¿SOUTHERN CONE INTEGRATION FULL SPEED AHEAD Rios.pdf · URUGUAY VENEZUELA BOLIVIA ... Las inversiones en infraestructura demandarán al menos 10.000 MM US$ en los proximos 10 años

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¿¿SOUTHERN CONE INTEGRATION SOUTHERN CONE INTEGRATION FULL SPEED AHEADFULL SPEED AHEAD? ?

GAS ENERGY LATIN AMERICAGAS ENERGY LATIN AMERICA

Alvaro Rios RocaLa Jolla, May 14 2008

Institute of the Americas

www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 2

Latín AméricaSUMMARYSUMMARY

I. REGIONAL NATURAL GAS BALANCE

• Argentina• Chile• Brasil• Bolivia• Perú• Colombia and Venezuela

II. FINAL CONSIDERATIONS – INTEGRATION?

III. SOMETHING ABOUT GAS ENERGY LATIN AMERICA


Latín América

Venezuela

Santiago

Gasoducto Existente

Gasoducto Previsto

ARGENTINA

COLOMBIA

ECUADOR

PERU

BRAZIL

PARAGUAY

URUGUAY

VENEZUELA

BOLIVIA Cuiabá

Belo Horizonte

Porto Alegre

Buenos Aires

Lima

VitóriaRio de Janeiro

São Paulo

Recife

Salvador

Montevideo

La Paz

Fortaleza

Caracas

BogotáManaus

Porto Velho

Urucu

Pisco

Brasília

OfertaTcf

DemandaTcf

Fuente: Autoridades Energéticas de los PaísesElaboración: Gas Energy

2008-2020

Actual

17 4

Perú

1 7Chile

1737

Argentina

222

Bolivia

23 28

NuevasReservas ??

Brasil

192

19

4 6

Colombia

3 1

Ecuador


Latín América

Las inversiones en infraestructura demandarán al menos 10.000 MM US$en los proximos 10 años

SUR BRASIL MM us$

Ampliación TBG 1.000

Urug-P. Alegre 320

Otros Transporte 1.000

Distribución 500

Centrales 2.000 BOLIVIA MM us$

Ampliaciones Tr. 400

CHILE MM us$

Generación 800

Terminal GNL 500

Gas desde Perú 2.000

ARGENTINA MM us$

Ampliación

Cap. Transporte 700

Gasoducto NEA 1.000

Terminal GNL? 500

METHANEX

MONTEVIDEO

URUGUAIANA

PORTO ALEGRE

SAN SEBASTIAN

BAHIA BLANCA

EL CONDOR

PAYSANDU

MEJILLONES

TOCOPILLA

LOMA LA LATA

CUIABASANTA CRUZ

SAN PABLO

SANTIAGO

CONCEPCION

BUENOS AIRES

CORNEJO

TUCUMAN

PARANA

SAN JERONIMO

RIO DE JANEIRO

SAO MATEUSBELO HORIZONTE

19

15

6

3

9

3330

5

3 7

9

8

23

CAMISEA

LA PAZ2,5

14

7

30

En operación

En Proyecto

En Estudio

Estudio, transporte GNL

En Construcción

Cap. de transporte(MMm3/día)

RANCAGUA

11

20

PISCO

LIMA

CAMPO DURAN

MADREJONES

METHANEX

MONTEVIDEO

URUGUAIANA

PORTO ALEGRE

SAN SEBASTIAN

BAHIA BLANCABAHIA BLANCA

EL CONDOR

PAYSANDU

MEJILLONES

TOCOPILLA

LOMA LA LATA

CUIABASANTA CRUZ

SAN PABLO

SANTIAGO

CONCEPCION

BUENOS AIRES

CORNEJO

TUCUMAN

PARANAPARANA

SAN JERONIMO

RIO DE JANEIRO


19

15

6

3

9

3330

5

3 7

9

8

23

CAMISEA

LA PAZ2,5

14

7

30

En operaciónEn operación

En ProyectoEn Proyecto

En EstudioEn Estudio


En Construcción

Cap. de transporte(MMm3/día) Cap. de transporte(MMm3/día)

RANCAGUA

11

20

PISCO

LIMA

CAMPO DURAN

MADREJONES

INTEGRACIINTEGRACIÓÓN ENERGN ENERGÉÉTICATICA* Planes entre Gobiernos y empresas del Cono Sur 2003/2006


Latín América

INTEGRACIINTEGRACIÓÓN ENERGN ENERGÉÉTICATICAVisión de CAF en 2006/7




• Argentina• Chile• Brasil• Bolivia• Peru• Colombia y Venezuela

II. INTEGRATION? FINAL CONSIDERATIONS



Latín América

DisponibilidadeDisponibilidade

131,0

Industrial37,4GNC7,8

Térmico35,9

Residencial31,4

Otros8,1

-Valores en Mm³/d

-Otros (Comercial, Entes Oficiales y Sub Distribuidoras)

8,9

EXPORTAEXPORTAÇÇÕESÕES

ImportaciImportacióón n BoliviaBolivia

4,7

126,3(Prod 135,9)

TOTALTOTAL120,6120,6

Chile7,5

Uruguay0,4

Brasil1,0

1,5

Consumo del Sistema y Consumo del Sistema y PerdidasPerdidas

OFERTAOFERTA DEMANDADEMANDA

Fuente: Enargas y Secretaria de Energía

DEMANDA + EXPORTACIONES

Ene-Dic 2007 /Ene-Dic 2006Var. 0,4%

-3%

-6%

39%

32%

5%

-53%

-23%

Ene-Dic 2007/

Ene-Dic 2006

CRISIS ENERGCRISIS ENERGÉÉTICA ARGENTINATICA ARGENTINABalance Oferta x Demanda 2007Balance Oferta x Demanda 2007


Latín América

1,592,49

3,905,02

6,99

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

jun-

04ju

l-04

ago-

04se

p-04

oct-

04no

v-di

c-04

ene-

feb-

05m

ar-0

5ab

r-05

may

-ju

n-05

jul-0

5ag

o-05

sep-

05oc

t-05

nov-

dic-

05en

e-fe

b-06

mar

-06

abr-

06m

ay-

jun-

06ju

l-06

ago-

06se

p-06

oct-

06no

v-di

c-06

ene-

feb-

07m

ar-0

7ab

r-07

may

-ju

n-07

jul-0

7ag

o-07

sep-

07oc

t-07

nov-

dic-

07en

e-

2004

2005

2006

2007

2008

usd/MMBtu

Promedio añoPrecio de venta de gas de ENARSA en ArgentinaPrecio de Importación de Bolivia a Argentina

