañías distribuidoras de gas de la V Región. El gasoducto se diseñó con un tramo de 30” de diámetro, desde Chena (KP 0) hasta el Cerro de Los Ratones (KP 11.8), donde cambia de a 24” hasta Lo Venecia. Este último tramo tiene una longitud aproximada de 111.2 KP lo que da una longitud total de 123 Km. Dos kilómetros antes de llegar a Lo Venecia posee un gasoducto lateral de 16” de diámetro y una longitud de 14.6 Km en dirección a la localidad de Colmo. En Colmo existe una estación de medición, donde se entrega a la distribución. De la misma forma hay estaciones de medición laterales en Tapihue (KP 73.8) Valle de Casablanca y Quebrada Escobares (KP 108.4), lugar cercano a Villa Alemana, también utilizadas para entregar a la distribución. En Chena el GE está interconectado al GGA, existiendo para esto una estación de medición de transferencia y una estación de regulación de presión. El tramo de 30” Chena-Los Ratones se diseñó para una presión de operación de 720 psig (50.6 Kg/cm2 ó 49.7 Bar), mientras que el tramo de 24” originalmente tenía una presión de operación máxima de 1180 psig (83 Kg/cm2 ó 81.4 Bar) El GGA transportaba regularmente gas desde Argentina y podía operar con presiones hasta 1440 psig (101.2 Kg/cm2 ó 99.3 Bar). En Los Ratones quedaron ubicadas las trampas de 30” y 24”, en un área lo suficientemente amplia como para instalar también una estación compresora. Para esto se dejaron instalados desde un comienzo los arranques con válvulas de corte para la interconexión de compresores. Entonces la idea era partir desde Chena con una presión máxima de 720 psig y continuar hasta Lo Venecia inicialmente sin compresión. A medida que las necesidades de gas en la V Región fueran incrementándose, en algún momento se haría necesaria la instalación de compresores.

ANEXO C


Dependiendo de la presión de entrega del GGA en Chena, la capacidad del GE es variable. De esta forma, si GGA hubiese entregado a 720 psig el GE llegaba a una capacidad máxima de 11 millones de m3 standard por día (MMmcsd), sin compresión, llegando a Lo Venecia a una presión de 430 psig, la cual es una presión adecuada para operar en las centrales de ciclo combinado. Con este perfil de presiones (720 y 430 psig) el line pack total del gasoducto troncal es de 1.51 MMmcs y suponiendo una presión límite de 400 psig, el line pack útil resulta 0.44 MMmcs. Al comienzo GGA entregaba con una presión de 463 psig un flujo total de 3.6 MMmcsd, de los cuales 0.15 MMscmd quedaban en Tapihue y otros 0.25 MMmcsd se extraían por Quebrada Escobares, llegando los restantes 3.2 MMmcsd a las centrales Nehuenco y San Isidro. Con esto, la presión de llegada a Lo Venecia era de 410 psig, con lo que se establecía un perfil de presiones que originaba un line pack total de 1.18 MMmcs y un line pack útil de sólo 0.11 MMmcs. 3.2.2 Condición Actual Actualmente las condiciones han cambiado principalmente por la caída de las importaciones de gas desde Argentina. Esto originó en 2004 la idea de implementar un proyecto de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL), de manera de independizarse del gas argentino. El lugar elegido para su implementación fue Quintero. Por aquella época un proyecto similar también comenzó a gestarse en la Zona Norte, más precisamente en Mejillones. Con esto comenzó el desarrollo de un gasoducto que uniera Quintero con Lo Venecia, de manera de conectarse al GE y que el gas fluyera en sentido contrario hacia Santiago. Hoy en día el Gasoducto Quintero-Lo Venecia ya está construido y operando y pertenece al sistema de transporte de GE. Fue diseñado en 24” de diámetro y tiene una longitud aproximada de 28 Km. La presión de operación máxima es de 1080 psig. La línea de 24” Lo Venecia-Los Ratones actualmente tiene una presión de operación máxima de 950 psig y la línea de 30” Los Ratones-Chena continúa con las 720 psig. En Los Ratones se instaló una estación de regulación de manera que la presión no sobrepase las 720 psig en la línea de 30”.

