DIAGNOSTICO Y PERSPECTIVAS PARA LA OPERACION DE LOS TERMINALES DE GNL EN CHILE

INFORME FINAL ESTUDIO

“DIAGNOSTICO Y PERSPECTIVAS PARA

LA OPERACION DE LOS TERMINALES DE GNL EN CHILE”

CONSULTORA MASENERGIA LTDA.

22 DE DICIEMBRE DE 2011

Indice

Informe Final del Estudio “Diagnóstico y Perspectivas para Operación de Terminales de GNL en Chile” Página 2

Indice

1. Introducción ....................................................................................................................................5

2. Metodología de Trabajo .................................................................................................................8

3. Mercado del Gas Natural Licuado................................................................................................ 10

3.1 Situación Actual del Gas Natural ................................................................................................. 10

3.2 Mercado Internacional del GNL ................................................................................................... 13

3.2.1 Mercado del GNL en USA ............................................................................................................. 15

3.2.2 Abastecimiento Futuro del Mercado Nacional ........................................................................... 16

3.3 Competitividad Esperada del GNL ............................................................................................... 17

3.4 Mercado Residencial Industrial y Eléctrico .................................................................................. 19

3.5 Nuevos Terminales de GNL .......................................................................................................... 23

3.6 Nuevos Actores en el Mercado y Clientes Potenciales ............................................................... 26

4. Descripción de la Infraestructura Asociada a la Importación y Posterior Comercialización del GNL en Chile ................................................................................................................................. 28

4.1 Terminal GNL Quintero ................................................................................................................ 28

4.1.1 Propietarios .................................................................................................................................. 28

4.1.2 Capacidad de Descarga ................................................................................................................ 28

4.1.3 Capacidades Nominales de Almacenamiento y Regasificación ................................................... 28

4.1.4 Patio de Carga de Camiones ........................................................................................................ 29

4.1.5 Capacidades de Expansión ........................................................................................................... 29

4.1.6 Capacidades y Flujos Asociados a Clientes Actuales y Potenciales ............................................. 29

4.1.7 Descripción y Capacidad de las Redes de Transporte de Gas ...................................................... 30

4.2 Terminal de GNL Mejillones ......................................................................................................... 32

4.2.1 Propietarios .................................................................................................................................. 32

Indice


4.2.2 Capacidad de Descarga ................................................................................................................ 32

4.2.3 Capacidades Nominales de Almacenamiento y Regasificación ................................................... 33

4.2.4 Patio de Carga de Camiones ........................................................................................................ 33

4.2.5 Capacidades de Expansión ........................................................................................................... 33

4.2.6 Capacidades y Flujos Asociados a Clientes Actuales y Potenciales ............................................. 33

4.2.7 Descripción y Capacidad de las Redes de Transporte de Gas ...................................................... 34

5. Modelos de Negocios Terminales de GNL en Chile ..................................................................... 35

5.1 Descripción Modelo de Negocio GNLQ ‐ GNLC ............................................................................ 35

5.1.1 Descripción de los Contratos Asociados al Modelo de Negocio .................................................. 36

5.1.1.1 Contrato de Arriendo del Terminal .............................................................................................. 36

5.1.1.2 Contrato de Compra de GNL ........................................................................................................ 38

5.1.1.3 Contratos de Suministro de GNL Regasificado ............................................................................ 39

5.1.2 Condiciones para el Acceso de un Nuevo Cliente ........................................................................ 40

5.1.3 Condiciones para Efectuar una Expansión de Capacidad ............................................................ 41

5.1.4 Financiamiento del Proyecto GNLQ ............................................................................................. 42

5.1.5 Impacto en los Costos de la Etapa de Fast Track Versus la Implementación Definitiva de los Estanques de Almacenamiento ................................................................................................... 42

5.2 Descripción Modelo de Negocio GNL Mejillones ........................................................................ 43

5.2.1 Descripción de los Contratos Asociados a los Modelos de Negocios ......................................... 43

5.2.1.1 Contrato de Compra de GNL .......................................................................................................... 43

5.2.1.2 Contrato de Venta de Gas Natural ................................................................................................. 44

5.2.2 Condiciones Contractuales para el Acceso de un Nuevo Cliente ................................................ 46

6. Marco Jurídico Aplicable al GNL en Chile .................................................................................... 47

6.1 Visión General .............................................................................................................................. 47

Indice


7. Análisis de la Naturaleza Jurídica Desde el Punto de Vista del Acceso y Competencia. ........... 49

7.1 La Doctrina de las Facilidades Esenciales .................................................................................... 49

7.2 La Doctrina de las Facilidades Esenciales y las Instalaciones de Gas Natural Licuado ........... 49

7.3 La Situación en Chile .................................................................................................................... 51

7.3.1 La Doctrina de las Facilidades Esenciales en Chile ...................................................................... 51

7.3.2 La Potencial Aplicación de la Doctrina de las Facilidades Esenciales a los Terminales de GNL en Chile ............................................................................................................................................. 53

8 Diagnóstico del Funcionamiento de la Industria del GNL en Chile Desde elPunto de Vista de la Eficiencia Económica. .................................................................................................................. 59

8.1 Características de un Modelo Eficiente de Terminales de GNL ................................................... 59

8.2 Eficiencia del Mercado del GNL en Chile ..................................................................................... 61

8.3 Razones Para la Adopción del Modelo de Negocio de GNLQ ‐ GNLC .......................................... 62

8.4 Razones Para la Adopción del Modelo de Negocio de GNLM ..................................................... 63

8.5 Análisis de los Efectos Actuales y Esperados de los Modelos de Negocio de GNL en los Mercados de Generación Eléctrica .............................................................................................. 63

8.6 Análisis de los Efectos Actuales y Esperados de los Modelos de Negocio de GNL en los Mercados de Distribución de Gas. ............................................................................................... 64

8.7 Identificación y Análisis de Elementos Críticos del Actual Mercado del GNL en Chile. ............... 65

8.7.1 Competitividad del GNL en Chile ................................................................................................. 65

8.7.2 Redes de Distribución y Transporte de Gas Natural .................................................................... 66

8.7.3 Otros Elementos Críticos del Actual Mercado del GNL en Chile ................................................. 67

9 Conclusiones y Recomendaciones .............................................................................................. 69

9.1 Identificación de Algunos Aspectos Relevantes de la Operación del Mercado del GNL en Chile 69

9.2 Condiciones para Lograr el Desarrollo Eficiente del GNL en Chile .............................................. 70

9.3 Identificación de los Aspectos del Mercado del GNL que a Juicio del Consultor es recomendable se Analicen con Mayor Profundidad en el Futuro. ...................................................................... 71

Introducción


1. Introducción El gas natural licuado, GNL, como fuente energética está en un proceso de masificación en el mundo entero, como alternativa ambientalmente más amigable y con bajos costos de inversión. Regionalmente, Argentina está importando gas natural licuado (en adelante GNL) en volúmenes crecientes, así como Brasil y otros países de América del Sur, en tanto que Perú ya instaló la primera planta de licuefacción de gas natural del subcontinente. El empleo del gas natural en Chile se remonta a principios de los años 70 en la Región de Magallanes, en que se inició la distribución de gas natural para uso domiciliario, comercial e industrial, en las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir. En el resto del país, a pesar del esfuerzo exploratorio realizado principalmente por la Empresa Nacional del Petróleo, (en adelante ENAP), que ha significado la perforación de más de 70 pozos exploratorios,1 no se han descubierto yacimientos de hidrocarburos comercialmente explotables. De esta forma para contar con este combustible, en el año 1995 el Gobierno de Chile suscribió con Argentina un protocolo de integración gasífera, como parte del Acuerdo de Complementariedad Económica firmado entre ambos países. Al amparo de este protocolo, la industria del gas natural en nuestro país inicio un acelerado desarrollo, en las zonas centro sur y norte. En Magallanes ocurrió algo similar con la industria del metanol. Sin embargo, a partir de abril del 2004, el suministro de gas natural argentino hacia Chile comenzó a verse enfrentado a sucesivas restricciones, que se intensificaron en los años 2005 y 2006, con cortes incluso en la época invernal. Ese mismo año, el Gobierno de la época instruyó a la ENAP, estudiar la factibilidad técnica y económica de instalar en el país un terminal de recepción de gas natural licuado, que permitiera enfrentar la potencial falta de suministro. El problema se hizo crítico e insostenible el año 2007, por lo que el gobierno decidió impulsar con fuerza el proyecto específico propuesto por ENAP, esto es, la instalación de un terminal de recepción de GNL en la Bahía de Quintero. Finalmente, el primer embarque comercial de GNL se recibió en septiembre del año 2009. Por su parte las empresas mineras en la zona norte percibieron a su vez que a raíz de esta crisis, las generadoras quedaban expuestas al uso del petróleo diesel, en las centrales a gas natural instaladas en el Sistema Interconectado del Norte Grande (en adelante “SING”), que totalizaban una capacidad instalada de 1.441 MW,2 ello además de acarrear problemas técnicos que las hacían más vulnerables, implicaba una serie de problemas ambientales, que redundarían finalmente en una mayor huella de carbono asociada a la producción de cobre. Para obviar este problema cuatro de las mayores empresas mineras instaladas en Chile, lideradas por la Corporación Nacional del Cobre (en adelante “CODELCO”), decidieron impulsar un terminal de recepción de GNL en la Bahía de Mejillones, el cual recibió su primer embarque en el mes de marzo del 2010. De esta forma la industria del GNL en Chile nace como una respuesta a la crisis de suministro de gas natural desde Argentina. 1 Presentación en Colegio de Ingenieros, El Futuro del Petróleo y Gas Natural en Chile, Lisandro Rojas, Gerente de Exploración de ENAP, junio 2011 2 CDEC SING

Introducción


En atención a que el desarrollo y la operación de estos terminales de regasificación es reciente en nuestro país y a la importancia que ha ido adquiriendo el GNL en la diversificación de la matriz energética nacional, la Comisión Nacional de Energía, (en adelante “CNE” o “Comisión”), como organismo técnico encargado de monitorear y proyectar el funcionamiento actual y esperado del sector energético, y de proponer al Ministerio de Energía las normas legales y reglamentarias que se requieran, en las materias de su competencia, el año 2010 dio inicio a una serie de acciones tendientes a estudiar en profundidad el mercado del GNL internacional y nacional. En este contexto, el año pasado la CNE encargó el estudio “Marco Regulatorio Internacional de la Industria de Regasificación del Gas Natural Licuado”, cuyo objetivo general fue contar con una descripción, sistematización y revisión de la regulación que rige la industria de regasificación de GNL en los principales mercados internacionales. Este año la Comisión contrató a la Consultora MasEnergía (en adelante la “Consultora o MasEnergía”) el presente estudio, “Diagnóstico y Perspectivas para la Operación de Terminales de GNL en Chile”, el que abarca todos los elementos de la cadena de comercialización del gas natural, modelos de negocio en aplicación, consecuencias en otros sectores del campo energético, marco jurídico y nuevos proyectos. El objetivo principal de este estudio es contar con un diagnóstico del mercado del GNL en Chile, tanto en su estado actual como futuro. El estudio contempla adicionalmente, los siguientes objetivos específicos más relevantes: • Análisis del mercado del GNL en el mediano plazo y el impacto en la demanda de gas natural en

Chile. • Disponer de una descripción detallada de la infraestructura asociada a los terminales de

regasificación de GNL en Chile. • Disponer de una descripción detallada de los modelos de negocios de los terminales de GNL

existentes en Chile, tanto actuales como de los que las empresas de GNL están analizando o estudiando a futuro.

• Contar con un análisis global de la operación de los terminales de GNL en Chile, en su estado actual y futuro (considerando nuevos terminales), identificando las restricciones reales y contractuales que éstos tienen, y las implicancias para las otras actividades del sector energía.

• Disponer de un análisis sobre las posibilidades de nuevas inversiones en terminales de GNL en Chile, tanto en ampliaciones de los existentes como en nuevos terminales (definitivos o temporales).

• Contar con un análisis de la naturaleza jurídica ‐ económica de las instalaciones de GNL en Chile y su relación con los modelos de negocios.

• Contar con un análisis que permita visualizar si están dadas las condiciones en Chile para el desarrollo eficiente de esta actividad y para lograr el aporte a la matriz energética y desarrollo del sector en su globalidad, identificando las posibles dificultades que pudieran existir para el desarrollo del mercado del GNL en el país.

• Finalmente el disponer de un análisis que identifique los aspectos técnicos, económicos y jurídicos que se podrían perfeccionar para eliminar las dificultades visualizadas para el desarrollo del GNL en el país.

Introducción


La estructura global del documento es la siguiente:

o Punto 2, Metodología de trabajo.

o Punto 3, Mercado del GNL.

o Punto 4, Descripción de la infraestructura asociada a la importación y posterior comercialización del GNL.

o Punto 5, Descripción de los modelos de negocios de los terminales de GNL.

o Punto 6, Marco jurídico aplicable al GNL.

o Punto 7, Análisis de la naturaleza jurídica desde el punto de vista del acceso y

competencia.

o Punto 8, Diagnóstico del funcionamiento de la industria del GNL desde el punto de vista de la eficiencia económica.

o Punto 9, Recomendaciones y conclusiones.

Metodología de Trabajo


2. Metodología de Trabajo Para el logro de los objetivos antes mencionados, el trabajo de esta consultora se dividió en dos etapas. Una etapa de levantamiento de información y una de análisis y contrastación de la misma con un modelo eficiente de mercado del GNL, para finalizar con sus conclusiones y recomendaciones. En lo medular la metodología a emplear considera la definición de un escenario de disposiciones técnicas, regulatorias y de mercado, que conllevan a un desarrollo eficiente del GNL, supeditado solamente a su competitividad frente a los combustibles alternativos, en condiciones de mercado y tomando en consideración sus ventajas y desventajas en Chile. La metodología a considerar en el desarrollo de la primera etapa consistió en un levantamiento de la información del mercado del GNL internacional y local, de la infraestructura existente, sus esquemas de operación, modelos de negocio aplicados y contratos utilizados. La principal y más directa fuente de información provino de los agentes económicos directamente involucrados. Para este efecto, se sostuvieron reuniones con los principales actores del mercado del GNL a nivel nacional, esto es, personeros del sector público ligado al tema, ejecutivo de los dos terminales de GNL, sus principales clientes, transportistas de gas natural y otros. Respecto a los contratos y a los modelos de negocios en aplicación, se dispuso de una descripción de sus aspectos más relevantes, efectuada por los ejecutivos de las empresas respectivas e información de fuentes públicas, pero no se tuvo acceso a la documentación en sí. Adicionalmente, se realizó una búsqueda de información pública a través de internet respecto a los terminales, modelos de negocio, aspectos contractuales, balances de gas natural, consumos de los principales clientes, etc. Por último, otra fuente de información han sido opiniones de expertos contratados por la consultora MasEnergía para la realización del estudio. El levantamiento de información realizado busca clarificar la relevancia de los terminales en la matriz energética nacional, dentro del contexto internacional concreto del mercado del GNL y del gas natural en general y de sus perspectivas futuras. La finalidad es entender el efecto que tendrán dichos terminales en la oferta a nuestro país, en cuanto a precios y disponibilidad, así como las opciones de suministro. Por su parte la descripción de la infraestructura asociada a los terminales está orientada a conocer, sus capacidades de gasificación actual y futura, modelos de negocios aplicables, descripción de los contratos asociados, condiciones de acceso de los clientes, financiamiento de las instalaciones, balances de ventas de gas natural y principales clientes. Además, es relevante realizar un levantamiento de la infraestructura de transporte de gas natural de manera de entender las eventuales limitaciones para el efectivo acceso de los distintos clientes de gas natural. Otra materia relevante dentro del levantamiento de información previo, fue el marco regulatorio imperante en el mercado nacional para el gas natural y el GNL, con la finalidad de conocer las exigencias en esta materia.

Metodología de Trabajo


Como ya se señaló, una vez levantada la información se procederá a la segunda etapa, esto es, realizar el análisis técnico, económico y jurídico, orientado a identificar los siguientes aspectos en el negocio del GNL en Chile: • La competitividad del negocio del GNL regasificado en el país, frente a otros combustibles

alternativos, como el carbón, diesel, gas licuado y fuel oil. • Nivel de transparencia y no discriminación en el mercado relevante. • Potencial existencia de barreras de entrada al negocio, su naturaleza y sus causas. • Impacto del GNL regasificado en el negocio del gas natural y en especial el efecto que han tenido

los terminales en la competitividad y eficiencia de la matriz energética nacional. • Los terminales de GNL en Chile y la pertinencia respecto a ser definidos como facilidades

esenciales.3 • El logro de los otros objetivos considerados en el estudio. Por último para efectos metodológicos, los resultados de este análisis se cotejaran con un escenario eficiente de desarrollo del GNL, para determinar, las medidas que podrían ser replicables en nuestro país y otras que la Consultora proponga a objeto de mejorar la competitividad y eficiencia del mercado del GNL. Para estos efectos, la Consultora definirá dicho escenario eficiente, identificando las disposiciones técnicas, regulatorias y de mercado teóricas, que conllevarían a un desarrollo eficiente del GNL en Chile, supeditado solamente a su competitividad frente a los combustibles alternativos en condiciones de mercado y tomando en consideración sus ventajas y desventajas concretas. Este escenario, denominado escenario eficiente, se contrasta posteriormente con la realidad local imperante, para lo cual se requiere entenderla en profundidad, a través de un levantamiento acucioso de la información. El escenario ideal se basará en un análisis realizado por la Consultora para determinar el o los países que cumplan la condición de mercados eficientes, para compararlos posteriormente con la realidad de los terminales de GNL en Chile.