Evolución mensual del precio del gas natural importado y precio de venta para segmento

industrial y generación city gate BA(*)

PRECIOS EN ARGENTINAPRECIOS EN ARGENTINA

de importación


Latín América

592.869

540.429516.662

541.548

683.796

745.331

829.454

438.951 446156423.818

619.295

579.056

774.307

743.927

541.857

713.755

612.496

817.327806.876

688.333

62,366,3

63,167,5 68,6

72,975,9

83,5

94,9

101,6105,8

116,2

122,9125,8 125,4

138,1

143,5141,3 141,9 142,7

34,130,7

25,2 24,121,6 19,4 19,6 20,3 19,9 18,4 19,3 19,0 18,5 17,8 15,6

12,2 10,3 8,5 8,6 8,2

-

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

900.000

1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Milh

ões

M3

-

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

Milh

ões

M3/

d e

Res

/Pro

d em

ano

s

Reservas Provadas Produção Relação Res/Prod anos

Privatización 92/93: inversiones, elevación del consumoIntervención del Gobierno: precios congelados, reducción inversiones, elevación del consumo

Concentración Competición y Regulación Confusión

Reforma del sector:privatización, desconcentración y nueva regulación

Intervención y quiebra del modelo

CRISIS ENERGCRISIS ENERGÉÉTICA ARGENTINATICA ARGENTINARelaciRelacióón Reservas / Produccin Reservas / Produccióónn


Latín América

Este balance considera el pasar 50% de las reservas probables a probadas, sin tener que cambiar la urgente necesidad de alterar la matriz energética

137,1 136,3 139,5131,8

123,9116,2

109,0102,5

130,6

145,8 149,3 152,9160,5

164,5168,5

117,9122,2

126,2 129,6 133,1

136,8140,6

144,4 148,5141,8137,5

156,7

0

50

100

150

200

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Mm

³/d

Disponibilidade Volume propostoVolume que falta para atingir o contrato Demanda InternaDemanda Interna + Exportações

Volumen que falta para atingir contrato + Volumen Propuesto = Volumen Contrato YPF Enarsa

ESCENARIO DE GAS NATURAL EN ARGENTINAESCENARIO DE GAS NATURAL EN ARGENTINABalance Oferta x DemandaBalance Oferta x Demanda


Latín América

DÉFICIT

Programa GASPLUS

(incentivar nuevaexploración)

AmpliaciónCapacidadTransporte

Menor Producción

VeranoInyección

Terminal RegasBuenos Aires y

Montevideo

Terminal RegasBahía Blanca

Nuevas Térmicas

AumentoRetención

Exportaciones

Nuevo ContratoBolivia

RETOS DEL MERCADO DE GN EN ARGENTINA RETOS DEL MERCADO DE GN EN ARGENTINA Medidas de EmergenciaMedidas de Emergencia


Latín América

“IMPUESTO DE LAS RETENCIONES”

Equivalente al mayor precio de importación de gas, ex:

– Ejemplo de aplicación:

• Precio venta del contrato = 3,50 + Imp. Retenciones (7,8) Precio Final = 11,3 USD/MMBTU

• La mayor parte de contratos están arbitrando comercialmente sobre la aplicación del

impuesto de retenciones visto que no había esa figura en los contratos

• Si el comprador no paga las retenciones el Precio de Venta = 3,5 – 7,8 = -5,0

USD/MMBTU (perjuicio del exportador)

• Estas operaciones se tornaron inviables, visto que ni Chile en Methanex ni AES

Uruguayana pueden pagar este precio

• Este esquema permite al Gobierno Argentino garantizar el gas en su mercado

interno, o sea, el gas no se corta, solo el precio es con retenciones (no ha fuerza

mayor en contratos)

CAMBIOS REGULATCAMBIOS REGULATÓÓRIOSRIOSMercado Argentino - Actualidades


Latín América

LNG BAHIA BLANCA

La fecha mirada para recibir el primer barco es Mayo 28, pero existen muchos problemas ambientales para aprobar las obras

Capacidades:

– Almacenaje: 80 Mm³ equivalentes a 135 mil m3 de LNG

– Regasificación: 10 Mm³/d (8 días de operación a plena carga)

Están contratadas 4 cargas para invierno de 2008 y mas dos en cierre;

La intención es contratar 4 cargas mas, con un total entre 8 y 10;

El importador es YPF con cargas de Trinidad Tobago en su mayor parte

El comprador de gas es ENARSA que va a distribuir por el mercado final

Se habla de precios en cerca de US$ 14/MMbtu

LNG EMERGENCIALLNG EMERGENCIALMercado Argentino - Actualidades


Latín América

Bahia BlancaN

eubaII

Neuba II

Neuba I

San Martin

Neuba I

Gasoduto de ExportaciónGasoduto de DistribuciónTGSTGN

24-30

36

24

DIAMETRO (in)

26,33.143San Martin

28,9682Neuba II

14,1643Neuba I

CAPACIDAD (Mm³/d)EXTENSION (km)GASODUCTOS

FUTURO GNL


Latín América

0

20

40

60

80

100

120

140

160

MMm3/dia

Consumo Industrial

Cons.UTE (sem bicombustível)

Outros

Oferta Local

BALANCE OFERTA X DEMANDA DE GN BALANCE OFERTA X DEMANDA DE GN Argentina (2008Argentina (2008--2009) 2009)

Mismo considerando las UTEs bi-combustible con fuel oil, la oferta local < demanda total del sistema durante el invierno. Como solucionar?

Mismo considerando las UTEs bi-combustible con fuel oil, la oferta local < demanda total del sistema durante el invierno. Como solucionar?