ANEXO C


GNL Quintero entrega a 943 psig (65 Bar). A esta presión la línea Quintero-Lo Venecia podría llegar a transportar un flujo de 12.2 MMmcsd, llegando con alrededor de 832 psig a Lo Venecia y con una velocidad de flujo de 25 ft/seg. Haciendo un ejercicio práctico, supongamos que de esos 12.2 MMmcsd, en Lo Venecia retiramos 4.4 MMmcsd y por el Lateral Colmo extraemos 1.2 MMmcsd. Si además se extraen 0.3 MMmcsd tanto por Quebrada Escobares como por Tapihue, entonces llegarán a Chena 6.0 MMmcsd, con una presión de 702 psig. En el diagrama de la Fig 2 se grafica esta situación. Nótese que en Los Ratones la regulación no actúa, ya que llega con una presión menor a las 720 psig. Por otra parte, se cumple con las velocidades de flujo en toda la longitud de la línea de 24” hasta Los Ratones, la cual llega a 14.9 ft/seg, bastante menos del límite de los 25 ft/seg. En la línea de 30” las velocidades son aún menores, del orden de 9.6 ft/seg y en el Lateral Colmo las velocidades también son bajas, 5.9 ft/seg. En el diagrama de la Fig 2 se grafica esta situación. Si aumentamos el flujo de entrega a 14 MMmcsd en Quintero, manteniendo las extracciones laterales a lo largo del gasoducto, se podría llegar a Chena con 7.8 MMmcsd, con el perfil de presiones del diagrama de la Fig 3. Nótese que en este caso la estación de regulación en Los Ratones debe actuar, con el fin de regular las 720 psig en la línea de 30”. En relación a las velocidades de flujo, se mantiene el perfil en el Gasoducto Quintero-Lo Venecia a pesar de haber aumentado el flujo, ya que también se incrementó la presión de partida a 1075 psig. En el resto del sistema no se superan los 18 ft/seg, incluyendo el Lateral Colmo.

ANEXO C


Fig. 2 Diagrama ejemplo distribución GNL Regasificado del Terminal Quintero

ANEXO C


Fig 3 Diagrama ejemplo distribución GNL regasificado del Terminal Quintero

ANEXO C


Fig. 4 Gasoducto Electrogas

ANEXO C


3.3 Gasoducto del Pacífico e Innergy 3.3.1 Condición Original Gasoducto del Pacífico (GP) fue diseñado para transportar hasta 9.0 MMmcsd desde Loma La Lata en la Provincia de Neuquén, Argentina, hasta Talcahuano. Para su trazado se usó la misma ruta del Proyecto del Gasoducto Transandino, proyecto que nunca se llevó a cabo, pero que dio origen no sólo al GP, sino que además a Electrogas en la V Región e Innergy en la VIII Región. Gasoducto del Pacífico fue la compañía que construyó el gasoducto troncal Loma La Lata-Talcahuano, más los laterales Charrúa, Paso Hondo, La Leonera. Su giro es transporte de gas. Fue inaugurado en noviembre de 1999. Innergy (originalmente SGN, Servicios de Gas natural) fue la compañía que iría construyendo laterales, ramales, arranque y los city gates requeridos para abastecer las necesidades que se fueran presentando. También su giro era transporte de gas. Entonces Innergy era la compañía que iba a entregar el gas a las distribuidoras en los city gates. La línea principal de GP se dimensionó en 20” de diámetro entre Loma La Lata y el KP 236, donde existe un área de trampas y futura estación compresora. Aquí el diámetro cambia a 24” y tiene una longitud aproximada de 138 Km, llegando a un sector de trampas cercano a la localidad de Recinto. Luego la línea vuelve a cambiar a 20” y 161 Km llegando así hasta Talcahuano, en frente a la entrada principal de la refinería Bío Bío. Las ubicaciones para las tres estaciones compresoras están en los KP 0.0, 98 y 236, respectivamente, partiendo desde Loma La Lata. A parte de la infraestructura anterior se construyeron varios laterales y ramales importantes: 1. Lateral Charrúa, saliendo hacia el sur en el KP 443, de 16” y 27 Km de