3 Activos cuyo acceso resulta esencial para que terceras firmas puedan ofrecer al mercado sus bienes y servicios, REGCOM, Fundación Facultad de Derecho Universidad de Chile

Mercado del Gas Natural Licuado


3. Mercado del Gas Natural Licuado El mercado chileno del gas natural, a excepción de la Región de Magallanes, actualmente sólo puede ser abastecido con GNL importado. Ello debido a que las restricciones a la exportación desde Argentina imposibilitan su compra vía gasoducto de una forma regular y confiable. Adicionalmente, los problemas geopolíticos existentes con Perú y Bolivia plantean las mismas restricciones. En consideración a esto, para poder analizar la competitividad y eficiencia del mercado del gas natural en nuestro país, se debe conocer la situación actual y posible evolución del mercado internacional del GNL y de los combustibles alternativos. En lo que sigue, se hace una breve descripción del mercado del gas natural en Chile y las perspectivas de importación vía gasoductos de los países limítrofes, luego se analiza la situación actual del mercado del GNL en el mundo y las posibles fuentes de suministro a Chile más económicas y eficientes. Además, se indican los nuevos proyectos de GNL que se están estudiando en Chile. El entender las opciones de suministro de GNL y gas natural para el país, las perspectivas de precios actuales y futuros, son relevantes para el posterior análisis de competitividad y eficiencia del mercado del gas natural en Chile. 3.1 Situación Actual del Gas Natural En el año 1997 se dio inicio al suministro de gas natural desde Argentina en todo el país, como consecuencia del Protocolo de Integración Gasífera firmado en 1995 entre los gobiernos de Chile y Argentina. Producto de este proceso de integración se invirtieron en Chile en infraestructura asociada al gas natural entre US$ 4.000 y 4.500 millones,4 donde se incluye la construcción de gasoductos, redes de distribución, centrales térmicas y plantas de metanol. Este proyecto de integración energético operó sin inconvenientes hasta el año 2003. Un año después el suministro se vio afectado por sucesivos cortes e incumplimientos contractuales en forma creciente, situación que se hizo insostenible el año 2007 lo que gatilló finalmente los dos proyectos de GNL existentes. La probabilidad de que se reactiven los envíos de gas natural desde Argentina con contratos de suministro de largo plazo y amarrados a compromisos financieros de inversión, es muy baja, casi nula. En el último tiempo sin embargo, ha habido varios mensajes de diferentes autoridades del Gobierno destinados a promover la integración energética entre los países en Latinoamérica y en particular con los países vecinos, entre estos destacan:

o Creación de un Comité Binacional entre Chile y Argentina que estudie los diversos aspectos para concretar la interconexión energética entre ambos países, acordado recientemente por el Ministro de Energía, Rodrigo Álvarez, y el titular de Planificación de

4 Elaboración propia, incluye gasoductos Electrogas, GasAndes, NorAndino, GasAtacama y Gasoducto del Pacífico ; Trenes 2, 3 y 4 de Methanex; 3400 MW instalados entre ciclos combinados y turbinas a gas y parcialmente redes de distribución de Metrogas, GasValpo e Innergy



la República Argentina, Julio de Vido. Entre los temas a estudiar destaca el trazado de una parte de la línea de trasmisión eléctrica del proyecto HidroAysen por territorio argentino, junto con un acuerdo de swap5 de energía eléctrica.

o Propuesta del Ministro de Economía a la integración total de la Región en materia energética, realizado en la Cumbre Iberoamericana de Presidentes de Empresas realizada en Asunción en el mes de octubre.

Argentina hoy atraviesa por un período crítico en el suministro de gas natural para su consumo interno, lo cual ha llevado que para el año 2012 las importaciones de GNL se incrementen a un máximo de 4.970 MMmcs/año (60 embarques de 138.000 m3 cada uno) y que entre en operación un tercer terminal flotante de GNL.6 Esto es consecuencia del crecimiento económico del país y el bajo precio del gas natural en el mercado interno.

Sin embargo, el futuro se ve auspicioso. Hoy en día Argentina lleva la delantera en Latinoamérica en la exploración de gas natural y petróleo no convencional, liderada por grandes empresas petroleras como, Repsol YPF, Total, Apache, Exxon Mobil y Petrobras, entre otras. Las actividades exploratorias están aún en sus etapas preliminares, esto es, perforando los primeros pozos, desarrollando planes pilotos, optimizando los diseños de pozos horizontales y las operaciones petroleras requeridas, así como la logística. Se estima que la explotación comercial, a escala relativamente importante, se inicie en unos cuatro años más.7 Así y todo ya se han reportado descubrimientos muy alentadores en relación al Shale Gas. Entre estos destaca el de Repsol YPF en la formación Vaca Muerta del yacimiento Loma la Lata en Neuquén, con reservas estimadas de 4,5 Tcf. Es importante destacar que los recursos técnicamente recuperables de Shale Gas en Argentina ascenderían a 774 Tcf,8 esto es los terceros más grandes del mundo después de EE.UU y China. Estos volúmenes parten de estimaciones de Gas in Situ,9 a las que posteriormente se les aplican factores de recuperación y de riesgo, para manejar los imponderables propios de esta actividad. El panorama se ve bastante auspicioso, entre otros, por el gran interés en invertir demostrado por las empresas petroleras presentes, incentivadas además por el programa Gas Plus lanzado por el gobierno en el 2008, el cual permite a los productores de gas no convencional, negociar libremente la venta del gas con un precio tope de hasta 7,5 US$/MMbtu, además asegura el no re direccionamiento de los envíos en la época invernal. La explotación del gas no convencional en Argentina requiere un precio entre 4,5 y 7,3 US$/MMbtu, para ser rentable.10 Esto último también se sustenta, en que el precio tope del gas no convencional en USA fluctuaría entre 6,5 y 7,5 US$/MMbtu en el largo plazo y porque las demostraciones habidas a la fecha en Argentina, demuestran que los reservorios son de mejor calidad que en EE.UU, con mayores presiones y espesores saturados. De esta forma es bastante probable que Argentina vuelva a convertirse en un futuro próximo en un tenedor de reservas probadas de gas natural que podrían ser muy relevantes. Así, aunque su consumo interno es significativo, 2 Tcf/año, podría convertirse nuevamente en un país exportador, dado la magnitud de las reservas esperadas. Es razonable esperar precios internados en Chile entre 9 y 10 US$/MMbtu y, descontando el costo de transporte a Chile, el precio pertinente para el despacho eléctrico debería fluctuar entre 8 y 9 US$/MMbtu, el cual sería competitivo con el carbón.

5 Intercambio 6 Platts Energy Bulletin: Electric Power, Natural Gas, Coal, 19 de Octubre de 2011 7 Tomás Garcia B. Director de Exploración y Producción YPF, Diario La Razón, 16 de Octubre 2011 8 World Shale Gas Resources, U.S. Energy Information Administration, April 2011 9 Reserva original de gas natural en el yacimiento. 10 Daniel Montamat, ex Secretario de Energía de Argentina, Diario Clarín, 14/II/2011



Esta posibilidad de volver a tener gas natural en la zona norte y centro sur del país a precios más competitivos que en la actualidad, debería implementarse de forma tal que conduzca efectivamente a una mayor competencia en el mercado del gas natural, que se refleje en precios más favorables a público y al sector industrial. Hoy día el precio de venta del GNL regasificado al mercado domiciliario compite con el LPG y el industrial con el diesel. En cualquier caso, es esencial que en el futuro, de prosperar acuerdos entre países vecinos, se establezcan condiciones contractuales que minimicen el riesgo de llegar a condiciones de incertidumbre como las que caracterizaron al mercado regional de gas en la década pasada.

La búsqueda de gas natural en el país, fuera de Magallanes, para satisfacer nuestras necesidades con recursos propios, lamentablemente no ha tenido resultados positivos. Desde los años 60, se han perforado más de 70 pozos exploratorios, principalmente por ENAP. La única área que presenta un descubrimiento de gas de cierto interés es la del Pozo F‐1 ubicado en costa afuera al frente de Valdivia, hoy Proyecto Naguilan. Tiene un potencial posible por descubrir de unos 40.000 MMmcs.11 Es probable que próximamente se licite esta área por parte del Ministerio de Energía, vía la asignación de un Contrato Especial de Operación. En cuanto al gas natural no convencional, la EIA en el estudio referido en la nota 7, asigna también un enorme potencial a Chile de 64 Tcf, a nivel de Technically Recoverable Resource, pero todo en la Cuenca de Magallanes. Para dimensionar esta cifra recordemos que ENAP ha producido 8 Tcf de gas natural en más de 50 años en la XII Región.

Figura 3.1 Proyecto Naguilán Cuenca de Valdivia

11 Gerente de Exploraciones de ENAP, Sr. Lisandro Rojas



Dado este contexto, se concluye que la existencia de los terminales de GNL en el país para asegurar el suministro energético y la disponibilidad de gas natural han jugado un rol muy relevante. El rol en el mediano plazo dependerá entre otros, de la materialización de una nueva integración gasífera con Argentina y de la forma como ésta se concrete en la práctica. El mercado ideal es que ambos operen en conjunto en forma competitiva. 3.2 Mercado Internacional del GNL La demanda mundial de gas natural se espera siga creciendo y expandiéndose a más naciones por ser el combustible fósil más limpio, que minimiza el impacto en el medio ambiente y por ser más competitivo que el diesel y otros derivados del petróleo. Según la Energy Information Administration, (en adelante “EIA”), la demanda de gas natural en el mundo creció cerca del 25% en el periodo 2000 ‐ 2007 y se proyecta que tenga un crecimiento del 11% entre el año 2011 y 2015. En particular el GNL, ha tenido un importante crecimiento a nivel mundial, aumentando un 6% anual en la última década. Actualmente, hay 25 países que importan GNL en el mundo, de 17 que eran el año 2007. Según Cheniere Energy Inc., (en adelante “Cheniere”), el balance global de GNL en la actualidad representa una demanda de 30 Bcf/día versus una oferta de 37 Bcf/dia. Cheniere plantea además que la oferta de GNL hacia el 2015 aumentará a 45 Bcf/día, con la entrada de nuevas plantas de licuefacción, según el detalle que se indica en la Figura 3.2.a.

Figura 3.2.a Capacidad adicional de licuefacción mundial.

Fuente: Cheniere Energy Inc.12 Esta mayor oferta de GNL a nivel mundial con respecto a la demanda debería tender hacia una disminución del precio del GNL y a un mayor desarrollo del Mercado Spot.

12 Cheniere Energy Inc, Market Fundamentals,www.cheniere.com/lng_industry/global_gas_demand.shtml



Es importante destacar que en este aumento de capacidad, no se encuentran las plantas de GNL que se pueden desarrollar en USA dado los grandes descubrimientos de gas natural no convencional, permitiendo así la rentabilización de la infraestructura existente de importación de GNL que actualmente no está siendo utilizada. En relación a los precios internacionales del GNL la indexación con el petróleo está presente en la mayoría de los contratos en Europa y Asia. Europa representa un 30% de la demanda mundial, donde el GNL es una fuente secundaria de abastecimiento de gas natural (10% Aprox.), a diferencia del mercado Asiático. En Europa el principal suministro de gas natural es por gasoductos desde Rusia y el Norte de Africa. Por esto, el GNL es un tomador de precios locales. El principal indicador de precios de gas natural en Europa es el National Balancing Point, (en adelante NBP). Asia representa más del 60% de la demanda mundial del GNL, principalmente Japón, Corea del Sur y Taiwán. Estos mercados no tienen fuentes importantes de abastecimiento de gas natural alternativas al GNL. Un caso particular es Japón, dado que sus opciones de combustibles alternativos al GNL se reducen sólo al petróleo diesel, teniendo por tanto menores posibilidades de negociación. En general se puede indicar que como referencia, los precios del gas natural en Europa y Asia equivalen a un 11 a 15% del precio del petróleo, según se muestra en la Figura 3.2.b.

Figura 3.2.b Relación de precios de gas natural con precios del petróleo.

Fuente: Cheniere Energy Inc.



3.2.1 Mercado del GNL en USA El mercado de GNL relevante en el futuro para Chile será el de USA, dado su nivel actual de reservas de gas natural en relación a su demanda interna, lo que lleva a disponer de importantes excedentes para su exportación. Según Chevron Global Gas,13 el precio interno en el largo plazo en el mercado de USA, debería ser el Henry Hub vigente más 2 ó 3 US$/MMbtu, esto es, 6,5 – 7,5 US$/MMbtu, en moneda actual. El sustento de este planteamiento son los enormes recursos de Shale Gas descubiertos en el país, que alcanzarían a 862 Tcf técnicamente recuperables.14 Lo anterior es concordante con lo planteado por el Department of Energy de USA (en adelante “DOE”), en la publicación del mes de abril, Annual Energy Outlook 2011, según se observa en la Fig. 3.2.c. Esta misma publicación plantea la mantención del desacople del precio del gas natural respecto del precio del petróleo en el mercado americano. Actualmente, en el mercado se puede optar a realizar compras de volumen equivalente a un barco de GNL en el mercado spot, usando los Spot Trading Master Agreement, en un plazo de 3 meses antes de recibir la carga. También es posible realizar compras por plazos de entregas anuales denominados Strip Cargoes y contratos de mayor plazo basado en índices como NBP, Brent, y el Japan Crude Cocktail, (en adelante “JCC”) según el origen del producto.

Figura 3.2.c Proyección de precios del gas natural en USA (US$/MMbtu, dólares 2009)

DOE, Annual Energy Outlook 2011

13 Marc de La Roche, Director LNG Short Term Origination, Chevron Global Gas. 14 Informe DOE, Abril de 2011



Los enormes descubrimientos de gas natural no convencional en USA, están posibilitando el desarrollo de proyectos de GNL a precios competitivos con el mercado internacional, vía la reconversión de terminales de recepción en plantas de licuefacción, como el proyecto Sabine Pass de Cheniere Energy Inc. y Free Port. Esta competitividad del GNL americano se muestra en los análisis realizados por Cheniere, para ofrecer gas natural a los mercados de Europa y Asia, donde el resultado indica que este gas natural se podría vender a precios competitivos en dichos mercados, ver Tabla 3.2.a.

Componente Europa

US$/MMbtu Asia

US$/MMbtu Bajo Alto Bajo Alto

Precio en USA (Henry Hub) 4.00 6.50 4.00 6.50 Proceso de Licuefacción 2.00 3.00 2.00 3.00 Transporte 1.00 1.00 2.80 2.80 Consumo de gas 0.60 0.98 0.60 0.98 Precio Final 7.60 11.48 9.40 13.28 Tabla 3.2.a Precio Esperado del GNL de Sabine Pass Puesto en Europa y Asia

Fuente: Cheniere Energy Inc. La entrada en el futuro de GNL desde USA, al mercado internacional permitirá una mayor oferta y los niveles de precios esperados generarán arbitrajes en el mercado europeo y asiático. Sin embargo, el mercado natural para vender el GNL de USA es Latinoamérica, principalmente por que las distancias al mercado asiático obligan a incurrir en mayores costos de flete y también presenta mayores exigencias en la seguridad de suministro. 3.2.2 Abastecimiento Futuro del Mercado Nacional En relación a los antecedentes presentados de la situación y evolución en el mediano plazo del mercado del GNL que hemos analizado, se puede concluir que el mercado de USA es especialmente relevante para nuestro país y podría ser el principal proveedor de este energético. En relación a la visión del mercado americano expuesto anteriormente, la consultora ha estimado que los precios esperables a tener en Chile para un potencial suministro desde USA para el período 2015 – 2035 serían los siguientes, en moneda promedio 2011:



Componente Bajo US$/MMbtu

Alto US$/MMbtu

Precio en USA (Henry Hub)15 4,5 7,0 Proceso de Licuefacción16 2,0 3,0 Consumo de Gas17 0,7 1,1 Transporte GNL a Chile18 1,5 2,0 Operación Terminales en Chile19 1,0 1,5 Precio Internado 9,7 14,6

Tabla 3.2.b Precio Esperable para Suministro de GNL Proveniente de USA

De esta forma el precio internado promedio del gas natural en Chile estaría en el rango de 9,7 a 14,6 US$/MMbtu y la variación para el periodo 2015 ‐ 2035, sería del orden del 50%. 3.3 Competitividad Esperada del GNL Para determinar la competitividad del GNL en el mercado nacional, debemos conocer el comportamiento esperado de los precios de los combustibles alternativos, esto es, carbón, diesel, fuel oil y gas licuado. Para mantener un criterio uniforme en relación a la fuente de información, este análisis al igual que para el GNL, lo haremos también tomando en consideración lo informado por el DOE en su Annual Energy Outlook 2011. Esta publicación plantea que el precio del carbón en el mercado americano se mantendrá prácticamente constante, en moneda del 2009, en este mismo periodo.

Fig. 3.2.d Proyección de Precios del Carbón en USA (US$/MMbtu, dólares 2009)

DOE, Annual Energy Outlook 2011

15 Informe DOE Annual Energy Outlook 2011. 16 Cheniere 17 Cheniere 18 Chevron Global Gas 19 Elaboración propia



Dado la relevancia del mercado del carbón en EE.UU y su condición de economía abierta, sus precios esperados son un buen reflejo para el mercado mundial. De esta forma es probable esperar que en nuestro país, el precio del carbón en el mediano y largo se mantenga en promedio en sus niveles actuales. En el caso del petróleo, el DOE en su escenario de referencia, plantea un incremento del precio en el mercado mundial de un 54% entre el año 2011 y 2035, en moneda del 2009.