Deficit de 16 MMm3/dia en jun/2008 y 18 MMm3/dia en jun/2009Deficit de 16 MMm3/dia en jun/2008 y 18 MMm3/dia en jun/2009

Análisis Conjunto Gas Energy – PSR








Latín América

Hídrico Térmico

2.936 MW4.635 MW

GasCarbón

OtrosGasoil

1.857872127 80

Potencia Total Instalada: 7.571 MW

CHILECHILEDemanda TDemanda Téérmica y la Dependencia del GN 2007rmica y la Dependencia del GN 2007

Consumo de gas de ~ 8,0 Mm³/día para atender la Demanda Térmica de 1.857 MW instalados Fuente: Energética Chile


Latín América

- GasAtacama- Norandino

- Bandurrias- Methanex

- GasAndes- Gasoducto del Pacífico

CHILECHILEGASODUTOS DE IMPORTACIGASODUTOS DE IMPORTACIÓÓNN

Fonte: GASCO Chile


Latín América

Basicamente la Cuenca Noroeste corto los volumes exportados

Mismo ha caído mas de la mitad de Mayo a Junio/07, el mes de Julio hubocortes de 100% del suministro

12,5 12,2

1,4 1,2

16,216,2

0,02,04,06,08,0

10,012,014,016,018,0

Julio2005

Agosto2005

Julio2006

Agosto2006

Julio2007

Agosto2007

Mm

³/dia

Noroeste Neuquen Austral

CRISIS ENERGCRISIS ENERGÉÉTICA CHILETICA CHILECortes Crecientes en ImportaciCortes Crecientes en Importacióón de Argentinan de Argentina


Latín América

6,404,303,132,512,352,532,402,31US$/MMBTU

20072006200520042003200220012000Año

CHILECHILERESTRICCIONES DE GAS A CHILE Y ALZA DE PRECIOSRESTRICCIONES DE GAS A CHILE Y ALZA DE PRECIOS

Alza de Precios para financiar crisis energética en ArgentinaGobierno Argentino acaba de anunciar nueva alza de impuestos

Fuente: GASCO Chile


Latín América

ESTADESTADÍÍSTICAS DE MERCADOSTICAS DE MERCADOExportaciones Argentina (Cuenca Austral) Chile

Media 2006: 5,5 Mm³/d

Media 2007: 2,0 Mm³/d

Gas Natural Exportado por la Argentina (Cuenca Austral) a Chile (Methanex)


Latín América

Elaboración: Gas Energy

CHILECHILEBalance Oferta x DemandaBalance Oferta x Demanda

30,830,029,328,527,426,826,1

24,023,122,621,220,419,719,017,917,316,716,115,214,7

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Mm

3/d

Argentina Produção Expansão GNLDemanda Total Demanda Não Térmico

Fonte: CNE Chile


Latín América

Precios muy altos de la energía eléctrica por los próximos dos años hasta disponer de LNG (el marginal será gasoil)

Riesgo de racionamiento en los próximos dos o tres años debido a atraso en las inversiones en centrales eléctricas

En el norte del país, probable restricción al desarrollo de la industria minera

Proyectos en actual desarrollo, principalmente en base a carbón, solucionan oferta de 2010 ó 2011 en adelante

Dudas respecto a la energía primaria a usar en la generación de electricidad en el largo plazo

Incertidumbre jurídica en temas ambientales

CHILECHILESituaciSituacióón Actualn Actual

Gas Natural

Carbón - LNG

X


Latín América

CHILECHILENuevas Fuentes de Suministro de GNL Nuevas Fuentes de Suministro de GNL -- QuinterosQuinteros

ENAP


Latín América

CHILECHILENuevas Fuentes de Suministro de GNL Nuevas Fuentes de Suministro de GNL -- MejillonesMejillones

ENAP

Central EléctricaAtacama

Central EléctricaEdelnor/Electroandina

GasoductoAtacama

GasoductoNorandino








Latín América

ESTRUCTURA DEL GN EN BRASILESTRUCTURA DEL GN EN BRASILGasoductos y DivisiGasoductos y Divisióón de Mercados 2008n de Mercados 2008

REMAN

REGAP

REVAP

Belém

São Luis

Maceió

RLAM

REDUC

RECAPRPBC

REPLAN

REPAR

REFAP

Porto Velho

Cuiabá

Goiânia

Guamaré

Fortaleza

Natal

João Pessoa

Recife

Aracaju

VITÓRIA

REGÊNCIA

LAGOA

PARDA

CAMPOS

CABIÚNAS

ARRAIAL DO CABO

S.FRANCISCO DO SUL

GUARAREMA

CURITIBA

S.PAULO

PILAR

CABO

CORUMBÁ

RUC-4 (E&P)Porto Terminal

(Urucu)

Terminal

do Solimões

Coari

CampoGrande

No seconectan

No se conectan

Bolivia

30 Mm3/d

Argentina

3 Mm3/d GN

2 GW EE (~12 Mm3/d)Sur / Sureste

C. Oeste

20 Mm3/d

Noreste

15 Mm3/d

Norte 6 Mm3/d

GNL7Mm3/d

GNL14 Mm3/d


Latín América

DisponibilidadDisponibilidad(estimada)(estimada)

??

??

?? OFERTAOFERTA DEMANDADEMANDA

ProducciProduccióónn InyecciInyeccióónn QuemaQuema E&PE&P

51,4 1,6 5,6 7,0

64,4 GNC7,0

Refin/Quím7,0

TOTAL64,4

Otros4,4

Importación GSABolivia

31,3

Importación BGBolivia

0,0Importación Cuiaba

Bolivia

0,0ImportaciónArgentina

1,1

- Valores en Mm³/d eq GN

- Otros (Res/Com/Cog)

4,2LLííquidos de GN (C2+)quidos de GN (C2+)

(estimado)(estimado)

6%

-2%

305%

-1%

23%

26% 2% 17% -12%

41%

Mar 2008/

Mar 2007

Mar 2008/

Mar 2007

37,1

??

??Térmico19,9

Industrial26,1

Fuentes: ANP, Abegas, ONS

ESTRUCTURA DEL GN EN BRASILESTRUCTURA DEL GN EN BRASILBalance Oferta x Demanda Marzo 08Balance Oferta x Demanda Marzo 08


Latín América

ESTRUCTURA DEL GN EN BRASILESTRUCTURA DEL GN EN BRASILBalance Oferta x DemandaBalance Oferta x Demanda2008 ex2008 ex-- sistemas aislados (Norte, Uruguaiana, Cuiaba)sistemas aislados (Norte, Uruguaiana, Cuiaba)

Disponib.Propia

35

Bolivia ??

30

GNL2008 / 09 ??