longitud. Esta línea llega hasta la central Térmica de Campanario. 2. Lateral Paso Hondo, saliendo hacia el sur desde el KP 462, de 10” y 73 Km.

Este lateral llega hasta Nacimiento y tiene dos ramales:

a. Ramal Laja en 6” y 8.6 Km, comenzando en el KP 44 del Lateral Paso Hondo.

b. Ramal Los Angeles, de 6” y 16 Km, partiendo desde el KP 65.8 del Lateral Paso Hondo.

3. Lateral La Leonera, partiendo en el KP 495, con un diámetro de 12” y una longitud de 34 Km.

ANEXO C


La razón de hacer el tramo cordillerano en 24” fue pensando en llegar a duplicar la capacidad hasta 18 MMmcsd, sin tener que construir un loop en cordillera. Para esto era sólo necesario construir loops en todo el tramo de 20” en Argentina, es decir 236 Km desde Loma La Lata hasta la trampa de 24”. De esta forma, GP sería capaz de poner 18 MMmcsd en Recinto, pensando en que 9 MMmcsd quedarían en la VIII Región y otros 9 MMmcsd continuarían hacia Santiago, por una línea de 20”, implementada con las estaciones de compresión necesarias, que sería materia de otro proyecto. En un lugar cercano a Pinto, GP dejó un área para instalar una futura estación compresora, que comprimiría hacia Talcahuano y hacia Santiago. 3.3.2 Condición Actual Por la misma razón que los demás gasoductos que cruzan de Argentina a Chile, GP e Innergy están muy subutilizados. Se han construido el Lateral Nueva Aldea, de 28 Km y 6” y el Lateral Planta de Edulcorantes, de 4” y 2.5 Km. Como ya se mencionó anteriormente, se ha implementado una alternativa de “gasoducto virtual”, que consiste en transportar gas natural licuado (GNL) por camiones especializados hasta una planta de regasificación ubicada en la Región del Bío Bío, contigua al sector de trampas de los laterales Nueva Aldea y Planta de Edulcorantes, donde se inyecta el gas a GP. 3.3.3 Potencialidades Las potencialidades de todo el Sistema GP – Innergy la verdad es que son enormes, dada la infraestructura con la que cuentan ambas compañías. Nos encontramos aquí con un sistema de transporte de gas que abarca y puede seguir extendiéndose de acuerdo a las necesidades, en una amplia región geográfica, bastante industrializada, no sólo en la Región del Bío Bío, sino que hacia regiones al norte o al sur de ésta. Sólo falta el gas. Este Sistema podría ser abastecido a través de un gasoducto que conecte la línea de 20” que llega a Codegua, propiedad de GasAndes, con la línea de 20” de GP en el lugar que se dejó para la 4ª estación compresora, cercana a Pinto. También podría abastecerse a través de un terminal de GNL, por ejemplo en Talcahuano,