Fig. 3.2.e Proyección de Precios del Petróleo en USA (US$/barril, dólares 2009)

DOE, Annual Energy Outlook 2011 Este incremento, según el DOE, implicará el siguiente aumento en los productos derivados del petróleo en el mercado americano, en el periodo 2011 – 2035, en moneda del 2009:

Petróleo diesel 59,3% Fuel oil 54,6% Gas licuado 42,3%

Tabla 3.2.c Precio Combustibles Mercado Americano 2011 – 2035

Dado la política de precios aplicada en nuestro país, en el caso de los combustibles derivados del petróleo, donde se aplica el concepto de precios de paridad de importación respecto del Golfo de México, mercado en el cual EE.UU tiene gran influencia, es de esperar que en nuestro país estos productos tengan un perfil de reajuste similar. De lo expuesto, se puede concluir que en el mediano a largo plazo la competitividad relativa entre el GNL regasificado, carbón, diesel, fuel oil y gas licuado, sería similar a la posición relativa actual, dado que:



• La variación de precio esperada para el GNL regasificado en moneda del 2009, es de 50,5% en el periodo en estudio, muy similar a la diesel, fuel oil y gas licuado, 52,3% en promedio. De esta forma la competitividad relativa entre estos se mantendría como en la actualidad.

• El carbón en términos reales en el mismo periodo tendría una variación cercana a cero, con lo que acrecentaría su competitividad respecto del GNL y el resto de los combustibles. Se mantendría así como el combustible fósil más competitivo.

Sin embargo, lo anterior no necesariamente debería cumplirse, dado que como se mostrará en el capítulo 6, los precios del GNL vendido actualmente en Chile son excepcionalmente altos dados los modelos de negocios con que se gestaron los terminales de recepción y almacenamiento nacionales. Existe una oportunidad no despreciable que al menos en el escenario bajo, el GNL importado desde USA en el mediano plazo resulte más económico que el gas actualmente comercializado en el país, lo que pondría al GNL a un nivel competitivo con el carbón importado y con evidentes ventajas sobre los derivados del petróleo consumidos en Chile. Por otro lado, al menos un contrato de suministro de GNL a Chile tiene la opción de pasar a un precio DES del orden del precio Henry Hub, lo que lo dejaría a nivel sustancialmente menor incluso que el eventual GNL importado desde USA. 3.4 Mercado Residencial Industrial y Eléctrico Actualmente, el principal demandante de gas natural en el país es el sector eléctrico, con aproximadamente 50% del consumo total,20 siendo utilizado en las centrales de ciclo combinado y turbinas a gas para la generación de energía eléctrica. El mercado industrial y residencial es un mercado menor, donde la principal demanda se encuentra concentrada en la Región Metropolitana y en menor medida en la V Región. En la Región Metropolitana la demanda de gas natural para el año 2011 se estima en 2,1 MMmcsd, y se espera una tasa de crecimiento del 5% anual en los próximos 20 años.21 Para la V Región el consumo estimado para el presente año es de 0,4 MMmcsd y se espera una tasa de crecimiento similar a la de la Región Metropolitana. En el Norte Grande, el consumo industrial y residencial es limitado, en el 2010, la distribuidora Distrinor entregó en promedio 0,07 MMmcsd. En el caso del mercado eléctrico el gas natural compite con el carbón, en cambio en el segmento industrial el gas natural compite con el diesel y fuel oil. En el segmento residencial la competencia se da con el gas licuado. Los potenciales de crecimiento del mercado del gas natural son limitados y las perspectivas están basadas en la introducción del gas natural vehicular, (en adelante “GNV”), y el transporte de GNL en camiones para las regiones IV a VII. Según lo anterior, el disponer de gas natural a precios que sean competitivos con el fuel oil permitiría incrementar la demanda de gas natural, logrando una mayor penetración en el sector industrial y un crecimiento más rápido hacia las regiones IV y VII del país. Uno de los aspectos relevantes de mencionar del mercado de distribución industrial, comercial y residencial, son los márgenes de comercialización presentes en Chile. Para ello en los gráficos 3.4.1, 3.4.2 y 3.4.3 se comparan los precios del GNL internado con los precios del gas natural a público, diesel y fuel oil:

20 Ministerio de Energía 21 Presentación Colegio de Ingenieros, Junio 2011. Gonzalo Palacios, Gerente de Planificación y Desarrollo, Metrogas



Gráfico 3.4.1 Comparación de precios de GNL Regasificado en Quintero versus precios de gas natural al público.

Gráfico 3.4.2 Comparaciòn de precios de GNL en terminal Quintero con precios de diesel en el mercado industrial.



Gráfico 3.4.3 Comparaciòn de precios de GNL en terminal Quintero con precio del fuel en el mercado industrial

En los gráficos anteriores se destacan los elevados márgenes en el gas natural vendido a público, dado que se comercializa a un precio similar al del gas licuado. Este margen es menor en el caso del diesel y casi no habría en el caso del fuel oil, por lo que el GNL no ha entrado en este segmento. En el sector eléctrico, para el periodo enero a julio 2011, la situación de las centrales a gas natural en el SIC y SING, en relación al suministro de combustible fue la siguiente, según se detalla en Tabla 3.4.1 adjunta: Situación en el SIC Operando con suministro vía contratos 773 MW Operando con suministro interrumpible 2.236 MW Sin suministro de gas 46 MW Total 3.055 MW Situación en el SING22 Operando con suministro vía contratos 1403 MW Operando con suministro interrumpible 0 MW Sin suministro de gas 37 MW Total 1.440 MW

22 La central Tal Tal se muestra en el SIC y no se incluye la planta de Salta.



CENTRAL REGION EMPRESA SUMINISTRO GN UNIDADPOTENCIA NETA INSTALADA MW*

ENERGIA GENERADA GWh

**

FACTOR DE PLANTA % SUBTOTAL MW OBSERVACIONES

SAN ISIDRO I V ENDESA CON CONTRATO SAN ISIDRO I 374 1593 85 CCSAN ISIDRO II V ENDESA CON CONTRATO SAN ISIDRO II 399 1831 91 CCNEHUENCO I V COLBUN INTERRUMPIBLE NEHUENCO I 374 1048 56 CCNUEVA RENCA RM S.E. SANTIAGO S.A. INTERRUMPIBLE NUEVA RENCA 371 1468 79 CCNEHUENCO II V COLBUN INTERRUMPIBLE NEHUENCO II 383 1528 79 CCNHUENCO 9B V COLBUN INTERRUMPIBLE NEHUENCO 9B 102 20 4 TURBINA A GASTAL TAL III ENDESA INTERRUMPIBLE TAL TAL 01 122 52 8 TURBINA A GASTAL TAL III ENDESA INTERRUMPIBLE TAL TAL 02 123 21 3 TURBINA A GASQUINTERO V ENDESA INTERRUMPIBLE QUINTERO CC 290 150 10 TURBINA A GASNEWEN VIII GAS SUR INTERRUMPIBLE NEWEN 15 31 41 TURBINA A GASCANDELARIA VI COLBUN INTERRUMPIBLE CENDELARIA I 133 189 28 TURBINA A GASCANDELARIA VI COLBUN INTERRUMPIBLE CANDELARIA II 137 242 35 TURBINA A GASHORCONES TG IX ARAUCO GENERACION INTERRUMPIBLE TG 24 9 7 TURBINA A GASCAMPANARIO VIII CAMPANARIO INTERRUMPIBLE CAMPANARIO 163 77 9 TURBINA A GASCORONEL VIII SAGESA SIN SUMINISTRO CORONEL 46 0 0 46 TURBINA A GAS*Fuente: CNE TOTAL 3055 8259**Fuente: CNE

CENTRAL REGION EMPRESA SUMINISTRO GN UNIDADPOTENCIA NETA INSTALADA MW*

ENERGIA GENERADA GWh

**

FACTOR DE PLANTA %

SUBTOTAL POTENCIA MW OBSERVACIONES

TOCOPILLA II ELECTROANDINA CON CONTRATO U16 393 633 32 TURBINA A GASATACAMA III GASATACAMA CON CONTRATO CC1 390 709 36 CCATACAMA III GASATACAMA CON CONTRATO CC2 378 376 20 CCMEJILLONES II E‐CL CON CONTRATO CTM‐3 242 261 21 TURBINA A GASTOCOPILLA II ELECTROANDINA SIN SUMINISTRO TG3 37 0 0 37 TURBINA A GAS*Fuente: CNE TOTAL 1440 1979**Fuente: CNE

1403

SIC ‐ GENERACION CON GAS NATURAL ENERO ‐ JULIO 2011

SING ‐ GENERACION CON GAS NATURAL ENERO ‐ JULIO 2011

773

2236

Tabla 3.4.1 Detalle Generación con GNL Regasificado en el SIC y SING.

La operación con suministro vía contratos en el SIC, considera que el generador tiene asegurado el abastecimiento con obligación Take or Pay, mediante un contrato con GNL Chile (en adelante “GNLC”). En cambio un suministro interrumpible se basa en la compra de GNL regasificado a uno de los actuales clientes de GNLC, o vía eventuales importaciones de gas natural desde Argentina. En el caso del SING las generadoras GasAtacama y E‐CL tienen contratos de maquila de corto plazo, con las empresas mineras clientes del Terminal GNL de Mejillones, (En adelante “GNLM”). Esto implica una diferencia importante en relación a Endesa con GNLC, quien tiene un contrato en firme y de largo plazo. El factor de planta promedio en el SIC y SING del parque generador con gas natural fue del 45%,23 en el mismo periodo anterior, el que se caracterizó por la baja generación hídrica en el SIC. Si todo éste parque generador operara con gas natural, el consumo total de gas en ambos sistemas en función del factor de planta sería el siguiente, asumiendo un consumo específico ponderado de gas natural de 253 m3/MWh:24

23 Elaboración propia a partir información de los Cdec SIC y SING, energía efectiva/ máxima teórica 24 Elaboración propia a partir información de los Cdec SIC y SING



Factor de Planta %

Consumo MMmcsd

30 8,1 40 10,9 50 13,6 60 16,4 70 19,1

Tabla 3.4.2 Consumo SIC y SING en Función del Factor de Planta

Esta última tabla da una idea del consumo de gas natural del sector eléctrico, donde además se puede destacar la importancia del factor de planta, el cual es dependiente entre otros del nivel de la generación hidráulica, de la disponibilidad contractual de GNL y del precio del carbón para generación eléctrica. Según la opinión de la Consultora MasEnergía, en años de hidrología normal éste debería variar entre 30 y 40%, por lo que el consumo estaría entre 8 y 10 MMmcsd. De esta forma, el consumo total de gas natural asociado a los dos terminales existentes, es el siguiente:

Sector eléctrico SIC y SING 8,0 – 10,0 MMmcsd Sector Residencial e industrial R.M. 2,1 MMmcsd Sector Residencial e industrial V Región 0,4 MMmcsd Sector Industrial Norte Grande 0,1 MMmcsd Total 10,6 – 12,6 MMmcsd

Tabla 3.4.3 Consumo de Gas Natural Asociado a Terminales de GNL De las potencias netas instaladas consideradas en la tabla 3.4.1, es posible observar que sólo un 60% de la potencia total instalada en ambos sistemas corresponde a ciclos combinados y el resto a turbinas abiertas. Las ventajas del gas natural para efectos del despacho, se manifiestan solamente en los ciclos combinados, dado la diferente eficiencia en el uso del combustible, 55% y 35%, respectivamente para los ciclos combinados y turbinas. Estas últimas en la actualidad son despachadas después del diesel. El cierre de una turbina de 240 MW a ciclo combinado, entrega una rentabilidad del 12% real, para un factor de planta del 50%, según estimaciones de la Consultora. 3.5 Nuevos Terminales de GNL La recopilación de antecedentes referente a nuevos proyectos de terminales de GNL que se están estudiando desarrollar en Chile, indican que existen varias iniciativas todas a nivel de estudio, dentro de las cuales se pueden indicar las siguientes:

• Gas Atacama Generación está estudiando instalar un Floating Storage Gasification Unit (en adelante “FSRU”), en la Bahía de Mejillones, II Región. Para este proyecto acaba de recibir ocho ofertas en su proceso de licitación del servicio requerido, por valores entre US$ 200 y 300 millones. GasAtacama está actualmente en proceso de evaluación de las ofertas.



• La empresa eléctrica Colbún también está estudiando un proyecto de terminal de GNL y almacenamiento flotante en la Bahía de Ventanas o Laguna Verde, V Región.

• Un grupo de inversionistas independientes está desarrollando un proyecto de terminal de GNL en la VIII Región, Puerto de los Reyes

Proyecto Terminal GasAtacama 25

El proyecto de terminal de GNL para GasAtacama se está desarrollando a través de su empresa de distribución de gas natural Progas. Para este efecto con fecha 16 de Junio de 2011, Progas S.A. inició la tramitación de la concesión marítima mayor N° 26.651 de 26.896 m2 cuya finalidad es habilitar un terminal marítimo de transferencia de productos líquidos y gaseosos consistentes en un buque de hasta 110.000 Trg, considerando un barco tradicional de transporte de GNL permanentemente amarrado al fondo marino a una distancia aproximada de 2 km del borde costero de la bahía de Mejillones. Este buque contará con equipamiento para recibir GNL en forma periódica y almacenar en sus estanques un volumen aproximado de 145.000 m3 de GNL.

La inversión estimada inicialmente es de MMUS$ 190 y se desglosa de la siguiente manera:

Item MMUS$

Buque LNG a ser convertido en FSRU 100

Modificaciones del buque 20

Boya, cable y cañería submarina 50

Proceso de regasificación en cubierta del FSRU 20

Total 190

Tabla 3.5.a Costos Proyecto Terminal GasAtacama

Por otra parte, se estima que las obras adheridas al suelo en sectores a concesionar ascienden a los MM$ 800 y los costos operativos anuales serían de entre 12 a 15 MMUS$, incluida la energía necesaria para operar la infraestructura. Proyecto Puerto de Los Reyes26 Un grupo de capitales coreanos busca impulsar en Talcahuano, Región del Bío Bío, la instalación de un proyecto de regasificación de GNL, que se sumaría a los que ya operan en Quintero y Mejillones. Para estos efectos con fecha 11/01/2010, esta sociedad de inversiones comenzó a tramitar la concesión marítima mayor N° 23.793, de 1.217 m2, para la construcción y operación de un muelle mecanizado para

25 Fuente, Directemar, Sistema Integrado de Administración del Borde Costero. 26 Fuente, Directemar, Sistema Integrado de Administración del Borde Costero.



manejo de carga general, contenedores y descarga de GNL, con cuatro sitios de atraque para naves sobre 120.000 TRG. Dicho muelle estará ubicado en el sector Isla Rocuant, en la Región del Bío Bío.

Etapa Duración en

meses Desde Hasta

Costo Etapa MUS$

Instalación de Faenas 2 02/06/2010 01/08/2010 500

Etapa de Construcción 28 01/08/2010 01/12/2012 80.000

Etapa de Inspección 14 02/12/2010 01/02/2012 4.000

Etapa de Recepción de Obras 3 01/02/2012 01/05/2012 500

Tabla 3.5.b Costos Proyecto Terminal Puerto de Los Reyes. A esta inversión debiese sumarse el valor de la FSRU, del orden de los MMUS$ 200. Ninguno de los tres proyectos a la fecha ha iniciado la tramitación ambiental. La tarifa de almacenamiento y gasificación que se espera en estos proyectos, según estimaciones realizadas por MasEnergía, es de 0,75 US$/MMbtu. Los criterios usados en la evaluación,27 son los siguientes:

Inversión 225 US$ millones Capacidad de Regasificación 6,0 MMmcsd Capacidad de Almacenamiento 150.000 m3 de GNL Costos de Operación 25.000 US$/día Combustible 0,1 US$/MMbtu Demanda 3,5 MMmcsd Retorno sobre la Inversión 10% real anual Horizonte de Evaluación 20 años

Tabla 3.5.c Criterio de Costos Utilizados para Determinar Tarifas

Methanex en conjunto con ENAP también han estudiado la posibilidad de un FRSU en Cabo Negro, XII Región, para manejar los períodos más críticos de suministro de gas a su proceso. Han concluido que es técnicamente factible realizar la operación, con un costo inferior a un millón de dólares. Hoy en la época invernal, están probando manejar la situación con una mezcla de butano con aire.