21

DEMANDADEMANDAOFERTAOFERTA

35

65

86

Mm3/d

PrioridadMenor

MayorGNC

7Resid / Comerc

3

10

Industrial

28

38Refinarías

Petroquímica10

48

Térmico7.400 MW

4317

Falta 26

91- 5


Latín América

13,42

16,53

6,757,797,84

23,69

11,87

1,002,003,004,005,006,007,008,009,0010,0011,0012,0013,0014,0015,0016,0017,0018,0019,0020,0021,0022,0023,0024,0025,0026,00

jan/

06

fev/

06

mar

/06

abr/0

6

mai

/06

jun/

06

jul/0

6

ago/

06

set/0

6

out/0

6

nov/

06

dez/

06

jan/

07

fev/

07

mar

/07

abr/0

7

mai

/07

jun/

07

jul/0

7

ago/

07

set/0

7

out/0

7

nov/

07

dez/

07

jan/

08

fev/

08

mar

/08

US$

/MB

tu

OCA1 GLP GN Bolívia QDCb City Gate GN Bolívia QDCa City GateGN Nacional Fórmula City Gate Óleo Diesel FO 1,0% USGC

Novo Preço PB 9,44

EVOLUCIÓN PRECIOS PRACTICADOS

COMPETITIVIDAD DE PRECIOSCOMPETITIVIDAD DE PRECIOSPrecios Practicados en Brasil


Latín América

Proyección de la Expansión de la Oferta NacionalProyección de la Expansión de la Oferta Nacional

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

jan

fev

mar abr

mai jun jul

ago

set

out

nov

dez

jan

fev

mar abr

mai jun jul

ago

set

out

nov

dez

jan

fev

mar abr

mai jun jul

ago

set

out

nov

dez

1o. T

2o. T

3o. T

4o. T

1o. T

2o. T

3o. T

4o. T

1o. T

2o. T

3o. T

4o. T

2007 2008 2009 2010 2011 2012

mil

m³/d

Campos Existentes SE Novos Campos Gás Associado Santos Espírito Santo Total Nordeste

MERCADO DE GN EN BRASILMERCADO DE GN EN BRASILProyecciProyeccióón de la Ofertan de la Oferta


Latín América

SEGUIMIENTO DEL SECTOR ELSEGUIMIENTO DEL SECTOR ELÉÉCTRICOCTRICOSituación de Embalses de Agua en Brasil

Fonte: ONS

Sequía en el SurSE SUL

Térmicas a Gas despachan en SE


Latín América

ARGENTINA

COLOMBIA

ECUADOR

PERU

BRAZIL

PARAGUAY

URUGUAY

VENEZUELA

BOLIVIA Cuiabá

Belo Horizonte

Porto Alegre

Buenos Aires

Santiago

Lima


São Paulo

Recife

Salvador

Montevideo

La Paz

Fortaleza

Caracas

Manaus

Porto Velho

Urucu

Brasília

Terminal de Regas

Gasoducto Existente

Gasoducto Previsto

Fuente: Petrobras

Terminal Regas Porto Pecém – CE (7 Mm³/d)

Inversión: US$ 40 millones

En Pecém Petrobras va a usar el píer existente que será

conectado al Gasfor (Recife –Fortaleza).

Posible Terminal Regas SuapePuerto Suape – PE (6 Mm³/d)

• Fundamental para atender la demanda térmica (principalmente no contratada)

• Probablemente mismo formato de Pecém

• Manati entrando en 2007 con 6 Mm³/d • Camamu y Potiguar entrando en 2010 +/- 2Mm³/d

NORESTE

Posibles Suministradores

Nigéria Trinidad & Tobago

Angola Venezuela Argélia

SOLUCIONES PARA EL DSOLUCIONES PARA EL DÉÉFICITFICIT


Latín América

ARGENTINA

COLOMBIA

ECUADOR

PERU

BRAZIL

PARAGUAY

URUGUAY

VENEZUELA

BOLIVIA Cuiabá

Belo Horizonte

Porto Alegre

Buenos Aires

Santiago

Lima


Recife

Salvador

Montevideo

La Paz

Fortaleza

Manaus

Porto Velho

Urucu

Brasília

Terminal de Regas

Gasoducto Existente

Gasoducto Previsto

Terminal RegasificaciónBahia Guanabara –RJ (14 Mm³/d)

Inversión: US$ 140 millones

Fuente: Petrobras

En Rio de Janeiro un píerserá construido y conectado a la

red de gasoductos de

Reduc.

São Francisco do Sul Posible Terminal RegaseificacionRio Grande Sul o Santa Catarina (8 Mm³/d)

• Fundamental para atender la demanda térmica en el Sur (Araucária + Canoas) e tb. Expansión del consumo

industrial

• Déficit existente en tramo sur de Gasbol

• Indisponibilidad de GN argentino

• Otra opción expansión del Gasbol con gas de Santos –altas inversiones

• Posibilidad de realizar Swap con o SE (mayor oferta)

SUR Y SUDESTE

SOLUCIONES PARA EL DSOLUCIONES PARA EL DÉÉFICITFICIT


Latín América

BAHIA DE SANTOSBAHIA DE SANTOSPré - Sal


Latín América

Fonte: Petrobras

PotencialTupy y Jupiter

100 Mm3/d2015Carioca

GuaraPãoAçucar

SOLUCIONES ESTRUCTURALESSOLUCIONES ESTRUCTURALESDesarrollo Inversiones Pré-SalTupí y Júpiter


Latín América

SOLUCIONES ESTRUCTURALESSOLUCIONES ESTRUCTURALESDesarrollo Inversiones Pre-SalTupi y Júpiter – Licuefacción Off-Shore

ARGENTINA

COLOMBIA

ECUADOR

PERU

BRAZIL

PARAGUAY

URUGUAY

VENEZUELA

BOLIVIA Cuiabá

Belo Horizonte

Porto Alegre

Buenos Aires

Santiago

Lima


Recife

Salvador

Montevideo

La Paz

Fortaleza

Manaus

Porto Velho

Urucu

Brasília

Terminal de Regas

Gasoducto Existente

Gasoducto Previsto

São Francisco do Sul

Proyectos Tupi + JupiterEtano ??Separación GLP y C5+Licuefacción Off shore

“Visión de Futuro”Sistema Satélite de LNG

1. Licuefacción Offshore2. Transporte Marítimo3. Almacenaje4. Terminales al largo de la

costa integrados con térmicas (sin necesidad de red de gasoductos)