ANEXO C


A diferencia de GasAndes, GP tiene sólo una de las limitaciones técnicas expuestas anteriormente, la de la relación Reservas versus Consumos. Esto es debido a que GP nace en el origen, es decir, Loma La Lata y no en otro gasoducto. Si se llegase a concretar una nueva exploración en la Cuenca Arauco-Valdivia y en el evento de que se encontraran reservas recuperables importantes, todo el sistema de gasoductos GP-Innergy cobraría aún más importancia. Hace algunos años atrás se estudiaron alternativas de rutas para gasoductos, pensando en que la producción de gas costafuera llegaría a un punto cercano a la ribera norte de la desembocadura del río Toltén. Desde este punto se estudiaron dos trazados para llevar gas a la Región del Bío Bío. La primera fue una ruta costera que llegaría al sector de Coronel, más precisamente a interconectarse con el Lateral La Leonera en Villa Mora. La segunda consideraba un trazado que llegase a interconectarse con el Lateral Paso Hondo en Nacimiento. Las longitudes son de uno 260 y 210 Km, respectivamente. Cuando se recorrió el terreno se pudo constatar que constructivamente era bastante más fácil la segunda, puesto que la primera, que está más hacia la costa, la topografía es más compleja. Una línea de 12” hasta Nacimiento podría transportar 2 MMmcsd.

ANEXO C


Fig. 5 Gasoducto del Pacífico e Innergy

ANEXO C


4. Gasoductos Relacionados con el Terminal Mejillones 4.1 Gasoductos Atacama y Taltal 4.1.1 Condición Original El Gasoducto Atacama (GA) fue diseñado para transportar hasta 8.5 MMmcsd desde Coronel Cornejo, provincia de Salta, Argentina, hasta Mejillones en la Región de Antofagasta. Tiene una longitud total de 942 Km, de los cuales 531 Km están en Argentina y 411 Km en Chile. El diámetro de la línea es de 20” en toda esa longitud. Comenzó a operar en 1999. Posee el Lateral Dominador de 3” y 22.6 Km de longitud, a la altura del KP 806 desde Coronel Cornejo (KP 275 desde la frontera). La MAOP de estos gasoductos es de 1450 psig (100 bars). En su diseño original el GA iba a ser implementado con 5 estaciones compresoras, de las cuales sólo se alcanzaron a implementar 3 (Cornejo EC 1, Volcán EC 3 y Rosario EC 4). En la ubicación El Quemado (EC 2) sólo quedaron instaladas las trampas, mientras que en Tuina (EC 5), en territorio chileno se implementó una Estación de Medición de Transferencia Bidireccional. Por su parte en Gasoducto Taltal (GTT) fue dimensionado para transportar 1.0 MMmcsd desde Mejillones hasta Paposo, para abastecer las centrales térmicas que se construyeron en ese lugar. El primer tramo desde Mejillones hasta La Negra fue construido en 16” y tiene una longitud de 87.3 Km. El segundo tramo, desde La Negra hasta Paposo es de 12” y tiene un largo de 139.1 Km, lo que totalizan 226.4 Km. Posee el Lateral Altonorte en 4” y 1 Km de longitud. La MAOP de estas líneas también es de 1450 psig (100 bars). 4.1.2 Condición Actual El Sistema de Transporte de gas GA y GTT también está muy subutilizado, al igual que todos los otros sistemas de las zonas Central, Centro Sur y Norte, producto de las interrupciones de las exportaciones de gas desde Argentina.