27 Información entregada por GasAtacama e investigación propia.



3.6 Nuevos Actores en el Mercado y Clientes Potenciales El mayor desarrollo del GNL regasificado se podría abordar: vía nuevos terminales, mayor utilización o ampliación de la capacidad de los actuales terminales, una mayor capacidad de transporte de GNL vía camiones o nuevas redes de gasoductos. El disponer de GNL y/o gas natural a precios competitivos con el carbón y los combustibles líquidos, en opinión de la Consultora MasEnergía, puede permitir la incorporación de nuevos clientes en la zona central como en la zona sur, destacándose dentro de los principales, los siguientes: Distribuidora de Gas Natural Innergy Innergy es la distribuidora de gas natural residencial e industrial en la VIII Región. Para que pueda convertirse en un cliente de GNLC, actualmente la única opción es mediante la gasificación de GNL en la zona, transportado vía camiones desde el Terminal de GNLQ. El consumo residencial, comercial e industrial no eléctrico en la VIII Región en la actualidad, la Consultora lo estima en 1,5 MMmcsd.28 Regiones IV, VI y VII El consumo de estas regiones, en una primera etapa, podría ser abastecido vía camiones desde GNLQ. Si el GNL es competitivo y hay suficiente demanda en firme, en una segunda etapa se podría pensar en la construcción de gasoductos. La Consultora no dispone de los datos de demanda potencial en esta zona. Colbún Colbún, uno de los principales generadores eléctricos de Chile, requiere de gas natural o diesel como insumo para las centrales de ciclo combinado y turbinas a gas que tiene en el SIC. Actualmente se abastece parcialmente de gas natural de ENAP y diesel. Este último también lo adquiere de Copec. Colbún también podría ser un cliente de GNLC ya que los ciclos combinados Nehuenco I y II, con capacidad instalada de 754 MW en total, tienen un consumo de gas natural de 3,4 MMmcsd a plena carga, considerando un consumo específico de 186 m3/MWh. Para el caso de las turbinas a gas, Nehuenco 9B y Candelaria I y II, el consumo de gas natural es de 2,8 MMmscd a plena carga, para un consumo específico de 321 m3/MWh.29 Todas estas unidades se encuentran interconectadas vía gasoducto con el Terminal GNLQ, por lo que serían factibles de ser abastecidas de gas natural. 28 Para estimar esta demanda, del sitio de Energas en Argentina, se obtuvo las exportaciones mensuales a la VIII Región de los últimos años a través de Gasoducto del Pacífico, y se extrapoló la tendencia del consumo considerando solamente los meses en que los envíos correspondieron a los volúmenes nominados (demanda efectiva), esto es, se excluyeron los periodos en que hubo cortes de gas arbitrarios. Si bien el precio de importación desde Argentina era diferente al de venta del GNL en la actualidad, la política de precios aplicada por las distribuidoras es la misma. 29 Estos consumos están incluidos en el consumo eléctrico del SIC indicado en el Pto.3.4



Colbún tiene a su vez la central Los Pinos de 100 MW, ubicada en la comuna de Cabrero en la VIII Región. Actualmente utiliza diesel al no disponer de gas natural en la zona. Su consumo es de 0,7 MMmcsd. AES‐Gener La empresa AES‐Gener, principal generador térmico del SIC, requiere gas natural para ser utilizado en la central de ciclo combinado de su filial Eléctrica Santiago, ubicada en Renca, RM. El consumo de gas natural del ciclo combinado Nueva Renca, de una capacidad instalada de 371 MW, es de 1,7 MMmcsd30 a plena carga, para un consumo específico de 194 m3/MWh. Actualmente, Nueva Renca se abastece de gas natural a través de Metrogas, pero eventualmente podría llegar a ser también un nuevo cliente de GNLC, si construye un gasoducto de alimentación propio que la conecte al Gasoducto Electrogas, a menos que tenga un acuerdo con Metrogas que le permita usar libremente sus instalaciones Actualmente es abastecida desde el anillo de distribución de Metrogas, lo que le imposibilitaría acceder a otras fuentes de suministro. Adicionalmente Gener tiene instalado en la VIII Región, en la Comuna de Cabrero, la central Santa Lidia de 132 MW. Esta central, dado la carencia de gas natural en la Región opera con diesel. Su consumo alcanza 1,0 MMmcsd de gas natural. De esta forma en la VIII Región, existe un consumo total de gas natural insatisfecho de unos 3,0 MMmcsd, el que eventualmente podría ser abastecido por GNLC. Este consumo es adicional al transportado en camiones actualmente por ENAP.

30 Este consumo está incluido en el del sector eléctrico indicado anteriormente.

Descripción de Infraestructura GNL en Chile


4. Descripción de la Infraestructura Asociada a la Importación y Posterior Comercialización del GNL en Chile

En este capítulo se realiza un levantamiento de la información técnica de los terminales de GNL existentes en Chile, donde se incluye a GNL Quintero y GNL Mejillones, según la metodología planteada anteriormente. Este levantamiento consiste en una descripción general de, sus propietarios, características técnicas de sus instalaciones, ubicación, capacidades de expansión y principales clientes. 4.1 Terminal GNL Quintero A continuación se presentan los principales aspectos relacionados con las características del terminal de GNL ubicado en la Bahía de Quintero, V Región. 4.1.1 Propietarios El modelo de negocio adoptado por el terminal de GNL Quintero, considera la constitución de dos sociedades independientes, GNL Quintero y GNL Chile. El objeto de la sociedad GNLQ es la explotación de los activos físicos del terminal y el de la sociedad GNLC desarrollar la gestión comercial del GNL en forma integral. El socio mayoritario en GNLQ es British Gas con un 40% de participación societaria y donde ENAP, Metrogas y Endesa tienen un 20% de participación societaria cada uno. En GNLC las tres empresas nacionales tienen un tercio cada una. 4.1.2 Capacidad de Descarga 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. La descarga del GNL se efectúa mediante las bombas de los barcos, a una tasa promedio de 10.000 a 12.000 m3/hr. Hasta la fecha se han recibido buques de tipo membrana y esférico, con capacidades de entre 145.000 y 175.000 m3 de GNL. El tiempo de descarga de un barco tipo es del orden de 12 a 15 horas. La distancia desde la plataforma de descarga a los estanques de GNL es de aproximadamente 2.000 m. 4.1.3 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 y de tres estanques en tierra de alta seguridad, con una capacidad total de almacenamiento de 334 mil m³ de GNL. Uno de ellos es de 14 mil m³ y dos de 160 mil m³ cada uno.



El GNL es almacenado a la presión atmosférica y a ‐160° Celsius. Los estanques son sellados y tienen dos compartimientos. El principal es de acero níquel y aluminio y fue diseñado para contener el GNL a bajas temperaturas. El secundario, de concreto fue concebido para asegurar que cualquier eventual filtración sea contenida y aislada. Para regasificar el GNL, éste se envía a los vaporizadores. El Terminal cuenta con dos de panel abiertos (en adelante ORV), que funcionan en régimen calefaccionados por agua de mar y uno de combustión sumergida (en adelante SCV), que funciona como respaldo. Cada uno de ellos posee una capacidad de regasificación cercana a los 5 MMmcsd. De esta forma, el Terminal cuenta con una capacidad máxima de vaporización de aproximadamente 9,7 MMmcsd. 4.1.4 Patio de Carga de Camiones Adicionalmente, el Terminal de GNL Quintero cuenta con un patio de carga de camiones que tiene dos islas de carguío, para la entrega de GNL. El carguío de cada camión 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, que equivale aproximadamente a 0,72 MMmcsd de gas natural equivalente. 4.1.5 Capacidades de Expansión La capacidad de regasificación del Terminal GNLQ puede ampliarse a 15 MMmcsd, instalando una tercera unidad de vaporización, a un costo estimado de entre US$ 40 y 50 millones.31 Para alcanzar la capacidad de gasificación de diseño del terminal, que es de 19,4 MMmcsd, se requiere la instalación de un tercer estanque de almacenamiento de 160.000 m3, llegando de esta forma a una capacidad máxima de almacenamiento de 450.000 m3 de GNL. La inversión en este caso bordearía los US$ 250 millones. En el caso del patio de carga de camiones de GNL, esta puede ampliarse hasta 2.500 m3 por día. 4.1.6 Capacidades y Flujos Asociados a Clientes Actuales y Potenciales En el Terminal de GNL Quintero se han recibido los siguientes volúmenes de gas natural equivalente:32

Año Recepción (Millones de MMbtu)

Recepción (MMmcs/año de 9300 Kcal/m3)

2009 19,8 558,02010 85,5 2.384,0

2011 (estimado) 113,3 3.045,6Tabla 4.1 Volúmenes Recepcionados en GNL Quintero

31 GNLQ 32 GNL Chile



La distribución por cliente fue la siguiente:

Cliente Año 2009 (MMmcs/año)

Año 2010 (MMmcs/año)

Metrogas 145 795 Endesa 254 1.041 Enap 159 548

Total 558 2.384 De esta forma en el 2010, GNLQ opero al 64,9% de su capacidad máxima teórica de gasificación y en el 2011 lo hará al 86%. Endesa en el año 2009 empleó 254 MMmcs/año de gas natural en sus turbinas de ciclo combinado ubicados en Quillota, V Región. En el año 2010 el consumo de gas natural fue de 1.041,9 MMmcs/año, incluyendo 67 MMmcs/año de las turbinas a gas ubicadas en Quintero, V Región.33 En el caso de Metrogas, en el año 2010, éste comercializó 795 MMmcs/año de gas natural proveniente de GNL. Un 63% de este volumen fue entregado al mercado eléctrico e industrial y el resto al mercado comercial y residencial. En el año 2009, el volumen comercializado de gas natural fue de 145 MMmcs/año.34 ENAP vendió en el 2010, 340 MMmcs/año,35 a GasValpo en la V Región y a Colbún. 4.1.7 Descripción y Capacidad de las Redes de Transporte de Gas Para que el gas natural proveniente del Terminal de GNL Quintero pueda ser entregado a los distintos clientes, se requiere la utilización de gasoductos, que estén interconectados con la planta de gasificación. Este es el caso del Gasoducto Electrogas, que conecta el terminal Quintero con las regiones Quinta, Metropolitana y Sexta. Actualmente está siendo utilizado a un 50% de su capacidad gravitacional, que es de alrededor de 10 MMmcsd. Como sabemos esta capacidad de transporte de gas natural representa también la capacidad de vaporización actual del Terminal GNLQ. El Gasoducto Electrogas, puede aumentar su capacidad de transporte a un volumen de gas natural de 19,6 MMmcsd en forma gravitacional, esto es, sin la necesidad de utilizar compresores en el sistema de transporte, ni construir gasoductos paralelos. Esta capacidad de transporte equivale a su vez, a la máxima capacidad de gasificación de GNLQ, en caso de instalar un tercer estanque de almacenamiento. El Gasoducto GasAndes hoy se utiliza como fuente de almacenamiento de GNL regasificado, al no tener carga desde Argentina. El ramal al Teniente transporta el gas natural que le vende GasValpo y las entregas ocasionales a la Central Termoeléctrica de Codegua. En la Figura 4.1.a se muestra en forma esquemática la red de gasoductos en la zona centro sur de Chile.

33 Memorias Endesa 2009 y 2010 34 Memorias Metrogas 2009 y 2010 35 Memoria ENAP 2010



Figura 4.1a Red de Gasoductos Zona Centro ‐ Sur

El gasoducto del Pacífico por su parte, que conecta directamente la Cuenca de Neuquén con la VIII Región, transporta diariamente un volumen de gas natural cercano a 0,2 MMmcs de gas argentino, para el abastecimiento del consumo residencial de la Región, a través de la distribuidora Innergy. Además transporta un volumen de 0,5 MMmcsd de GNL regasificado para su uso en la Refinería BíoBío, desde la localidad de Pemuco a la ciudad de Talcahuano. El GNL que se vaporiza en Pemuco, es transportado en camiones refrigerados desde el Terminal de GNLQ. La capacidad de diseño del gasoducto hasta Talcahuano es de una capacidad de transporte de 9,0 MMmcsd. La planta de regasificación de GNL de Pemuco, cuenta con cuatro estaciones de descarga, conectadas a cuatro estanques de 200 m3 de GNL y dos baterías con 10 vaporizadores cada una. Estos estanques, funcionan alternadamente, para luego de regasificar el gas natural, inyectarlo directamente al Gasoducto del Pacífico. La flota inicial de camiones de GNL a utilizar es de 25 unidades de 40 m3 de capacidad de GNL cada uno, que recorren del orden de 1.200 km ida y vuelta. De esta forma las redes de gasoductos existentes en la zona centro sur, no presentan ningún obstáculo para el desarrollo del GNL, todo lo contrario son un aliado importante, tanto por la capacidad disponible como por el interés en transportar para rentabilizar su negocio.



4.2 Terminal de GNL Mejillones En la zona norte de Chile, en la localidad de Mejillones, está ubicado el Terminal de GNL Mejillones, GNLM. Las principales características de este terminal son las siguientes. 4.2.1 Propietarios Las propietarias del Terminal GNLM son GDF Suez con una participación accionaria de un 63% y CODELCO con una participación del 37% de la sociedad. 4.2.2 Capacidad de Descarga El proyecto de Terminal de GNL fue concebido desarrollarlo en dos etapas. En la Etapa 1, el Terminal opera utilizando una unidad flotante de almacenamiento de GNL (en adelante “FSU”), un muelle y una planta de gasificación en tierra. En la Etapa 2, que está considerado desarrollarla a contar del año 2013, iniciaría la operación del almacenamiento de GNL en tierra, con la puesta en marcha del estanque que se encuentra actualmente en etapa de construcción. Etapa 1 El Terminal de GNL funciona también en este caso, 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 a la FSU. La descarga del GNL del barco transportador a la FSU, se efectúa mediante las bombas del barco, a una tasa promedio de entre 3.500 y 4.000 m3/h, lo que hace que la descarga de un barco tipo dure entre 36 y 48 horas. 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. Etapa 2 Durante la Etapa 2, el Terminal también funcionará según éstos mismos estados operativos, normal y descarga y de una forma similar a la descrita para el Terminal de Quintero. 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 hasta los estanques de GNL en tierra.



4.2.3 Capacidades Nominales de Almacenamiento y Regasificación Etapa 1 La capacidad de almacenamiento de la unidad FSU es de Aprox. 162.000 m3, que corresponde al barco metanero BW Gdf Suez. La Planta de Regasificación en tierra tiene una capacidad de 5,5 MMmcsd. Opera con dos equipos vaporizadores del tipo SCV y un tercero de respaldo. Etapa 2 En ésta etapa el almacenamiento se realizará en el estanque actualmente en construcción de 175.000 m3 de capacidad. Será del tipo contención total. Para el envío a la planta de regasificación se utilizarán tres bombas sumergidas en el líquido criogénico, dos en operación normal y una de respaldo. La capacidad de las bombas será la adecuada para soportar la tasa de gasificación, 5,5 MMmcsd. La planta de regasificación es la misma descrita para la Etapa 1. 4.2.4 Patio de Carga de Camiones El Terminal de GNLM no considera hasta el momento la construcción de un patio de carga de camiones para la entrega de GNL. 4.2.5 Capacidades de Expansión El Terminal de GNLM en la actualidad no contempla futuras expansiones del terminal de gasificación. Futuras ampliaciones de la capacidad dependerán del comportamiento de la demanda de gas natural en el futuro en la zona norte. 4.2.6 Capacidades y Flujos Asociados a Clientes Actuales y Potenciales Desde Abril del año 2010, GNLM entrega en forma continua más de 2 MMmcsd de gas natural, a las empresas mineras CODELCO, BHP/Escondida, Collahuasi y El Abra, en conformidad a los contratos suscritos, y que finalmente posibilitaron la existencia de este Proyecto. Las mineras antes mencionadas tienen contratos de maquila con las empresas generadoras E‐CL y GasAtacama, por el equivalente a una capacidad instalada de generación eléctrica de 400 MW de energía por un periodo de tres años. No fue posible para esta Consultora conocer más detalles sobre la relación contractual entre las mineras y las generadoras. GNLM a su vez entrega gas natural a la distribuidora Distrinor, quien lo distribuye mayoritariamente en el sector minero e industrial de la zona norte de Chile. También realiza ventas de gas natural Spot a la Central Taltal de ENDESA, ubicada en la II Región



Durante el año 2010, GNLM entregó a CODELCO y El Abra 294 MMmcs/año de gas natural, siendo la generación eléctrica equivalente de 238 MW.36 Las entregas a Minera BHP/Escondida y Collahuasi en el mismo período fueron 280 MMmcs/año.37 Electroandina y Edelnor formaron parte de la cartera de clientes de GNLM en el año 2010, con acuerdos de venta hasta por 105 MMmcs en total en dicho año. Hoy en día GNLM está negociando la incorporación de nuevos clientes, siendo posible que se incorporen a los existentes, entre otros, GasAtacama, E‐CL y otra empresa minera de importancia en la zona. En las regiones I, II y III, el desarrollo del mercado residencial, comercial e industrial está aún en una etapa preliminar. En la actualidad en la II Región se abastecen de gas natural a través de Distrinor solamente, Soquimich, Chuquicamata, Radomiro Tomic, Sociedad Chilena del Litio, Molycop, Cooperativa San Pedro y Lipigas en la ciudad de Calama. Todas ellas consumieron en el 2010, 72.016 m3/día38 de gas natural en promedio. La posibilidad de disponer de una fuente confiable de gas natural, a través de GNLM, abre interesantes posibilidades de desarrollo en esta área, a través de camiones en una primera etapa. Con este objeto Suez creó una nueva filial para impulsar este mercado, Solgas. 4.2.7 Descripción y Capacidad de las Redes de Transporte de Gas Como se mencionó anteriormente, para poder entregar el gas natural a los distintos clientes, se requiere de una infraestructura de gasoductos interconectada con el terminal de GNL. En el caso de la zona norte de Chile, los gasoductos, Norandino y GasAtacama están conectados a GNLM, a través de un gasoducto de 8 Kms. Ambos gasoductos transportan en la actualidad un volumen de gas natural cercano a 1,0 MMmcsd cada uno, lo que representa una utilización del sistema de transporte en el entorno del 15% de su capacidad de diseño, siento ésta de 7,1 y 8,5 MMmcsd, respectivamente. El gasoducto Norandino transporta el gas natural para la Central Térmica Mejillones y la Central Térmica Tocopilla, de propiedad de E‐CL y además entrega gas natural a su vez a la operación minera de la División Chuquicamata de CODELCO y otros clientes industriales y mineros a través de Distrinor. El gasoducto de GasAtacama abastece la Central Térmica Atacama, ubicada en Mejillones y la Central Térmica Taltal de propiedad de Endesa. En el Anexo B, se entrega una descripción detallada de la infraestructura física asociada a cada terminal de GNL. Similarmente, se detalla en el Anexo C una descripción para la red de gasoductos.

36 Memoria E‐CL 2010 37 Fuente: CNE 38 Memoria E‐CL 2010

Modelo de Negocios Terminales de GNL en Chile


5. Modelos de Negocios Terminales de GNL en Chile En este capítulo se realiza una descripción de los modelos de negocios utilizados por el terminal de GNL Quintero y por el terminal de GNL Mejillones. 5.1 Descripción Modelo de Negocio GNLQ ‐ GNLC El modelo de negocio adoptado por el terminal de Quintero, considera dos sociedades independientes, GNL Quintero y GNL Chile. El objeto de la sociedad GNLQ es la explotación de los activos físicos del terminal y el de la sociedad GNLC el desarrollar la gestión comercial en forma integral. El detalle de ambas sociedades es el siguiente: • GNL Chile S.A., es una sociedad anónima constituida el 16 de noviembre del año 2005, y cuyo

objeto es la importación de GNL y venta de gas natural. Para ello, compra e importa GNL, y ha contratado la capacidad de recepción, almacenamiento y regasificación del GNL con GNLQ. Finalmente, GNLC se encarga del suministro del gas natural a sus clientes. Los accionistas de GNLC son en partes iguales, ENAP, Endesa y Metrogas S.A.