5. Exportación Excedentes

MercadoSecundario

Complementar conDespacho Térmico

GNL Spot


Latín AméricaTEMARIOTEMARIO






Latín América

Proceso complejo politico, nuevo Estado a partir de autonomías departamentales (4 + 2). No existe presión para inversiones y exportaciones de gas a pesar de la existencia de un gran mercado regional. Empresas aunque ven negocios en el mercado externo con incertidumbre y se limitan a mantener sus concesiones. Reciente nacionalización toma control del 51% de las empresas capitalizadas (operación y administración mixta con YPFB) y total de CLHB

CONSIDERACIONES POLITICASCONSIDERACIONES POLITICASGenerales


Latín América

Nueva exploración complicadaDiferencia de precios mercado interno y mercado externo (petroquímica / GTL) limita inversiónInversiones son para mantener compromiso a Brasil y mercado internoYPFB que controla la cadena le falta gestión empresarial y tiene personal muy mal remunerado.Contrato de exportación a Argentina? Renegociación?Potencial existe – Búsqueda de oportunidades nicho

CONSIDERACIONES POLITICASCONSIDERACIONES POLITICASProblemas de la Industria


Latín América

BOLIVIABOLIVIAIngresos Fiscales

Fuente: Empresas del Sector

Evolution of royalty payments

253.2190.9 143.9

257.3400.0

1,383.0

$2.04

$3.73

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1,000.0

1,200.0

1,400.0

1,600.0

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

$US MM

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00$US/MMBtu

Royalties, IDH and other taxes

Avg export price to Brazil

$1.01

$1.66


Latín América

BOLIVIABOLIVIAPozos y Equipos de Perforación


0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

e‐96

e‐97

e‐98

e‐99

e‐00

e‐01

e‐02

e‐03

e‐04

e‐05

e‐06

e‐07

e‐08

Equipos de perforacion(Ene 1996 ‐ Ene 2008)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

64 65 64

53

31 29

2115

9

3

Pozos perforados: 1998 ‐ 2007

ProduccionExploracion


Latín América

BOLIVIABOLIVIAInversiones


‐

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

700.0

800.0

900.0

1,000.0

1,100.0

1,200.0

1,300.0

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

82.5110.0

275.9

633.6

1,147.0

657.5

812.3

292.1244.3

214.3

Inversion exploracion, produccion & transporte($US MM)

GasyrgGasOriente BolivianoCompresion RGGasbolTransredesProduccionExploracion

‐50.0

100.0 150.0 200.0 250.0 300.0 350.0 400.0 450.0 500.0 550.0 600.0 650.0 700.0

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

50.8

110.0

270.8

604.8

442.1

266.1

199.6149.5

Inversion en exploracion y produccion($US MM ‐ 2007 estimado)

ProduccionExploracion


Latín América

4.1 4.0 4.2 3.9 4.2 3.8 4.25.3

18.3

23.8

27.428.7

27.626.7

19.8 19.3 18.8

‐

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005e 2007e

Reservas probadas(Trillones de pies cubicos TCFs)

BOLIVIABOLIVIAReservas de Gas Natural



Latín América

NOMINACIÓN GAS BOLIVIA

5,06 4,92 5,20

31,31 31,44 31,26

2,88 2,68 2,800,13 0,04 0,05

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

ene/08 feb/08 mar/08

Mill

ones

m3/

d

Mercado Interno GSA Argentina Otros

39,39 39,09 39,31

CRISIS GN EN BOLIVIACRISIS GN EN BOLIVIA


Latín América

Producción Máxima (360 días) 43Disponibilidad Máxima 40

Mercado Interno 6

Disponibilidad Líquida 34

Contratos Bolivia 42,2Cuiaba 2,3GSA 31,5 31,5BG – Comgas 0,7Argentina 7,7 2,5

US$ 40 a 50 Millones/año para mantener producción

Después deCortes

DISPONIBILIDAD GAS 2008DISPONIBILIDAD GAS 2008

CRISIS GN BOLIVIACRISIS GN BOLIVIA


Latín América

CRISIS GN EN BOLIVIACRISIS GN EN BOLIVIA

4,76,1

8,5

10,411,2

9,58,2

7,66,8

6,15,0

4,13,3 3,8

3,0 2,6 2,2 2,0 1,8 1,6

3,64,7

6,4

8,4

10,1

12,9

11,3

13,414,5

17,3

19,220,5

21,422,9

25,9

14,9

10,6

8,2

5,7

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

milh

ões

m³/d

Empresa Petrolera Chaco S.A. Vintage Petroleum Bolmana LTDA Pluspetrol Bolmacorp Dong Wom Corp Bolma

27,727,7

7,77,7

16,016,0

Contrato YPFBContrato YPFB--EANRSAEANRSA

Volumen mVolumen mááximo propuesto ximo propuesto con condicionantecon condicionante

Bolivia Bolivia Compromisos con Argentina todavCompromisos con Argentina todavíía no solucionadosa no solucionados


Latín América

Precios de Gas Natural de Bolivia 1º TRIM 2008 2º TRIM 2008* Variación

Mercado Interno [media Feb/08]: 0,8019 US$/MPC 0,8019 US$/MPC

ARGENTINA: 6,9833 US$/MMBtu 7,7261 US$/MMBtu (+ 10,6%)

GSA:

• QDCb: 5,0698 US$/MMBtu 5,5223 US$/MMBtu (+ 9,0%)

• QDCa: 6,1112 US$/MMBtu 6,6405 US$/MMBtu (+ 8,7%)

• Precio Medio [30 MMm3d]: 5,5558 US$/MMBtu 6,0441 US$/MMBtu (+ 8,8%)

BOLIVIABOLIVIAPrecios Practicados en 2008








Latín América

Necesidad de Integrarel GN al restante del País

CrecimientoEconómico y

Consolidación de la Democracia

GN con Preciosbajos para MI

basado Camisea (sin subsidios -

no tiene igual en AL)

PERÚ GNLEscala,

participación en Mercado Global,

Monetizar recursos País

Inversiones en E&P con suceso

para GN

Necesidad de Desarrollo

Económico y Social

EstabilidadRegulatória

15 años(global y energía)

Oportunidades para actuarIntegración

Regional

ESTRUCTURA COMPETITIVA DEL GAS ESTRUCTURA COMPETITIVA DEL GAS NATURAL DE PERNATURAL DE PERÚÚ

GN en PERGN en PERÚÚComo AgregarComo AgregarValor y ElevarValor y Elevar

ParticipaciParticipacióón en lan en laMatriz EnergMatriz Energééticatica

??????