ANEXO C


Desde que entró en operación el Terminal de Regasificación de GNL de Mejillones en 2009, este sistema ha sido abastecido con gas en forma intermitente, más que nada cuando se requiere que entren en servicio las centrales térmicas de Paposo. La presión a la cual se recibe el gas desde el Terminal de Regasificación está en el rango de 60 a 65 bars (870 a 943 psig). Otro uso que se le ha dado es el almacenamiento de gas, para lo cual se utiliza la línea desde Tuina (EC 5) en territorio chileno hasta Mejillones incluido también el GTT. Tanto el gas que fluye al Lateral Dominador en GA como el que va hacia el Lateral Altonorte, son cantidades menores para toda la infraestructura de transporte existente. 4.1.3 Potencialidades Está claro que un sistema de transporte de gas de la magnitud de GA en conjunto con GTT conectados a un terminal de Regasificación de GNL tiene grandes posibilidades de abastecer un amplia extensión geográfica, técnicamente hablando todo es posible, sólo depende de que haya gas disponible y condiciones económicas favorables. Este es un sistema que incluso podría expandirse hacia el norte a las Regiones de Tarapacá y la de Arica y Parinacota. Estas regiones están en una posición muy parecida a la que actualmente está la región del Bío Bío, en el sentido de que si lo requirieran, podrían ser abastecidas en una primera etapa por camiones transportadores de GNL, en espera de la construcción de un gasoducto ó de otro terminal de regasificación en alguna de esas regiones. La distancia entre Mejillones e Iquique por ejemplo, es del orden de 400 Km, en comparación con la desde Quintero a nudo Pemuco, donde está la planta de ragasificación de los camiones de GNL, 45 Km al sur de Chillán, lo que da una distancia total de 600 Km, distancia muy parecida a Mejillones-Arica. Una ruta de gasoducto hacia Iquique estaría por debajo de los 400 Km, aproximadamente 380 Km. Mirando hacia el sur, es decir hacia la Región de Copiapó ocurre algo similar.

ANEXO C


Fig. 6 Gasoductos Atacama y Taltal

ANEXO C


4.2 Gasoducto Norandino 4.2.1 Condición Original El Gasoducto Norandino (GN) fue diseñado para transportar hasta 7.1 MMmcsd desde un lugar cercano a Pichanal, Provincia de Salta, Argentina, hasta la Región de Antofagasta. Entró en operación el año 1999. La línea principal es de 20” y tiene una longitud de 702 Km desde Pichanal hasta Crucero. En este punto, GN se bifurca en dos laterales: 1. Lateral Tocopilla construido en 12” con una longitud de 78 Km. 2. Lateral Mejillones, de 16” y 155 Km de extensión. Desde el Lateral Mejillones nace un Ramal en el KP 40 (Crucero KP 0.0) de 8.3 Km y 4”. También desde ese lateral parte el Ramal Coloso en el KP 119, con una longitud de 105 Km y 16” de diámetro. Además, el Ramal Coloso tiene un Arranque corto de 700 m de longitud en el KP 67 (KP 0.0 de Ramal Coloso es el punto de interconexión con el Lateral Mejillones). El GN contemplaba tres estaciones compresoras todas ubicadas en Argentina, en los KP 0.0, 185 y 336, respectivamente, que se iban a poner en servicio a medida que se requirieran. 4.2.2 Condición Actual El Sistema de Transporte de GN no escapa a la subutilización, como todos los anteriores. Al igual que GA y GTT desde que entró en operación el Terminal de Regasificación de GNL de Mejillones en 2009, el sistema de GN ha sido abastecido con gas en forma intermitente, más que nada cuando se requiere que entren en servicio las centrales térmicas de Paposo. Al igual que GA, la presión de recepción desde el Terminal de Regasificación de GNL está en el rango de 60 a 65 bars (870 a 943 psig). También se le ha dado el uso de almacenamiento de gas.

ANEXO C


4.2.3 Potencialidades: De la misma forma que GA y GTT, al estar interconectado a un terminal de Regasificación de GNL tiene grandes posibilidades de abastecer una amplia extensión geográfica. Por el hecho de llegar hasta Crucero está aún más cerca de Iquique, a no más de 260 Km por una ruta de gasoducto. 4.3 Potencialidades Conjuntas: Tanto GN como GA, por tratarse gasoductos prácticamente paralelos, podrían prolongarse desde el norte de Argentina hasta Bolivia, de manera de transportar gas directamente desde ese país hacia Chile, si las relaciones políticas cambiarán. Con la capacidad de transporte de ambos, se podría llegar a enviar hasta 15.6 MMmcsd e incluso ser incrementada, pensando en una planta de licuefacción de GNL en territorio chileno o proyectos petroquímicos. Todo esto sustentado por las reservas de gas requeridas y los acuerdos correspondientes entre los países involucrados.

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Anexos Informe Final Estudio GNL_22.12.2011