• GNL Quintero S.A., es una sociedad anónima constituida el 9 de marzo del año 2007, y cuyo objeto es la explotación de un terminal de regasificación de GNL en la Bahía de Quintero. GNLQ es propietaria del Terminal y responsable de su operación y mantención, lo que efectúa con personal propio. Los accionistas de GNLQ son BG International Limited (40%) (en adelante BG), ENAP, Endesa y Metrogas (con un 20% de participación cada uno).

Los clientes actuales de GNLC son ENAP, Metrogas y Endesa, los cuales tienen suscritos contratos de compra de gas natural. Los fundamentos del modelo de negocio se grafican en la figura a continuación:

Contratos:- SPA: Suministro de GNL- TUA: Uso del Terminal- GSA: Suministro de Gas Natural

GNL Chile

GNL Quintero

TUA

Cliente #M

Cliente #3

Cliente #2

Cliente #1

Suministrador de GNL #N

Suministrador de GNL #2

Suministrador de GNL #1

A la fecha:- BG LNG Trading

A la fecha:- Enap Refinerías- Endesa- Metrogas

Figura 5.1.a Modelo de Negocios GNLQ – GNLC



En la Figura 5.1.b se muestra la estructura del negocio del GNL regasificado en la zona central, sus principales contratos de servicios y suministro y la cadena de negocio de cada cliente. Se muestran además los flujos de servicios intercambiados y sus tarifas, al nivel de la información disponible. 5.1.1 Descripción de los Contratos Asociados al Modelo de Negocio En esta sección se realiza una descripción de los principales contratos asociados al modelo de negocios. La información en su mayor parte fue entregada por GNLQ y GNLC. 5.1.1.1 Contrato de Arriendo del Terminal Para cumplir su cometido GNLC suscribió con GNLQ un contrato de uso exclusivo, Terminal User Agreement (en adelante TUA), por el 100% de la capacidad y servicios de descarga, almacenamiento y regasificación actual del terminal, por un periodo inicial de 20 años y bajo la modalidad Take or Pay. La capacidad de regasificación actual es de 9,7 MMmcsd. La tarifa de arriendo tiene una componente fija, correspondiente a la recuperación del capital, y una componente variable correspondiente a costos de operación y mantención, impuestos y transporte del gas por el gasoducto de empalme al de Electrogas en Quillota. No se dispone del valor contractual de estas tarifas, pero una primera estimación para un terminal de regasificación de características similares al de GNLQ, resulta en una tarifa fija anual del orden de US$ 29‐35 millones, más costos variables de operación de unos 0,07‐0,1 US$/MMbtu, cifra que varía según el precio de la electricidad. Lo anterior entrega un valor referencial de los costos asociados a la comercialización y al terminal en el 2011 de 1,5 US$/MMbtu para un factor de uso del 100% de la capacidad. El costo anual para este último caso alcanzaría los US$ 65 millones para los tres socios. Recientemente, GNLQ inauguró el servicio de patio de carga de camiones, el cual tiene una capacidad de entrega 1,2 Mm3/día de GNL. La totalidad de esta capacidad también está arrendada a GNLC, a través del TUA, en un contrato a 20 años. A su vez GNLC la subarrendó casi en su totalidad a ENAP y en menor medida a Metrogas, por el mismo plazo, con un contrato Take or Pay Estos clientes, además de pagar la tarifa fija del Terminal por 20 años, se les incluye un pago adicional que corresponde a los costos de capital de la inversión y de O&M, relativos al patio de carga, en proporción a las cantidades contratadas. Estos costos son principalmente fijos, Aprox. 0,2 US$/MMbtu. Adicionalmente hay un costo variable, siendo la energía el más relevante.



Figura 5.1.b Estructura de Negocios GNL Zona Central



5.1.1.2 Contrato de Compra de GNL Otro contrato relevante para GNLC, es el que suscribió en mayo del año 2007, con BG LNG Trading, (en adelante BGLT), para el suministro del GNL. Actualmente, este contrato tiene una condición de entrega equivalente a 1,7 millones de toneladas por año de GNL, que equivalen a 6,6 MMmcsd de gas natural (esto es un volumen de gas natural de 2,2 MMmcsd para cada cliente de GNLC), volumen que es en firme pero con flexibilidad anual, y por un plazo de 20 años, a una tarifa que utiliza como índice el precio del petróleo Brent. Este contrato de suministro de GNL, tiene flexibilidad a nivel de la programación anual, (en adelante ADP), que le permite a sus clientes programar las cantidades que deseen para cada año, la que puede variar entre cero y 2,2 MMmcsd de gas natural. Además, en este contrato existe la posibilidad de suspender las entregas de GNL realizadas por barcos establecidas en el ADP en el transcurso del año, pero con el acuerdo unánime de todos los clientes y con un plazo de al menos de 40 días antes de la fecha estimada de llegada del buque de GNL, y además pagando un Fee de cancelación, que disminuye en la medida que el plazo del aviso sea anterior a los 40 días antes mencionados. El contrato contempla la opción para GNLC, al final del año 2012, de pasar a un régimen completamente firme (take or pay) con una nueva tarifa que utilizaría como índice el valor del gas en Henry Hub, USA. El GNL bajo este contrato de suministro se entrega en la modalidad DES.39 El contrato con BG además contempla la posibilidad para GNLC de compra de GNL a terceros, las que están sujetas a algunos derechos de BG, y que finalizan en el año 2017. Respecto a este último punto podemos destacar lo siguiente: • El Derecho de intermediación de contratos, se denomina Fronting Right, (en adelante FR). BGLT

tiene el derecho de elegir si quiere intermediar los contratos de suministro suscritos por GNLC con terceros, realizando por ello un cobro por intermediación denominado Fronting Fee, que varía entre 1% y 2% del precio del Henry Hub40 según el tipo de contrato.

• El Derecho de primera oferta es denominado Right of First Offer. Este derecho se aplica sólo a los requerimientos de cantidades adicionales de GNL de corto plazo que ejerza GNLC (menos de 5 años o Spot). En estos casos, primero GNLC debe pedir una oferta a BGLT por dichas cantidades y, si éste no la entrega o entrega una con un precio mayor al precio del contrato de suministro que tiene con GNLC, o si a esa fecha, la demanda promedio anual de GNLC a BGLT es mayor que 6,61 MMmscd de gas natural, GNLC tiene el derecho de cotizar dicho suministro de GNL con terceros.

La fórmula de escalación del contrato con BG se desconoce por parte de la Consultora, sin embargo los precios en base DES, en US$/MMbtu, sin incluir los derechos de aduana ni los costos asociados a la comercialización y al terminal, han sido los siguientes:41

39 DES, delivered ex ship, bajo esta modalidad el comprador, GNLC, adquiere los derechos de propiedad en el terminal de recepción, Quinteros. El vendedor es responsable de la entrega del producto en este punto, flete y seguros. 40 Henry Hub, precio de referencia del gas natural en USA. 41 Fuente: GNL Chile



Año Precio Mínimo

US$/MMbtu

Precio Máximo

US$/MMbtu

Promedio Ponderado US$/MMbtu

2009 6,9 10,1 8,8 2010 10,0 12,5 10,9 2011 10,6 14,5 12,3

Tabla 5.1 Precios en Base DES GNL Quintero Durante el año 2011, todo el GNL se ha importado desde Trinidad y Tobago. Dado que con éste país no hay vigente un convenio de libre comercio, el arancel de internación aplicable al GNL es un 6% sobre el valor CIF. Si agregamos a estos precios la tarifa por los servicios de GNLC, que se estiman en 1,5 US$/MMbtu, según se determinó en el punto anterior, resulta un precio final ponderado para el año 2011 del GNL regasificado a la entrada del Gasoducto Electrogas de 14,5 US$/MMbtu. Si bien a la fecha no existe diferenciación por tipo de cliente en la compra del GNL, por haber un único contrato, la situación puede cambiar si un cliente compra volúmenes adicionales fuera del contrato con BG, como de hecho ocurrió recientemente con Endesa. Las condiciones contractuales específicas de cada contrato son traspasadas de manera directa a cada cliente asociado a dicho contrato. Entre estas condiciones está el precio, las cantidades mínimas y máximas anuales, flexibilidad y costos asociados a la cancelación de barcos, requisitos de cartas de crédito, etc. Es importante destacar que las fuentes asociadas a GNLC y GNLQ afirman que la incorporación de BG como accionista de GNLQ, ayudó para estructurar el financiamiento del proyecto. 5.1.1.3 Contratos de Suministro de GNL Regasificado Existe un solo tipo de contrato de venta de gas natural, denominado, Gas Sale Agreement (en adelante GSA), que se aplica a los tres clientes de GNLC. Estos contratos42 se suscribieron en mayo del año 2007 y tienen una duración de 20 años a partir del 1 de enero del año 2011, fecha que se denomina Commercial Operation Date. Este contrato permite acceder a cada cliente a una capacidad de regasificación de 3,2 MMmcsd de gas natural, y a la misma cantidad suministro de GNL, en la medida que se cuente con los contratos de suministro. En la misma fecha, GNLC suscribió el contrato con BG que permite a cada socio acceder a una cantidad contractual anual máxima de GNL, equivalente a 2,2 MMmcsd de gas natural en firme. Los clientes tienen el derecho de retirar hasta esta capacidad, sujeto a disponibilidad según el ADP. GNLC puede realizar entregas diarias que superen la capacidad en firme de un cliente, cuando los demás no estén usando toda su capacidad y por ende, exista capacidad remanente en el sistema. La capacidad total puede estar afecta a restricciones asociadas a la operación de GNLQ, tales como, fuerza mayor, mantenciones, etc. En ese caso, la obligación de entrega de GNLC disminuye hasta la capacidad que GNLQ pone a disposición, la cual se distribuye proporcionalmente (en relación a su capacidad contratada en firme) a los clientes de GNLC. Respecto a las entregas anuales en firme de gas natural, éstas están reguladas por el ADP que se realiza todos los años, en que una vez programadas éstas deben ser consumidas por los clientes. 42 Memorias de ENAP, CODELCO y Metrogas, año 2007 y 2010.



Otras particularidades relevantes de los GSA, de acuerdo a lo informado por la propia empresa GNLC, serían los siguientes: • El contrato permite operar automáticamente un mecanismo de préstamo y devolución de GNL

denominado Borrowing & Lending, el que resulta necesario para la programación de los barcos para los tres clientes, considerando que existe una capacidad de almacenaje limitada en el Terminal.

• El contrato permite realizar transferencias de gas natural entre los clientes, u otro tipo de asistencias que son necesarias ante contingencias operativas de los barcos de GNL.

• El contrato permite administrar el prorrateo de las inversiones del Terminal y de sus futuras ampliaciones, mediante un mecanismo denominado Roll In.43

• El contrato permite a los clientes optimizar el uso de las cantidades contratadas por GNLC con los proveedores, especialmente con BG y GNLQ. Esto, pues cualquier cantidad de capacidad de regasificación que no sea utilizada por un cliente, queda automáticamente disponible para ser utilizada por otro cliente, en la medida que se compensen los costos correspondientes.

• La estructura de GNLC permite compartir costos operativos como son la contratación de Surveyors, el manejo aduanero, contratación de asesores, etc.

Las entregas de GNL a ENAP y Metrogas a través del patio de carga de camiones se rigen por las mismas reglas antes señaladas. Sólo se diferencian en la última etapa, mientras la entrega de GNL requiere el patio de carga para el carguío en camiones refrigerados, la entrega de GNL gasificado requiere la etapa de regasificación realizada por los vaporizadores. 5.1.2 Condiciones para el Acceso de un Nuevo Cliente Los requerimientos establecidos por GNLC para el ingreso de nuevos clientes y las condiciones de contratación no diferirían sustancialmente de las condiciones de los actuales clientes de acuerdo a lo que informa la propia empresa. El ingreso de un nuevo cliente no requeriría la modificación de los contratos firmados a la fecha, salvo por el aumento de capacidad de regasificación a firme del TUA (ya que como se dijo, la capacidad instalada está comprometida en firme por GNLC con sus actuales clientes). No existirían prohibiciones en los contratos actuales para el ingreso de nuevos clientes. Los requerimientos específicos para el ingreso de un nuevo cliente, según lo informado por GNLC, serían los siguientes: • Se debe comprar a GNLC un volumen mínimo de 0,6 MMmcsd de gas natural, con contrato por

un plazo de 20 años. Este volumen de gas natural está relacionado con el concepto de Borrow and Lending, que conlleva tener que compartir instalaciones comunes entre varios clientes. Los actuales contratos establecen que un cliente no puede hacer un Borrow and Lending por un periodo superior a 120 días, de manera de evitar los riesgos comerciales que esto conlleva. Por lo tanto, según lo anterior este plazo limita a que, considerando el menor tamaño del barco de GNL que el contrato permite traer es de 120.000 m3 de GNL, el volumen anual mínimo contractual debe ser igual o superior a 0,6 MMmcsd de gas natural.

43 Traspaso al cliente de las economías de escala producidas al ingresar un mayor número de usuarios, sin alterar la rentabilidad del Terminal.



• Se debe suscribir un GSA de largo plazo, por un periodo de 20 años, con GNLC, por capacidad de

regasificación en firme, por un volumen no inferior a 0,6 MMmcsd de gas natural, el cual se paga a todo evento. Los derechos y obligaciones del GSA para el nuevo cliente son esencialmente los mismos que los existentes, salvo que no contempla el descuento en la tarifa de 0,195 US$/MMbtu que sí tienen los actuales clientes. Esto, en atención a que el consorcio inicial de clientes asumió el riesgo del proyecto y actuaron como patrocinadores del mismo. Sin embrago, recientemente el Directorio de GNLC ha aprobado implementar contratos de compra con plazo de 10 años, para facilitar el acceso al GNL de nuevos clientes en condiciones más flexibles para los actuales participantes y posibles nuevos interesados.44 La tarifa considera una repartición proporcional, en relación a la capacidad en firme contratada, del costo de capital de la inversión original entre todos los clientes de GNLC. Es decir, todos los cargadores deben pagar la inversión total del Terminal reajustada por el Producer Price Index, (en adelante PPI45), en un periodo de 20 años, incluyendo la rentabilidad de la inversión definida al momento que se fijaron las tarifas iniciales. Adicionalmente, si se amplía el Terminal, el nuevo cargo de reserva de capacidad que se paga mensualmente en forma fija, se prorratea entre todos los clientes de modo que las economías de escala de un nuevo entrante traen consigo un beneficio proporcional para todos los clientes, antiguos y nuevos.

• GNLC debe contratar el suministro de GNL para atender al nuevo cliente, pero éste suministro no requiere tener una vigencia equivalente al GSA, puede ser de mediano o corto plazo, y a través de varios contratos o con distintos proveedores. El nuevo cliente puede proponer condiciones comerciales ya negociadas por él con un proveedor o negociar junto a GNLC las condiciones comerciales de este contrato.

• El contrato debe cumplir con ciertas condiciones mínimas que permitan la compatibilidad operacional del suministro con el Terminal de GNL y los contratos ya existentes, como por ejemplo la calidad del GNL, la compatibilidad y tamaño de los barcos, el sistema de programación y entrega anual, etc. A su vez GNLC debe respetar los derechos de primera oferta y de intermediación de los contratos, que tiene suscrito con BG.

• Debe tener, y mantener durante el contrato, la calificación de Investment Grade, o en su defecto, estar garantizado por alguien que la tenga. Por su parte, al igual que los clientes actuales, debe garantizar con cartas de crédito anual y mensual el pago del suministro de gas natural solicitado.

• El nuevo cliente puede contratar a su vez el servicio de entrega de GNL a través del Patio de Carga, pero sólo como un servicio complementario al servicio de entrega de gasificación. No puede contratarlo en forma exclusiva. Dado que la capacidad existente ya está vendida, se requeriría en dicho caso ampliar su capacidad.