Latín América

GN en PERGN en PERÚÚComo AgregarComo AgregarValor y ElevarValor y Elevar

ParticipaciParticipacióón en lan en laMatriz EnergMatriz Energééticatica

??????

Agregar ValorReservas

Elevar ParticipaciónMatriz Energética

RETOS DE INDUSTRIA DE GN EN PERRETOS DE INDUSTRIA DE GN EN PERÚÚ

Petroquímica de Etano y Propano

FertilizantesMetanolIntegración RegionalGNL - Nueva Licuefacción

Generación Eléctrica (inserción del GN matriz hidrotérmica)

GNVGNC gasoducto virtualGasoducto al Sur y otras

regiones


Latín América

RESERVAS (TCF)RESERVAS (TCF)

Lote 562,75

Lote 888,15

Mercado interno

4,0

Export.4,2TC

F

Total10,9 TCF

Libre2,7

Libre2,7

PERPERÚÚReservas en 2006

Fuente: MEM

12,5 (2007)

50%Petroquímica

en negociación


Latín América

ESCENARIO GAS NATURAL PERESCENARIO GAS NATURAL PERÚÚBalance Oferta x Demanda 2007

DisponibilidadDisponibilidad

7,4Industrial

3,6

GNV0,2

Térmico3,4

Res/Com0,2

Valores en Mm³/d

7,4

TOTALTOTAL7,47,4

OFERTAOFERTADEMANDADEMANDA

Fuente: Minem – Ministerio de Energía y Minas

2007 / 2006

Variación 50%

InyecciInyeccióónn

16,9

ProducciProduccióónn

24,3


Latín América

En 2007 se empezó la construcción de la unidad de liquefacción de Peru LNG con inicio de operación previsto para agosto de 2010.

• UbicaciUbicacióón:n: Pampa Melchorita.

• Capacidad:Capacidad: 18 Mm³/d (8 Mtpa LNG)

• Consorcio PERU GNLConsorcio PERU GNL::

• Inversiones Estimadas:Inversiones Estimadas: U$ 3,5 Mil Millones (ya desembolsado US$ 600 Millones)

• Mercado destinoMercado destino: EUA e México.

• Vida Vida ÚÚtil:til: 18,5 anos.

• Gas Disponible:Gas Disponible: 4 TCF.

Fuente: Ministerio de Minas e Energía de Perú y Hunt Oil

EUA Coréia Espanha

PERPERÚÚPerú LNG


Latín América

2,3 2,9 3,3 4,0 4,7 5,2 5,9 6,5 7,42,43,3 3,7 4,0

7,3 7,4 7,5 7,7 7,8

--

-

17,5

17,5 17,5 17,517,5 17,5

34,433,632,830,229,2

10,1

6,74,9

34,4

-

5

10

15

20

25

30

35

40

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Mm

³/dia

Geração T Industrial GNV Res - Com GNL (exp) Oferta

Posibilidad de Expansión del Escenario Térmico

OFERTA:Crecimiento de 5%

por año de producción

GAS NATURAL EN PERUGAS NATURAL EN PERUAnAnáálisis Estratlisis Estratéégico gico –– Potencial TPotencial Téérmicormico


Latín América

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

MC

FD

LOTE 56 LOTE 88

LOTE 57

LOTE 58

OTROS LOTES

LOTE 76

TREN 2

TREN 1

Tren 1: 2010-2040 Tren 2: 2014-2044

ESQUEMA DE SUMINISTRO DE PROYECTOS LNGESQUEMA DE SUMINISTRO DE PROYECTOS LNGLote 57 – Repsol-YPF + Petrobras

Lote 58 – Petrobras

Lote 76 – Repsol-YPF + Hunt Oil

GAS NATURAL EN PERGAS NATURAL EN PERÚÚProyecto LNG Pacífico


Latín América

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

Mm

³/dia

Lote 88 Lote 56 B 88 en B 56 Mercado Doméstico Contrato LNG reinjeção 88

Por contrato, parte da produção do Bloco 88 está destinada a abastecer o mercado local e parte ao projeto GNL. O Bloco 56 está destinado totalmente ao abastecimento do Projeto de GNL.

PRODUCCION DE GAS BLOQUE 88 Y 56 – CAMISEA

Nueva ExploraciónReinyeccion

Lote 88

Ventas LNG

Lote 88

2,5 TCF

Vendas

LNG

Lote 56

1,8 TCF

Compromiso

Mercado Doméstico 88

GAS NATURAL EN PERUGAS NATURAL EN PERUAnálisis Estratégico – Aumento de las reservas

Gran potencial para proyectos

petroquímicos Y termoeléctricos


Latín América

GAS NATURAL EN PERUGAS NATURAL EN PERUQuímica del GN – Innumeras Posibilidades

Petroquímicos Fertilizantes Energia “Trading”

Gás NaturalGás Natural

AmôniaUréia

MetanolÁcido AcéticoEtenoPropeno

LNG

AGREGAÇÃO DE VALOR

Petroquímicos Fertilizantes Energia “Trading”

Gás NaturalGás Natural

AmôniaUréia

MetanolÁcido AcéticoEtenoPropeno

LNG

AGREGAÇÃO DE VALORAGREGACIÓN DE VALOR


Latín América

• Camisea posee 11 TCF de gas de reservas;

• Este volumen será suficiente para suplir la exportación futura del Perú de GNL + MI, estimada en 30Mm³/d, incluyendo gas , por un periodo de 30 años.