5.1.3 Condiciones para Efectuar una Expansión de Capacidad La capacidad actual de regasificación de GNLQ, es de 9,7 MMmcsd de gas natural, como se mencionó está íntegramente arrendada a GNLC en un contrato por un plazo de 20 años. Para llevar la capacidad actual a una del orden de 15 MMmcsd de gas natural se requiere solamente ampliar el sistema de

44 El 10 de noviembre del 2011, GNLC inicio un llamado a licitación, Open Season, que contempla la opción de contratos a 10 años, pero con un mínimo de 1,2 MMmcsd. 45 PPI, indicador de la inflación en USA



regasificación, lo cual implica realizar una inversión entre US$ 40 – 50 millones. Para llevar el terminal de GNL a su máxima capacidad de diseño, que es equivalente a gasificar 19,4 MMmcsd de gas natural, se requiere realizar las inversiones necesarias para instalar el tercer estanque de almacenamiento. Para dar curso a un proyecto de ampliación, GNLQ, sin perjuicio de las aprobaciones societarias necesarias, requiere que su cliente en este caso GNLC, comprometa los pagos necesarios para recuperar vía tarifa, los costos de inversión, operación, mantenimiento e impuestos, fijos y variables asociados al proyecto de expansión. Estos costos se suman a los costos iniciales del Terminal y la nueva tarifa se prorratea entre todos los clientes de modo que las economías de escala provenientes de un nuevo cliente los beneficien a todos. GNLC procederá con la tramitación de la expansión una vez que tenga firmado los GSA respectivos, solicitándola posteriormente a GNLQ, quien dado el diseño del terminal y la disponibilidad del espacio físico existente, no debería tener inconvenientes para proceder a su ejecución. La expansión de capacidad también puede ser gatillada por alguno de los clientes actuales. 5.1.4 Financiamiento del Proyecto GNLQ Como se dijo en el modelo de negocio y en los contratos, estos fueron diseñados para permitir el financiamiento de la inversión con un crédito de largo plazo en la modalidad denominada Project Finance. El flujo de recursos que permite el servicio de la deuda a los bancos proviene de los pagos comprometidos contractualmente por GNLC a GNLQ, por la prestación de los servicios del Terminal. GNLQ obtuvo un crédito sindicado con un grupo de entidades financieras internacionales a un plazo de 15 años por un monto de US$1.057 millones, lo que financió el 85% de la inversión (incluyendo costos financieros durante la construcción), la cual totalizó US$1.244 millones. 5.1.5 Impacto en los Costos de la Etapa de Fast Track Versus la

Implementación Definitiva de los Estanques de Almacenamiento Durante la etapa denominada de Fast Track (o Early Gas) que consistía en disponer de un terminal de gasificación en el menor plazo posible, GNLQ cobró una tarifa a GNLC calculada sobre la base de los activos que teóricamente estarían en operación durante ese período, excluyendo por ejemplo los estanques de almacenamiento y las instalaciones asociadas a ellos. De esta forma, los costos totales subieron en aproximadamente un 70% respecto de la etapa actual. Durante el periodo de Fast Track se pagaba sólo un 37% de los costos de capital vigentes a la fecha, aunque se debía soportar el costo por disponer de un barco en el muelle en forma permanente. Las obligaciones contractuales de entrega de gas natural (volúmenes y disponibilidad de planta) de GNLQ eran menores a las que aplican desde el inicio del período de operación comercial en régimen (1 de enero de 2011). Durante el período de Fast Track, el suministrador de GNL (BGLT) realizaba un cobro adicional asociado a mayores costos logísticos consistente principalmente en mantener un barco atracado en el muelle, mientras no se disponía de los estanques grandes.



5.2 Descripción Modelo de Negocio GNL Mejillones GNLM, es propiedad de Ipr‐Gdf‐Suez en un 63% y de CODELCO en un 37%. El modelo de negocio implementado hasta el año 2012 por GNLM, que corresponde al término de la etapa de Fast Track, es la venta integral de gas natural, en tanto que para el año 2013 en adelante, el modelo de negocio cambia a ser un prestador de servicios de regasificación, almacenamiento, uso de instalaciones y servicios asociados del terminal. El modelo de negocios adoptado en la primera etapa denominada de Fast Track, principio similar al que se aplicó en el terminal de GNL de Quintero, consiste en disponer de un terminal de gasificación en el menor plazo posible y la venta de gas natural a un precio inferior al diesel termoeléctrico, considerando almacenamiento flotante y gasificación en tierra. Los contratos de venta de gas natural son contratos con volúmenes en condiciones de Take or Pay. Los principales clientes en ésta etapa son CODELCO, El Abra, Collahuasi y Minera Escondida, quienes a su vez suscribieron contratos de maquila con los generadores eléctricos, GasAtacama y E‐CL. Otros clientes son Distrinor, Endesa y E‐CL por el gas excedente de los contratos anteriores. La segunda etapa del proyecto, que considera la construcción de un estanque de GNL en tierra, tendrá contratos de largo plazo para el uso por parte de los clientes actuales y otros nuevos que se incorporen, como podrían ser Gas Atacama y otras empresas eléctricas y mineras. La estructura definitiva del principal contrato asociado al nuevo modelo de negocios como es el TUA, está todavía en negociación entre GNLM y los potenciales clientes. En esta etapa se considera la prestación solo de los servicios de gasificación, almacenamiento y servicios asociados al terminal de GNL, siendo responsables de la contratación del suministro los propios clientes. En la Figura 5.2 se muestra la estructura del negocio asociado a GNLM en la etapa de Fast Track y la cadena de negocios de cada cliente. Se indican además los flujos de servicios intercambiados y sus tarifas al nivel de la información disponible. En base a las reuniones sostenidas con GNLM y a información entregada por la CNE se describen a continuación los principales aspectos de los contratos asociados al Modelo de Negocios. 5.2.1 Descripción de los Contratos Asociados a los Modelos de Negocios En la etapa de Fast Track, los contratos que están asociados al modelo de negocio de GNLM son el contrato de compra de GNL y los contratos de venta de gas natural a los clientes. 5.2.1.1 Contrato de Compra de GNL GNLM suscribió con Suez en octubre del 2007 un contrato de suministro de GNL por un volumen equivalente de gas natural a un máximo anual de 30 Tbtu, que equivale a una entrega de 903 MMmcs/año, considerando un poder calorífico inferior, (en adelante pci), de 33.214 Btu/m3. El precio de compra del GNL corresponde al Henry Hub más un premio. Este premio depende de la oportunidad de entrega del producto. Entre abril y noviembre es de 1,17 US$/MMbtu y para diciembre a marzo de 2,37



US$/MMbtu. Este precio no incluye el arancel de internación y tiene un tope por embarque de 50 MUS$ en gastos de puerto. El plazo del contrato será la fecha más temprana entre las siguientes: • El día anterior al tercer aniversario del Commencement Date (inicio de entregas de GNL) • 30 de junio del 2013. • 30 de junio del 2011, sujeto a la cláusula 2.5 del contrato de GNL. 5.2.1.2 Contrato de Venta de Gas Natural GNLM suscribió contratos de venta de gas natural con las empresas mineras, Escondida, CODELCO, El Abra y Collahuasi. Estas a su vez entregan el gas natural a las empresas eléctricas, E‐CL y GasAtacama, a través de contratos de maquila para la generación de energía eléctrica. Los contratos de venta de gas natural tienen clausulas con condiciones Take or Pay por el volumen acordado y su período de vigencia es a contar del 10 enero del 2008, hasta la fecha que se cumpla primero entre: • El vencimiento del plazo de 36 meses contado desde el 18 junio del 2010 • El 30 de septiembre del 2012, sujeto a disposiciones del contrato. El precio de venta del gas natural en estos contratos es el equivalente al 99% del precio del diesel informado por las empresas eléctricas del SING al Centro de Despacho Económico de Carga del SING, (en adelante CDEC‐SING). El volumen de venta anual equivale a 23,14 Tbtu base pci, más un volumen adicional de gas natural excedente equivalente a 3,86 Tbtu base pci por año, el que puede ser adquirido por los compradores en forma preferente y por terceros sin preferencia. Las ventas totales no pueden ser superior a 30 Tbtu base poder calorífico superior, (en adelante pcs), por año contractual. Los volúmenes de venta por año contractual a las empresas mineras en estos contratos, son los siguientes:

Empresa Energía Tbtu/año (pci)

Gas Natural Equivalente MMmcs/año

Codelco 6,48 195 Escondida 9,18 276 Collahuasi 3,86 116 El Abra 3,63 109

Tabla 5.2 Volúmenes de Venta de Gas Natural a Empresas Mineras CODELCO y El Abra tienen contratos de maquila para la generación de energía eléctrica con E‐CL y tanto Escondida como Collahuasi con GasAtacama.



Figura 5.2 Estructura de Negocios GNL Norte Grande



GNLM tiene además contratos de venta de gas natural de corto plazo, en condiciones base Take or Pay, para clientes distintos de las cuatro empresas mineras. El precio de venta varía entre el precio del diesel CIF Mejillones menos 1% y el precio del diesel CIF Mejillones menos un 10%. La cantidad máxima de estos contratos equivale a un volumen aproximado de 2,2 Tbtu (pci), 66 MMm3/año de gas natural, para el año 2010. Estos contratos de venta de gas natural de corto plazo, son de revisión anual. Para la segunda etapa del modelo de negocio de GNLM, los futuros clientes deberán suscribir con GNLM un contrato TUA y suscribir un acuerdo de Coordinación y Operaciones, (denominado OCA), ambos se encuentran actualmente en etapa de negociación. El OCA es el documento que regulará el mecanismo para la coordinación entre los usuarios, quienes compartirían inventario en un estanque de almacenamiento de GNL y asimismo realizarán las transferencias de inventario necesarias para permitir un suministro continúo durante cada año contractual También determinaría las compensaciones económicas con el terminal y los clientes, que deberá hacer el cliente que no cumpla con el suministro de gas. 5.2.2 Condiciones Contractuales para el Acceso de un Nuevo Cliente La política de GNLM es ofrecer su servicio de gasificación a los actuales y nuevos clientes sin discriminar, de acuerdo a lo que informa la propia empresa. Sin embargo, los clientes mineros actuales, como contraprestación por el precio pagado por el gas natural, tienen opciones a favor para adquirir acciones de la sociedad GNLM S.A. u opciones de derecho de uso del Terminal de gasificación. Adicionalmente, GNLM está suscribiendo un contrato de gasificación con Solgas, nueva empresa distribuidora de gas natural. La capacidad disponible del Terminal después de esta ronda de negociaciones, se ofrecerá al mercado vía licitación (Open Season). Dado que a la fecha se desconocen los términos del modelo de negocio que aplicará GNLM, al término de la etapa de Fast Track, por estar en etapa de negociación con la nueva cartera de clientes, según se explico, en lo que resta del informe no haremos distinción entre los modelos de ambos terminales. De hecho el modelo vigente de GNLM es similar al de GNLC.

Marco Jurídico Aplicable al GNL en Chile


6. Marco Jurídico Aplicable al GNL en Chile Como se mencionó en la metodología a utilizar en el desarrollo del estudio, uno de los aspectos importantes de investigar es lo referente al marco jurídico aplicable al GNL y al gas natural en Chile, de manera de incorporarlos a los análisis a realizar posteriormente sobre los Terminales de GNL. 6.1 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, consagra 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. Cabe señalar que el ejecutivo tiene amplias facultades para regular estas materias, pero sólo en lo relativo a seguridad y calidad. El DFL N° 1 faculta al Ministerio de Energía para imponer deberes y obligaciones determinados a los operadores de la industria del petróleo y gas (incluyendo naturalmente a los operadores de GNL), destinados a precaver todo hecho que cause o pueda causar daño a las personas o a la propiedad. Dichos deberes y obligaciones podrán versar sobre, entre otras y en lo atingente al GNL, las condiciones que deben reunir las instalaciones y las características de los lugares en que se ubiquen; las condiciones de seguridad de los depósitos de almacenamiento, de los envases, conductos, cañerías u otros medios de traslado o de transporte y, en general, sobre cualquier clase de precauciones para prevenir o evitar todo peligro en la manipulación de tales elementos combustibles o inflamables.46 Del mismo modo, se dispone que el Ministerio de Energía podrá: (i) declarar como normas oficiales nacionales, las normas técnicas y de calidad aplicables a los diversos tipos de petróleo, a los combustibles derivados de éste y a cualquiera otra clase de combustible y (ii) dictar normas sobre comercialización de dichos productos. La SEC es el organismo encargado de fiscalizar el cumplimiento de estas normas.47 A pesar de la inexistencia de un marco normativo especial para el GNL, sí están sujetas a determinadas normas legales y reglamentarias las actividades particulares que conforman la cadena del GNL: la importación de GNL, su recepción en instalaciones portuarias, el diseño, construcción, operación,

46 Artículo 5 del DFL N° 1 de Minería. 47 Artículo 6 del DFL N° 1 de Minería.

Marco Jurídico Aplicable al GNL en Chile


mantenimiento, inspección y abandono de Plantas de GNL, y el transporte, distribución y venta del gas natural. En el anexo A se proporciona una visión panorámica de dicha normativa. Existe adicionalmente un conjunto de normativa general que tiene incidencia en la industria del GNL, incluyendo normas sobre el sistema de evaluación del impacto ambiental, defensa de la libre competencia, tributaria, aduanera, territorial y urbanística, etc. Por su naturaleza, en este reporte sólo abordaremos, y de un modo general, determinados aspectos relativos a la legislación ambiental que pueden tener especial importancia para la industria del GNL. Se excluye de este análisis, y se da por supuesto, la descripción de la normativa relativa a hidrocarburos en general. En el Anexo A de este informe se presenta en detalle la recopilación de los principales aspectos jurídicos relacionados con el mercado del GNL en Chile.

Análisis Jurídico Acceso y Competencia GNL


7. Análisis de la Naturaleza Jurídica Desde el Punto de Vista del Acceso y Competencia.

Este análisis está centrado en los terminales de GNL en Chile y orientado a las obligaciones de acceso abierto y a la doctrina aplicable a las facilidades esenciales.

En primer lugar debemos considerar las siguientes cuestiones previas: 7.1 La Doctrina de las Facilidades Esenciales La jurisprudencia norteamericana desarrolló una suerte de test general para determinar cuándo existe un caso de facilidad esencial: • El monopolista controla el acceso a la facilidad esencial • La facilidad o instalación no puede ser duplicada por el competidor en condiciones

económicamente razonables • El monopolista deniega el acceso al competidor • Es factible conceder dicho accesos, y el monopolista no cuenta con una razón justa de negocios

para denegar el acceso.48 Por su parte, en Europa esta figura se aplica al amparo de la denominada “negativa de venta” (o denegación de suministro), que está contemplada en el artículo 102 del Tratado de la Unión Europea. Recientemente, en las denominadas Guías de Aplicación del Artículo 102, la Comisión Europea ha definido los requisitos copulativos de procedencia de la doctrina: • La denegación se refiera a un producto o servicio objetivamente necesario para poder competir

con eficacia en un mercado descendente; • Sea probable que la denegación dé lugar a la eliminación de la competencia efectiva en el

mercado descendente, y • Sea probable que la denegación redunde en perjuicio de los consumidores.49 7.2 La Doctrina de las Facilidades Esenciales y las Instalaciones de Gas Natural Licuado

No obstante la indiscutible vigencia teórica de la doctrina de las facilidades esenciales, la realidad es que actualmente, tanto en EEUU como Europa, las actividades de regasificación no se 48 Texto original: “Most follow some version of the test set forth in the Seventh Circuit's MCI decision, which held that a firm with monopoly power violates Section 2 of the Sherman Act when: 1. the monopolist controls access to an essential facility, 2. the facility cannot be reasonably duplicated by a competitor, 3. the monopolist denies access to a competitor, and 4. it was feasible to grant access. Most courts also have recognized that a valid business justification will protect a firm from liability.” (WALLER y TASCH (2010) p. 743). 49 REGCOM (2010) p. 8.



sometan necesariamente a un sistema de acceso abierto obligatorio, coexistiendo por lo tanto terminales abiertos y cerrados. Los terminales de GNL no son per se instalaciones esenciales. Lo son, si se cumplen las estrictas condiciones para que se aplique la doctrina de las facilidades esenciales (el test de esencialidad, para denominarlo de una forma simple) De acuerdo al estudio de la REGCOM (2010), el caso de EEUU es especialmente interesante en cuanto en dicho país coexisten en la actualidad terminales abiertos y cerrados y ha existido un reciente cambio de política regulatoria. Hasta el año 2002, la FERC (Federal Energy Regulatory Commission), regulaba a los terminales de GNL de la misma manera que a las instalaciones de transporte de gas, exigiéndoles por tanto acceso de terceros y regulando asimismo las tarifas. Los terminales de GNL aprobados antes de ese año están sujetos, por tanto, a estas obligaciones. El año 2002, sin embargo, con motivo de la autorización para la construcción y operación de un nuevo terminal (Decisión Hackberry), la FERC cambió su política regulatoria. En dicha oportunidad la FERC declaró que en adelante, al autorizar un terminal de GNL, sólo se pronunciaría sobre aspectos ambientales y de seguridad. Todos los terminales post Decisión Hackberry son cerrados y no están sometidos a regulación de tarifas. Posteriormente, l a política regulatoria de la FERC fue codificada por la Energy Policy Act de 2005, de acuerdo a la cual, hasta el año 2015, le está prohibido a dicha comisión condicionar el otorgamiento de una autorización de construcción y operación de un terminal de GNL a la obligación de que el mismo otorgue acceso a terceros o de que someta sus tarifas a regulación.50 Es razonable pensar que este cambio en la regulación seguramente se debió a la convicción de que las condiciones de mercado fueron modificándose de manera que el acceso abierto no constituiría en el futuro una condición para el desarrollo de un mercado en el marco de la eficiencia, con precios que no incluyan rentas sobre – normales. Por su parte, en los países de la Unión Europea, la regulación de los terminales de GNL parte de la base que los mismos deben funcionar bajo acceso abierto. Sin embargo, la propia normativa Europea prevé que los nuevos terminales o las ampliaciones de los existentes puedan ser exceptuados de la obligación de dar acceso a terceros. Esto es, por vía de excepción se permite que los nuevos terminales o las ampliaciones de los existentes puedan ser cerrados.51 Los requisitos de procedencia de las exenciones son: � La inversión debe favorecer la competencia en el suministro de gas y mejorar la seguridad del

suministro. � El nivel de riesgo inherente a la inversión es tal que ésta no se llevaría a cabo de no concederse

la exención. � La infraestructura será propiedad de una persona física o jurídica distinta, por lo menos en su

personalidad jurídica, de los gestores de redes en cuyas redes vaya a construirse la infraestructura.