Separación de Etano32,5 Mm³/d

10,5% de etano

Potencial de producción820 mil t/ano de Etano

5,6

2,1

3,3San Martin

Cashiriari

Pagoreni

Volumes de GN por estructura

TOTAL: 11 TCF (2006)

Potencial de producción de etanoTren de GNL

(2010) + MI

2,5 Mm³/d

30 Mm³/d de gas seco

GAS NATURAL EN PERUGAS NATURAL EN PERUAnAnáálisis Estratlisis Estratéégico gico –– Disponibilidad Materia PrimaDisponibilidad Materia Prima


Latín América

Gas de Camisea tiene una señal de precios– Generación eléctrica 2 US$/MMBTU – No incentiva ciclos combinados e

hidroeléctricas– Industria 2.50 a 4.50 US$/MBTU – Alta demanda GNV, – Migracion de

empresas a Peru

Nuevo gas tiene otra señal de precios

Existe el desafío de sembrar el gas en el Peru con la creación de un fondo para desarrollo de infraestructura, llegando a mas regiones, aprovechando la ventana de oportunidad de precios.

CONSIDERACIONESCONSIDERACIONESGenerales








Latín América

‐

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

2003 2004 2005 2006 2007

94,2 103,2 110,7 113,1 118,3 12,9 11,2 12,2 12,3 12,3 92,3 90,5 87,6 96,7 103,6

314,3 356,3 402,8259,6

299,2 15,6 20,9

32,9

52,4

66,2

180,5 178,9

188,8

186,8 160,8

GBTU

D

Demanda Total País

Termoeléctrico

GNV

Industrial

Ecopetrol + RCSA

Petroquímico

Residencial

760,4720,9658,9

589,4614,9

Crecimiento Interanual

2003-2007

Termoeléctrico -2.9%

GNV 43.4%

Industrial 11.5%

Ecopetrol+RCSA 2.9%

Petroquímico -1.2%

Residencial 5.9%

Total país 6.6%

Fuente: Cálculos Ecopetrol S.A.

MERCADO DE GN DE COLOMBIAMERCADO DE GN DE COLOMBIAVisiVisióón en el Congreso n en el Congreso NaturgasNaturgas


Latín América

MERCADO DE GN DE COLOMBIAMERCADO DE GN DE COLOMBIAVisiVisióón en el Congreso n en el Congreso NaturgasNaturgas

BALANCE OFERTA-DEMANDA DE LARGO PLAZO

Fuente: Cálculos Ecopetrol S.A.

Balance de Largo PlazoPromedio 2008-2020

Oferta Total TPCCusiana/Cupiagua 3.06Guajira+Norte 2.97Magdalena Medio 0.14Sur 0.01Importación Venezuela 0.42Total Oferta 6.59DemandaNacional 6.07Exportación a Venezuela 0.18Total Demanda 6.25

Balance 0.35

Dependencia de Venezuela

Vale Exportar con Déficit Potencial

Volumen TérmicoEstacional e Incierto


Latín América

Probadas147

132

15

Gas asociado (90%)

Gas no asociado (10%)

Occidente Sur

Oriente

Faja

PROBADAS PROBABLES POSIBLES

0,2

0,80,4

PROBADA PROBABLE POSIBLE

3421

8

83


14

Plataforma Continental


92

11 17

Probadas(147)

Prováveis(38)

Possíveis(42)

477 77


No todas las reservas están disponibles para ser exploradas en el corto y medio plazo

VENEZUELAVENEZUELARESERVAS

Fonte: MEM Venezuela, PDVSA


Latín América

VENEZUELAVENEZUELANo tiene gas libre

Anaco

79 Mm³/d

Mariscal Sucre

34 Mm³/d

Yucal Placer

8,5 Mm³/dBarrancas

2,8 Mm³/d

Zulia

40 Mm³/d

Total Nueva Oferta de GN: 164,3 Mm³/d – (2012)Fuente: PDVSA


Latín América

VENEZUELAVENEZUELANo tiene gas libre

Consumo Interno Inyección / Recup. Secundaria

85,6 Mm³/d 92,9 Mm³/d2005

178,5 Mm³/d

Pro

ducc

ión

2012 123,8 Mm³/d 219,0 Mm³/d

342,8 Mm³/d

Oferta Actual

178,5

Zulia

40 Barrancas

2,8

Yucal Placer

8,5

Anaco

79

Mariscal Sucre

34

342,8 Mm³/d

2012Desarrollo de gas no asociado para suministrar al mercado interno

48% 52%

36% 64%


Latín América

Colombia tiene mucho que aprender de los errores y aciertos en Brasil (gas firme flexible y almacenaje virtual)

Importaciones de gas de Venezuela? Terminal de regasificacion? Almacenaje?

Política de precios siguiendo la competitividad con otros energéticos (no incentivar sustitución acelerada con líquidos)

Ley del Gas nueva regulación intentando reducir concentración, concesión en transporte y libre acceso regulado

LECCIONES DE INTEGRACILECCIONES DE INTEGRACIÓÓN GN Y EEN GN Y EEErrores y Aciertos hechos en BrasilErrores y Aciertos hechos en Brasil








Latín América

Las inversiones en infraestructura demandarán al menos 10.000 MM US$en los proximos 10 años

SUR BRASIL MM us$

Ampliación TBG 1.000

Urug-P. Alegre 320

Otros Transporte 1.000

Distribución 500

Centrales 2.000 BOLIVIA MM us$

Ampliaciones Tr. 400

CHILE MM us$

Generación 800

Terminal GNL 500

Gas desde Perú 2.000

ARGENTINA MM us$

Ampliación

Cap. Transporte 700

Gasoducto NEA 1.000

Terminal GNL? 500

METHANEX

MONTEVIDEO

URUGUAIANA

PORTO ALEGRE

SAN SEBASTIAN

BAHIA BLANCA

EL CONDOR

PAYSANDU

MEJILLONES

TOCOPILLA

LOMA LA LATA

CUIABASANTA CRUZ

SAN PABLO

SANTIAGO

CONCEPCION

BUENOS AIRES

CORNEJO

TUCUMAN

PARANA

SAN JERONIMO

RIO DE JANEIRO


19

15

6

3

9

3330

5

3 7

9

8

23

CAMISEA

LA PAZ2,5

14

7

30

En operación

En Proyecto

En Estudio


En Construcción

Cap. de transporte(MMm3/día)

RANCAGUA

11

20

PISCO

LIMA

CAMPO DURAN

MADREJONES

METHANEX

MONTEVIDEO

URUGUAIANA

PORTO ALEGRE

SAN SEBASTIAN

BAHIA BLANCABAHIA BLANCA

EL CONDOR

PAYSANDU

MEJILLONES

TOCOPILLA

LOMA LA LATA

CUIABASANTA CRUZ

SAN PABLO

SANTIAGO

CONCEPCION

BUENOS AIRES

CORNEJO

TUCUMAN

PARANAPARANA

SAN JERONIMO

RIO DE JANEIRO


19

15

6

3

9

3330

5

3 7

9

8

23

CAMISEA

LA PAZ2,5

14

7

30

En operaciónEn operación

En ProyectoEn Proyecto

En EstudioEn Estudio


En Construcción

Cap. de transporte(MMm3/día) Cap. de transporte(MMm3/día)

RANCAGUA

11

20

PISCO

LIMA

CAMPO DURAN

MADREJONES

INTEGRACIINTEGRACIÓÓN ENERGN ENERGÉÉTICATICAPlanes* en 2004 – Se terminó??

* Planes negociados entre Gobiernos y empresas del Cono Sur


Latín América

GAS ENERGY tiene la opinión que esos proyectos se postergaran

Problemas Regionales contaminan la confidencia de los proyectos de integración:

Argentina con ChileArgentina con Brasil Bolivia con BrasilBolivia con ArgentinaVenezuela con ColombiaEcuador y Colombia en EE

La integración por gasoductos y por cables esta comprometida y la tendencia será creación de terminales que substituirán las necesidades regionales de importación con suministradores externos y sin riesgos políticos

Perú y en el futuro Brasil podrán utilizar el LNG como elementos de integración

INTEGRACIINTEGRACIÓÓN ENERGN ENERGÉÉTICATICAVisión de CAF en 2007

* Presentación en Gas Summit en San Pablo


Latín América

REGAS – Terminales Importación GNL

Anunciados

ExistentesEn Construcción

LIQUEFACIÓN – Producción y Exportación GNL

Pecem, Brasil7 Mm3/d(2009)

Bahía de Guanabara, Brasil14 Mm3/d

(2008)

Sur – 8 a 10 Mm3/dQuintero, Chile8 –12 Mm3/d

(2009)

Mejillones, Chile8 Mm3/d

Perú LNG (2010)4.2 MTPA GNL18 Mm3/d GN

Uruguay – 8 Mm3/dArgentina10 a 15 Mm3/d2008 ??

INTEGRACIINTEGRACIÓÓN CON LNGN CON LNGGasoductos VirtualesGasoductos Virtuales

Colombia10 Mm3/d(2012) ??

PDVSA LNG (2013) ??

LNG Pré Sal 2015 (??)

Argentina10 Mm3/d2008


Latín América

CONSIDERACIONES FINALESCONSIDERACIONES FINALES

Tendremos 3 a 4 años de restricción energética en países del Cono Sur y un sálvese quien pueda

Solamente un escenario de precios realistas de energía en los países es necesario para retomar las inversiones y atender la demanda de un crecimiento económico mas sustentable

El nuevo escenario nos señala una fuerte integración por LNG – Gasoductos Virtuales con señales de precio internacionales con altos costos para la región.


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CONSIDERACIONES FINALESCONSIDERACIONES FINALES

Todavía hay innumeras oportunidades de intercambios aprovechando la infraestructura existente, contra estacionalidad de mercados, los costos de las soluciones alternativas (mayores y mas dañosos al ambiente) y facilidades de la regulación eléctrica que antes no existían (almacenamiento virtual de gas)

Es necesario planificar de forma anticipada para aprovechar estas oportunidades y olvidar situaciones pasadas que no contribuyen para solucionar las crisis








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GAS ENERGY es una empresa de Accesoria Empresarial con foco en las Industrias de Gas Natural, Energía y Petroquímica, con actuación en Brasil y el Cono Sur, sirviendo a clientes en toda la América Latina. Con sede en Porto Alegre, en sur de Brasil, y oficinas en Río de Janeiro, tiene una red de consultores asociados en Brasil, Argentina, Chile, Bolivia, Perú, Venezuela y Trinidad Tobago, garantizando plena satisfacción a sus clientes.

Douglas Abreu y Marco Tavares son Ingenieros Químicos con mas de 25 años de experiencia en la industria de petróleo, gas y petroquímica, tiendo actuado como ejecutivos de empresa brasileñas e internacionales (Petrobras, Repsol YPF, Petróleo Ipiranga, Braskem, Copesul).

Gas Energy tiene una equipe de 11 profesionales en Porto Alegre y Río de Janeiro, todos con graduación en Economía o Ingeniería.

GAS ENERGYGAS ENERGYPresentación de la Compañía (2 años)

Pedro Camarota, ex-Gerente Comercial de Repsol YPF Bolivia y mas de diez anos como ejecutivo en la industria de gas regional es el responsable pela oficina de Rio de Janeiro como su Director de Negocios.


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GAS ENERGY LATIN AMERICA con sede en Montevideo y oficina en Santa Cruz de la Sierra es una Asociación Estratégica con Alvaro Ríos para actuar en América Latina agregando capacidad de análisis de los mercados energéticos regionales desarrollados por el en su rol como Secretario Ejecutivo de OLADE y Ministro de Hidrocarburos de Bolivia.

GAS ENERGY LATIN AMERICAGAS ENERGY LATIN AMERICANueva Operación (Marzo 2008)

Alvaro Ríos

GAS ENERGY LATIN AMERICA


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GAS ENERGY LATIN AMERICA

Updated information - energy balances energiaNatural gas demand scenarios – regional/countryNatural gas pricing scenarios – regional/countryFeasibility and strategic analysis for power,

petrochemical and LNG projects, including local andregional considerations

Competive analysis of natural gas vs. alternativefuels

Strategic alliances PSR (electrical) – NCI (LNG International)


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GAS ENERGY completó dos años con una cartera de clientes en todos los sectores involucrados en la cadena del gas natural, de Asesoría, de Proyectos Exclusivos o suscritores del Market Report:

Productores Asociaciones Distribuidoras GN

Eléctricas BancosQuímica y Petroquímica

Industrias

Transportistas

GAS ENERGYGAS ENERGYClientes


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Muito Obrigado [email protected]

www.gasenergy.com.br

THANK YOU

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¿SOUTHERN CONE INTEGRATION FULL SPEED AHEAD Rios.pdf · URUGUAY VENEZUELA BOLIVIA ... Las inversiones en infraestructura demandarán al menos 10.000 MM US$ en los proximos 10 años