� Se cobrarán cánones a sus usuarios. 50 REGCOM (2010) p.21 51 REGCOM (2010) p.22



La exención no irá en detrimento de la competencia ni del funcionamiento eficaz del mercado interior del gas, ni del funcionamiento eficaz de la red regulada a la que esté conectada la infraestructura.52 De acuerdo a la REGCOM (2010), una de las razones principales por la cual tanto en EEUU como en la Unión Europea no se aplica necesariamente la obligación de acceso abierto en el caso de los terminales de GNL, ha s ido no desincentivar las inversiones, lo que a la larga produciría problemas de competencia y abastecimiento mayores. 53 7.3 La Situación en Chile 7.3.1 La Doctrina de las Facilidades Esenciales en Chile 54 En Chile, en algunos casos es directamente la ley la que recoge esta doctrina, de manera implícita, y ordena que el controlador único de determinados activos deba actuar de conformidad al principio del acceso abierto. Ello ocurre, por ejemplo, en la Ley de Servicios de Gas, D.F.L. Nº323, de 1931, que establece la obligación de acceso abierto respecto de las redes de transporte de gas, en beneficio de distribuidores de gas, y en la medida que dichas redes tengan capacidad disponible y no existan impedimentos técnicos para soportar un uso adicional.55 El Reglamento de Concesiones de Gas define acceso abierto 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 de su capacidad disponible”.56 Sin embargo, la doctrina de las facilidades esenciales no tiene en Chile un desarrollo legislativo explícito. Pese a ello, es unánime en nuestra jurisprudencia que las conductas abusivas del controlador de una facilidad esencial se enmarcan dentro de la normativa general de infracciones a la libre competencia establecidas por el DL 211, específicamente la figura de negativa a contratar o la de abuso de posición dominante. A partir de esas figuras generales, esta doctrina se ha aplicado en una serie de casos, que comprenden, entre otros, las frecuencias aéreas, espectros radioeléctricos, redes de telefonía, puertos, tanques de oxígeno medicinal, segmentos de transmisión de energía eléctrica, etc.57 Hasta antes de la creación del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC),58 la jurisprudencia de los organismos de competencia tuvo una especial preocupación por el riesgo de que un monopolio integrado verticalmente discrimine a sus competidores aguas abajo. De acuerdo a las conclusiones de un estudio de Pablo Serra,59 que analizó la doctrina de las comisiones antimonopolios sobre las facilidades esenciales en cinco casos paradigmáticos (la red externa en telecomunicaciones, el sistema de transmisión eléctrico, gasoductos, vertederos y puertos), la autoridad antimonopolio consideró que los

52 REGCOM (2010) p. 21 (caso de EEUU) y p. 23 (caso Unión Europea). 53 REGCOM (2010) p. 21 (caso de EEUU) y p. 23 (caso Unión Europea). 54 En este acápite se sigue de cerca a ARAYA (2011). pp. 3 y ss. 55 Art. 22 F. 56 Art. 11. 57 JIMENEZ y CONCHA (2011) p. 12. 58 Mayo de 2004. 59 SERRA, Pablo (2001), “Las facilidades esenciales en la doctrina de los organismos de competencia chilenos”.



monopolios integrados verticalmente representan un riesgo real para la competencia en los servicios donde ésta es posible. “Por ello han requerido de las autoridades de gobierno regular las tarifas de las facilidades esenciales. Las comisiones antimonopolios también han arbitrado distintas medidas para reducir la posibilidad de sabotaje por parte de los monopolios integrados. Así pues, han a) investigado y penalizado conductas contrarias a la competencia, b) promovido el ingreso de nuevos proveedores del insumo esencial, c) impuesto normas de transparencia a los monopolios integrados, d) exigido autonomía para la unidad de negocio que presta el servicio no regulado y e) restringido la integración vertical”.60 Una vez instalado, el TDLC no ha sido prolífico en cuanto a la calificación en concreto de alguna infraestructura como “facilidad esencial”.61 De hecho, el tribunal descartó la aplicación de la doctrina en casos en los cuales si bien era evidente la existencia de un solo proveedor de un servicio determinado (como el almacenamiento y transporte de combustibles líquidos,62 los atraviesos de líneas ferroviarias,63 puertos marítimos,64 etc.), no se cumplían algunos de los otros requisitos de la doctrina. En algunos casos, el tribunal consideró que la instalación era comercialmente replicable (almacenamiento de combustibles);65 en otros, que existían alternativas disponibles (transporte de combustibles);66 y en otros, en fin, que las instalaciones eran utilizadas por entidades que no eran propiamente competidores, actuales potenciales, del mono‐operador (atraviesos de líneas ferroviarias).67 Sin embargo, a pesar de que en diversos casos el tribunal se niega a aplicar la doctrina en estudio, cada vez que aprecia que en los hechos existe un riesgo para la competencia, está igualmente dispuesto a aplicar, o al menos recomendar, determinadas acciones que claramente identificables con las acciones que precisamente aplicarían en caso que sí se esgrimiera la doctrina. En efecto, en algunos casos se procuró asegurar el acceso abierto a las instalaciones respectivas reconociendo que no eran facilidades esenciales (almacenamiento y transporte de combustibles líquidos)68 y en otros se instó porque se transparenten las utilidades del propietario de esas instalaciones, a pesar de las alternativas que existen para cumplir con el mismo objeto de las instalaciones (transporte de combustibles líquidos).69 Consistentemente con lo anterior, el TDLC sólo acudió formalmente a la doctrina de las facilidades esenciales cuando a su juicio se cumplían todos los requerimientos técnicos, como fue el caso de

60 SERRA (2001) p. 37. 61 Las conclusiones siguientes son extraídas de ARAYA (2011), pp. 123 y ss. 62 Sentencia N° 18. 63 Sentencia N° 76. 64 Sentencia N° 47. 65 Sentencia N° 18. 66 Ídem. 67 Sentencia N° 76. Aunque cabe destacar que en el caso de los atraviesos, obligó a la empresa de ferrocarriles a establecer un pliego tarifario no discriminatorio y basado en costos, lo cual se asemeja bastante a la lógica de tarificación que también es aplicable a facilidades esenciales (más allá de la definición formal que se haga respecto a la condición de facilidad esencial). 68 Sentencia N° 18. 69 Ídem.



Transbank70 y los rellenos sanitarios.71 Sin embargo, es evidente que el TDLC no utilizó, en todos los casos en que sí apreció la existencia de facilidades esenciales, el amplio catálogo de las acciones que suelen identificarse con la doctrina en cuestión. En efecto, en el caso Transbank, por ejemplo, se contentó con asegurar que dicha entidad cumpla con los estándares de información exigidos por la Superintendencia de Bancos e Instituciones Financieras, sin imponer un sistema de acceso abierto claro y objetivo. 7.3.2 La Potencial Aplicación de la Doctrina de las Facilidades Esenciales a los

Terminales de GNL en Chile Ya hemos hecho notar que las actividades de licuefacción de gas natural o de recepción, almacenamiento, transferencia o regasificación de GNL, a través de instalaciones industriales, 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 una normativa especial, no legal sino que reglamentaria, pero únicamente respecto de los requisitos mínimos de seguridad de las Plantas de GNL. Al no haber 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 la 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. Una consecuencia de dicho ambiente desregulado es, naturalmente, que en la actualidad y, lo que es más importante, al momento de la construcción de GNL Quintero y GNL Mejillones, no existe normativa legal ni reglamentaria alguna que disponga un régimen de acceso abierto para dichas instalaciones, lo cual no obsta para que si las condiciones de mercado lo ameritasen, se pudiesen establecer prescripciones de operación en el futuro. Constatado lo anterior, nos ocuparemos en lo que sigue en evaluar la procedencia, y con ello de alguna forma la probabilidad, de que se aplique a estos terminales en sede judicial (el TDLC) la doctrina de las facilidades esenciales y se ordene el acceso abierto y se regulen las tarifas. Debe advertirse, sin embargo, que escapa al alcance de este reporte efectuar un estudio profundo sobre esta materia. Por ende, nuestra conclusiones no pueden ser sino preliminares. No se nos escapa el hecho obvio de que los mismos fundamentos para aplicar esta doctrina en sede judicial, podrían servir para justificar una política pública general, vía regulación, que declare, por ejemplo, que los terminales de GNL deban operar siempre y en todo caso bajo el principio del acceso abierto, tal como ocurre con los activos de transporte de gas que operan bajo una concesión administrativa. Sin embargo, no nos ocuparemos mayormente de esta probabilidad, básicamente porque no forma parte del presente estudio y porque se ref iere a una decisión soberana (la ley) o de la potestad reglamentaria (el ejecutivo) cuya dinámica no puede ser anticipada con ningún

70 Sentencia N° 29. 71 Sentencia N° 77.



grado de certeza y cuyo mérito o conveniencia no nos corresponde evaluar. Importa aclarar, en todo caso, tal como se indicará más adelante, que una decisión regulatoria en el sentido de aplicar la obligación de acceso abierto a los terminales de GNL puede tener por justificación razones distintas a la aplicación de la doctrina de los activos esenciales. En efecto, el regulador puede imponer el acceso abierto por razones de eficiencia productiva, distributiva o asignativa, según se detalla en el punto 8.1. Por último, debe notarse también que la protección constitucional del derecho de propiedad puede verse en conflicto con una regulación como la señalada, si es que ésta pretende aplicarse con efectos retroactivos, es decir, para instalaciones ya existentes. Ello, naturalmente, es debatible y no implicaría en ningún caso que el regulador no pueda hacerlo, sino que abriría simplemente una discusión o disputa acerca de si merece o no una compensación el agente económico que ha efectuado una inversión bajo el supuesto de que la normativa no les imponía esa carga. ¿Se Cumplen los Requisitos “Canónicos” de la Doctrina de las Facilidades Esenciales en el Caso de los Terminales de GNL en Chile? Ya hemos aclarado, para empezar, que los terminales de GNL no son ni pueden ser consideradas per se instalaciones esenciales, sino que debe efectuarse a su respecto lo que hemos denominado el test de la esencialidad. Dicho test es una cuestión de hecho, que exige un estudio profundo. Con la información limitada que poseemos, no podemos afirmar categóricamente que los requisitos básicos de la doctrina se cumplan respecto de GNL Quintero y GNL Mejillones. De los cinco requisitos exigidos por la doctrina norteamericana analizados más arriba72 y por motivos de simplicidad, podríamos dar por cumplidos de partida dos: (i) que el operador controla el acceso al activo cuyo uso es necesario para el desarrollo de actividades en mercados aguas abajo y (ii) que el acceso al uso del activo es factible (hay capacidad instalada disponible). Tampoco nos ocuparemos del requisito concreto consistente en que de hecho se deniegue el acceso a un competidor del operador, porque para hacer este análisis vamos a suponer que esa negativa existe.73 Nos queda, entonces, el requisito de que la infraestructura respectiva no sea comercialmente replicable. Como se ha seña l ado en otros capítulos de este informe,74 existen indicios de que ambos terminales podrían ser comercialmente replicables a costos adecuados a la escala de los agentes del mercado aguas abajo. En efecto, y de hecho, tanto Colbún como GasAtacama, tienen en carpeta nuevos proyectos de terminales de GNL del tipo FSU o FRSU. Estos terminales no requieren de muelle, sino de instalaciones más simples, y su inversión bordea los US$ 200 millones. Su conexión a la redes de transporte está, además, asegurada por la obligación de acceso abierto que pesa sobre los concesionarios de transporte de gas.

72 Estos son: (i) El monopolista controla el acceso a la facilidad esencial; (ii) la facilidad o instalación no puede razonablemente ser duplicada por el competidor; (iii) el monopolista deniega el acceso al competidor; (iv) es factible conceder dicho accesos, y (v) el monopolista no cuenta con una razón justa de negocios para denegar el acceso. 73 Sin perjuicio de dicha suposición, debe constatarse que GNL mejillones ha declarado que operará de una forma abierta, sin restricciones, y que GNL Quintero tiene actualmente una oferta general de uso del terminal, bajo ciertas condiciones, y de hecho no ha incurrido en negativa alguna de servicio. 74 Ver Supra



Asimismo, ambas empresas han planteado públicamente su decisión preliminar de desarrollar esos proyectos. Desde luego, lo anterior no comprueba que tanto GNL Quintero como GNL Mejillones sean instalaciones efectivamente replicables, en términos comerciales, pero sí implica un indicio serio, como ya se dijo, de que este requisito de lo que hemos llamado test de la esencialidad podría no cumplirse en la práctica. Desde otro punto de vista, utilizando ahora la doctrina Europea, cabría hacerse la pregunta hipotética acerca de si la construcción de estos terminales podría haber disfrutado de la exención general (para no someterse al principio del acceso abierto) que allí se aplica, a partir de cierta fecha, que ya hemos trascrito más arriba.75 A nuestro entender, con la información que poseemos, la respuesta podría ser positiva (este tipo de terminales podría justificar la exención señalada), no obstante se requeriría un estudio de mercado más acabado para establecer un juicio más certero al respecto. Es importante tener presente, tal como se ha explicado en otros acápites de este Informe, 76 que las inversiones en Mejillones y Quintero implicaron una fuente adicional de gas natural para sus áreas de impacto, lo que favoreció la competencia en el suministro de gas (y de sus alternativas) y mejoró la seguridad del suministro. Por otro lado, si bien esto es hipotético, no es descartable concluir que, dado el nivel de riesgo inherente a tamañas inversiones, los agentes involucrados hubieran dudado en efectuar esas inversiones si hubiesen estado sometidos necesariamente a un sistema de accesos abierto y regulación de tarifas. Es este sentido podría existir una diferencia relevante entre optimalidad ex ‐ ante y ex ‐ post, lo cual puede llevar a soluciones oportunistas que no representan un equilibrio eficiente en términos dinámicos. Asimismo, tanto en GNL Mejillones como GNL Quintero, la infraestructura es de propiedad de una entidad jurídica distinta de los gestores de las redes aguas abajo, aunque en el caso de Quinteros, dos de sus socios, ENAP y Endesa, participan de la propiedad del gasoducto Electrogas y en el caso de Mejillones, GDF Suez participa de la propiedad del gasoducto Norandino. Por último, cabe preguntarse si el hecho de que estos terminales no sean de naturaleza abierta, tendría el efecto de ir en detrimento de la competencia y del funcionamiento eficaz del mercado del gas natural, o del funcionamiento eficaz de la red de gasoductos regulada a la que esté conectada la infraestructura. Si bien esto es absolutamente opinable, nuestra posición es que, dada la estructura del mercado aguas abajo y la existencia de la alternativa del diesel para la generación eléctrica, aunque solo sea de carácter temporal y del gas licuado para el sector residencial y comercial, estos terminales 75 Los requisitos de procedencia de las exenciones son: (i) la inversión debe favorecer la competencia en el suministro de gas y mejorar la seguridad del suministro, (ii) el nivel de riesgo inherente a la inversión es tal que ésta no se llevaría a cabo de no concederse la exención, (iii) la infraestructura será propiedad de una persona física o jurídica distinta, por lo menos en su personalidad jurídica, de los gestores de redes en cuyas redes vaya a construirse la infraestructura, (iv) se cobrarán cánones a sus usuarios y (v) la exención no irá en detrimento de la competencia ni del funcionamiento eficaz del mercado interior del gas, ni del funcionamiento eficaz de la red regulada a la que esté conectada la infraestructura. 76 Ver Supra



no tendrían la relevancia necesaria como para generar efectos detrimentales en la competencia aguas abajo, ni aun cuando su uso fuese restringido. Por el contrario, al menos a nivel conceptual su existencia contribuiría a una mayor competencia aguas abajo, dado que amplía la canasta de combustibles para todos los sectores de la economía. Sin embargo, esta conclusión puede variar si algunos de los agentes que compiten aguas abajo tienen control o al menos participación en el terminal, dado que en ese caso podrían tener incentivos para negar o dificultar el uso del terminal a potenciales competidores aguas abajo. Otras Consideraciones de Libre Competencia Independientemente de si estos terminales son o no facilidades esenciales, cabe indicar que de cualquier manera el comportamiento concreto de los operadores de estos terminales sí podría implicar algún tipo de abuso de posición dominante, negativa injustificada a contratar o discriminación de precios, figuras todas que serían sin duda reprimidas por las autoridades antimonopolio chilenas. Dicho de otra forma, los operadores de estas infraestructuras, aunque éstas no sean necesariamente “esenciales” en los términos de la doctrina que hemos analizado, deben disciplinar su conducta en términos compatibles con la normativa de la libre competencia. De acuerdo a lo informado por los dueños de GNL Mejillones, la decisión corporativa será ofrecer los servicios del terminal de la forma más abierta, transparente y no discriminatoria posible, a contar del año 2013, terminada la etapa de fast track. Cumplidas dichas características, naturalmente, cuestiones de libre competencia no deberían plantearse a su respecto. Dado que en la actualidad GNL Mejillones está negociando los términos comerciales para prestar los servicios con su nueva cartera de clientes, no contamos con más información para hacer un análisis más profundo de esta materia. En lo que respecta a GNL Quintero, cabe señalar que su administración ofrece actualmente servicios abiertos a cualquier tercero. Las condiciones de dicho ofrecimiento se pueden resumir de la siguiente forma: � El cliente debe comprometer un volumen mínimo de compra de GNL gasificado, ascendente a

600.000 mcs de gas natural al día. • El contrato debe ser tipo take or pay y tener una duración de al menos 20 años. Como se dijo

anteriormente, GNLC está ofreciendo en la actualidad también contratos a 10 años pero con un mínimo de 1,2 MMmcsd.

• GNL Chile debe suscribir un contrato de compraventa de GNL con un proveedor que le permita satisfacer el suministro de gas natural contratado con el nuevo cliente. Este contrato no está sujeto a un plazo predeterminado, es decir puede ser de corto, mediano o largo plazo. A su vez, el nuevo cliente puede proponer condiciones comerciales ya negociadas por él con un proveedor o negociar junto a GNL Chile las condiciones comerciales de este contrato.

• La tarifa de comercialización y regasificación considera una repartición proporcional (en relación a la capacidad en firme contratada) del costo de capital de la inversión original del



terminal entre todos los clientes de GNLC.

Como puede apreciarse a simple vista, si bien GNL Quintero ofrece capacidad disponible, las condiciones para acceder a ella son especialmente exigentes, tanto en cuanto a volumen mínimo, plazo de la obligación y a la tarifa. En caso que algún potencial cliente requiera de servicios de regasificación y no pueda, o simplemente no desee, cumplir con todos esto requerimientos, el desafío de GNL Quintero será sustentar que dichos requerimientos son objetivos, transparentes, no discriminatorios y económicamente razonables. Con la información que poseemos, el volumen mínimo pareciera estar suficientemente explicado por el concepto técnico de “borrow and lending”, asociado a tener que compartir instalaciones comunes entre varios cargadores. De acuerdo a lo explicado por GNL Quintero, los actuales contratos establecen que un cargador no puede hacer un “borrow and lending” por un periodo superior a 120 días, para evitar los riesgos comerciales que esto conllevaría. Por lo tanto, esto limita a que, considerando el menor

tamaño de barco que el contrato permite traer (120.000 m3 de GNL), el volumen anual mínimo

contractual debe ser igual o superior a 600.000 m3 de gas natural al día. Sin embargo, la exigencia de 20 años de compromiso en firme y que en la tarifa se incluya el pago proporcional de la inversión total del terminal, reajustada por PPI en un periodo de 20 años, y considerando la rentabilidad de la inversión definida al momento que se fijaron las tarifas iniciales, parecen imponer una barrera al uso del terminal que podría considerarse excesiva. Naturalmente, la razón de ser de dichas condiciones es comprensible: evitar el abuso de los free riders, aquellos agentes que pudieron haber participado en la inversión y no lo hicieron, por una decisión estratégica basada en la alta probabilidad de que puedan luego disfrutar de los servicios de la infraestructura sin financiarla ni correr los riesgos del emprendimiento. Sin embargo, una tarifa construida de dicha manera, cuyo pago no otorga derechos propietarios sobre la instalación, puede igualmente considerarse injustificada. En efecto, si se obliga a pagar una parte proporcional de la inversión no se entiende por qué ese cliente no se transforma en socio y accede a los flujos futuros del terminal en la proporción pagada. Constatado lo anterior, a nuestro juicio existirían algunos indicios para presumir que el terminal de GNL Quintero se está manejando de una manera r e l a t i v a m e n t e cerrada, y no abierta como parecería indicar su ofrecimiento público de servicios reciente. Ello, no obstante, no implica necesariamente que esa conducta sea reprochable desde el punto de vista de la competencia. Lo sería, si pudiese aplicarse a su respecto la doctrina de las facilidades esenciales, cuestión como hemos señalado más arriba no es evidente. Lo sería también, si dicha virtual negativa de venta representa un abuso de posición dominante que tenga reales efectos anticompetitivos. Bajo nuestro concepto, como ya se indicó, a menos que GNL Quintero discrimine arbitrariamente en sus tarifas, si en los hechos cobra una tarifa tan alta que no es aceptada por ningún cliente no implica una conducta reprochable a priori desde el ámbito de la libre competencia porque esa conducta no afectaría relevantemente el mercado aguas abajo, dada la existencia de efectivas



alternativas al gas natural . En relación a las tarifas debemos indicar que los tres clientes actuales, tienen un descuento de 0,195 US$/MMbtu, por su condición de socios originales, beneficio que no tendrían los nuevos clientes. Este descuento representa un 1,6% del precio de venta medio del GNL regasificado en lo que va del año 2011 y un 13% de la tarifa por los servicios de GNL Chile. En cuanto a los combustibles alternativos al gas natural, los generadores eléctricos, que son los principales demandantes, disponen del petróleo diesel y los clientes residenciales y comerciales del gas licuado en balones. Los clientes industriales disponen del petróleo diesel y en ciertos casos del fuel oil. Ahora bien, si dichas alternativas resultan ser objetivamente más costosas que el GNL, entonces a pesar de ser posible la sustitución técnica ésta sería económicamente desventajosa y en ese caso la dificultad de acceso al terminal por tarifas excesivas podría resultar reprochable desde el punto de vista de la competencia.

Diagnóstico Funcionamiento de Industria GNL en Chile


8 Diagnóstico del Funcionamiento de la Industria del GNL en Chile Desde el Punto de Vista de la Eficiencia Económica.

Con los antecedentes recopilados en los capítulos anteriores del presente informe y las características que a juicio de esta Consultora debe tener un modelo eficiente de terminales de GNL, procederemos a realizar un diagnóstico y análisis del funcionamiento de la industria del GNL en Chile desde el punto de vista de la eficiencia económica. Con este objeto se describen las razones para la elección de los modelos de negocios adoptados por los terminales de GNL y su impacto en los mercados eléctricos y de distribución industrial, comercial y residencial para finalmente terminar identificando los elementos críticos y las eventuales dificultades para el desarrollo de un mercado eficiente del GNL en nuestro país. 8.1 Características de un Modelo Eficiente de Terminales de GNL

Como parte de la metodología adoptada por la Consultora, para analizar la eficiencia del mercado de GNL en Chile y en particular de los terminales de GNL, se estudió en primer lugar las características que debe tener un mercado eficiente. Se utiliza aquí la expresión eficiencia económica en sus clásicos sentidos, eficiencia productiva (que la sociedad esté utilizando todos sus recursos de manera eficiente, produciendo el máximo de producción con el mínimo de recursos y eliminando inversiones excedentarias) y eficiencia asignativa (en el sentido de que se maximizan los excedentes del productor y del consumidor, cobrándose tarifas que reflejan los costos sociales de producción). Asimismo, consideramos un elemento de un mercado eficiente el que existan los incentivos correctos para efectuar el nivel de inversión adecuado. En nuestro concepto, algunas de las características esenciales que propenden a un mercado eficiente, en el sentido explicado, son:

o Transparencia o Competencia o No discriminación o Ausencia de integración vertical y conflictos de interés.

Según lo anterior, para entender cómo se manifiestan estas características en el caso del mercado del GNL, una forma de aproximarse es analizar cómo se enfrentan éstas circunstancias en los mercados del GNL de Francia y España. Estos países además de estar afectos a la regulaciones sobre el GNL emanadas de la Unión Europea, tienen una regulación propia bastante exigente. El GNL a su vez, representó en España un 74% del consumo de gas natural en el año 2009 y en Francia un 28%, para el resto de los países es poco relevante. En Chile en las zonas norte y centro sur, esta dependencia es prácticamente de un 100%, por lo que estos países son un buen referente, por ser el GNL un componente importante en su matriz energética. Las materias más importantes que se abordan en los terminales de GNL en Francia y España para tender a un mercado más eficiente, son las siguientes:



• Obligación de acceso. Los terminales son abiertos a terceros por mandato de la ley y operan bajo el principio de acceso de terceros regulado.

• Negativa de acceso. No se puede negar el acceso a un tercero de manera injustificada. Las causales de denegación son muy acotadas.

• Asignación de la capacidad primaria del terminal. Se ofrece a través de mecanismos como el first come first served u open season.

• Gestión de la congestión. Dirigida a aprovechar al máximo y de forma óptima la capacidad técnica y a detectar por anticipado los puntos de saturación y congestión futuros. La congestión puede ser física o contractual.

• Desarrollo mercado secundario. Los cargadores tienen el derecho a revender a terceros en el mercado secundario su capacidad primaria.

• Medidas anti‐acaparamiento. Basadas en el principio use‐it‐or‐lose‐it ex post. • Regulación tarifaria. Las tarifas son reguladas por la autoridad de forma tal de incentivar una

gestión eficaz y una mejora de la productividad. Se garantiza la recuperación de los costos asociados, incluyendo la recuperación de la totalidad de la inversión, más una rentabilidad razonable, adecuada al riesgo asumido.

• Integración vertical. Se busca evitar que el operador del terminal este integrado verticalmente, evitando así un tratamiento discriminatorio a los demás cargadores, a objeto de obtener beneficios en los mercados a los que está integrado.

• No discriminación. Es un principio ampliamente utilizado. Destaca lo relativo a la denegación de servicio.

• Transparencia. Los operadores están obligados a entregar información oportuna sobre los servicios ofrecidos, capacidades contratadas y disponibles, aspectos contractuales, tarifas, etc. Junto a la no discriminación se considera a la transparencia como un elemento relevante para que exista efectiva competencia.

Para ver como se materializan en la práctica estas medidas en Francia, detallamos brevemente los fundamentos del modelo de negocio aplicado por Elengy, filial de GDF Suez Energy, en sus terminales de GNL de Fos Tonkin y Montoir de Bretagne:77 • Ofrecen servicios continuos y ocasionales (spot), de recepción, almacenamiento y gasificación. • Las condiciones de acceso al terminal se estipulan en contratos, cuya duración puede ser de más

de un año o menos. Existe la posibilidad de negociar un acuerdo marco para simplificar y agilizar el acceso cuando se requiera.

• El trámite de una solicitud de reserva de capacidad demora una semana. Se puede hacer vía e‐mail. Las solicitudes se deciden sobre la base de, primero en llegar primero en ser servido, basado en la fecha de recepción de las solicitudes.

• El programa de desembarques es actualizado mensualmente, para el siguiente mes, informando las ventanas disponibles. Es posible realizar reprogramaciones de desembarque en el mes en curso, las cuales no están garantizadas.

• El programa de regasificación también es actualizado mensualmente, para el mes siguiente. El programa definitivo es actualizado diariamente, para el día siguiente.

77 Página Web de Elengy. Entre ambos terminales la capacidad de almacenamiento es de 410 Mm3 y la capacidad de regasificación 42,4 MMmcsd.



• En caso que un cargador decida vender todo o parte de su capacidad primaria de regasificación contratada y/o el GNL almacenado, el operador del terminal está obligado a prestar el servicio de venta en forma transparente.

• Si un cargador sub‐utiliza su capacidad de servicios, cuando el terminal está totalmente contratado y no lo puede justificar adecuadamente, pierde sus derechos durante ese periodo y el operador debe venderla en el mercado secundario.

• En los terminales de Fos Tonkin y Montoir de Bretagne, las tarifas por el servicio completo, recepción, almacenamiento y gasificación en un período de 30,5 días, varían entre 0,25 y 0,30 USS/MMbtu, con una obligación de pago a todo evento de 95%. En el terminal de Barcelona en España, las tarifas varían entre 0,15 y 0,20 US$/MMbtu.78

• Toda la información relevante está disponible para los interesados en una red intranet. • Elengy está obligado a llevar contabilidad separada de su matriz.

En opinión de esta Consultora, las obligaciones referidas más arriba no son impuestas por los reguladores españoles y franceses en atención a que los terminales de GNL sean necesariamente facilidades esenciales, en el sentido estricto ya explicado en el capítulo 7, sino que más bien con la finalidad de asegurar la mayor eficiencia posible del mercado. 8.2 Eficiencia del Mercado del GNL en Chile La situación de los terminales existentes en Chile, es la siguiente: Para el caso de GNL Quintero: • Está abierto a terceros sólo a través de contratos en firme por 20 años, con un volumen mínimo

de regasificación de 600.000 mcsd y con tarifas que incluyen el reconocimiento de las inversiones históricas. Su valor alcanza a 1,5 US$/MMbtu.

• Recientemente la empresa inició un proceso de oferta pública de capacidad para comercializar hasta 2,7 MMmcsd a nuevos clientes, por periodos de 10 o 20 años. Para 10 años el volumen mínimo a contratar sube a 1,2 MMmcsd.

• La compra del GNL debe hacerse a través de GNLC. El contrato de compra es independiente del de regasificación.

• No existe la venta en el mercado secundario de capacidad de regasificación contratada y sub utilizada.

• No es plenamente transparente, ya que no hay información a terceros de ningún tipo, sólo a los clientes.

• Existen ciertas condiciones de integración vertical aguas abajo de los propietarios de terminales que pudieran redundar en conductas estratégicas reñidas con los principios de libre competencia: Por ej., Endesa compite en el mercado eléctrico, Metrogas es un monopolio natural en distribución de gas pero compite con otras distribuidoras al distribuir GNL en camiones, además de participar indirectamente en el mercado eléctrico mediante la reventa de

78 Página Web de Enagas, simulador de peajes y cánones.



GNL regasificado, ENAP es productor y comercializador de combustible sustitutos del GNL y participa indirectamente en el mercado eléctrico mediante la reventa de GNL regasificado,.

• Las tarifas de operación son significativamente mayores que las existentes en Francia y España. Un análisis más detenido de este tema debe considerar las capacidades de las plantas y tipo de servicios, pero la gran diferencia existente minimiza este impacto.

Para el caso de GNL Mejillones: Está en proceso para reestructurarse como un terminal abierto, prestando sólo el servicio de recepción, almacenamiento y regasificación. Desconocemos los términos de la prestación. Sin embargo, también existen ciertas condiciones de integración vertical aguas abajo de los propietarios del terminal que pudieran redundar en conductas estratégicas reñidas con los principios de libre competencia: Por ej. Suez Energy compite en el mercado eléctrico del SING y CODELCO es consumidor directo de GNL e indirecto a través del mercado eléctrico. Tampoco es plenamente transparente, ya que incluso en el proceso de evolución a terminal abierto, esas condiciones han sido previamente conocidas en detalle sólo por los clientes mineros actuales. Ya se ha explicado que en Chile no existe un marco jurídico específico para el GNL, que haga exigible medidas como las descritas en el punto 8.1, para Francia y España. Sólo existe la legislación general de defensa de la libre competencia y otras similares y ante casos específicos se puede apelar a ella. Es válido preguntarse si en Chile, comparando con los elementos aplicables en estos dos países, están dadas las condiciones para un desarrollo eficiente de la industria del GNL. Lo cierto es que una respuesta certera a esta interrogante no es todavía posible de entregar mediante la presente investigación, fundamentalmente por falta de mayor información específica respecto, por ejemplo, de las propuestas contractuales ofrecidas por los terminales, pero este estudio contribuye con entrega de los antecedentes básicos respecto de los cuales futuros análisis pudieran enfatizar. En el contexto de futuras indagaciones sobre el mercado descrito, debe tenerse presente, como ya se ha adelantado, que la aplicación de regulaciones como las señaladas para Francia y España pueden justificarse en razones de eficiencia, y no necesariamente apelando a la doctrina de las facilidades esenciales en un sentido estricto. Respecto a su aplicabilidad en Chile, no existe ningún inconveniente para ello en relación a instalaciones futuras, y respecto a las existentes, sólo debe considerarse la posibilidad de establecer compensaciones, que pudiesen tener derecho a impetrar los operadores actuales argumentando una limitación de sus derechos propietarios. 8.3 Razones Para la Adopción del Modelo de Negocio de GNLQ ‐ GNLC El modelo de negocios adoptado por GNLQ, responde al encargo gubernamental realizado a ENAP, consistente en implementar en el más breve plazo una solución que asegurara el suministro de gas natural para el país a mínimo costo, de manera de poder enfrentar la crisis de suministro desde Argentina y que a la vez fuera posible su financiamiento con instituciones financieras sin la participación directa del Estado.



Los principales beneficios del modelo de negocio adoptado por el Terminal de GNL Quintero son los siguientes: • Uso compartido del Terminal: El derecho de uso de los estanques y la capacidad de vaporización

del Terminal se definen de acuerdo a la demanda programada de cada uno de los clientes en cada momento del año, a través de GNLC.

• Programación de los barcos de GNL y flexibilidad en las entregas de Gas Natural. GNLC programa de manera agregada los barcos para satisfacer de manera óptima la demanda. Si se requieren cantidades distintas a las programadas, o capacidad de entrega adicional, GNLC puede gestionarlas.

• Mayor poder de negociación frente a suministradores de GNL. Al tener Chile menos del 1% de la demanda mundial, la agregación de demanda permite lograr mejores condiciones contractuales por el GNL.

• Ha posibilitado un suministro seguro y confiable de GNL para el país. El modelo permitió además la estructuración del financiamiento del Terminal, entregando en prenda los flujos de ingresos a favor de los bancos. 8.4 Razones Para la Adopción del Modelo de Negocio de GNLM El modelo de negocio adoptado por GNLM desde sus inicios fue concebido por sus dueños de acceso abierto y con una etapa de Fast Track que generara inicialmente un alto margen de comercialización, posibilitando de esta forma una rápida recuperación del financiamiento de la planta, realizado con aportes de recursos propios de los accionistas de GNLM en su totalidad. El margen entre precio diesel y GNL regasificado se estima en 600 MUS$/MMmcs comercializado, lo que apunta a lograr recuperar del orden del 75% de la inversión inicial, aprox. US$ 550 millones, durante el período de Fast Track. Las razones para su elección fue disponer en el más breve plazo de una fuente alternativa de generación en reemplazo del gas natural argentino, evitando forzar a los generadores a utilizar petróleo diesel, por los inconvenientes medioambientales y técnicos que esto acarrea. El primer embarque de GNL se recibió a los 22 meses de haber tomado la decisión de impulsar el proyecto. Esta nueva fuente energética además entrego mayor seguridad al sector minero, en relación al suministro de energía eléctrica, insumo crítico en sus procesos productivos. 8.5 Análisis de los Efectos Actuales y Esperados de los Modelos de Negocio de GNL en los Mercados de Generación Eléctrica El mercado eléctrico nacional está compuesto a grandes rasgos por un parque de generación hidráulico y un parque térmico dominado por centrales a carbón y a gas natural. Esta combinación hidráulica térmica y la dependencia de la hidrología anual del sistema, hace que en periodos de mucha lluvia se requiera menos generación térmica, siendo cubierta la demanda con las centrales hídricas y a carbón dado su menor precio que el gas natural. Sin embargo, en periodos secos el país enfrenta una dependencia de las unidades térmicas requiriendo generación con carbón y con gas natural y a falta de este último la



utilización de diesel para cubrir la demanda eléctrica. Lo anterior hace muy difícil para los generadores, aceptar un modelo de negocios como el de GNLC que implica obligaciones de compra en firme de capacidad de gasificación de largo plazo y muy poca flexibilidad para su uso, una vez acordado el programa anual de retiro. La flexibilidad por el lado de la compra del GNL, depende del tipo de contrato que el cliente sea capaz de conseguir. Este igual debe ser ejecutado por GNLC, respetando los derechos de BG del contrato de compra original. Estos compromisos, hacen que los generadores térmicos deban contratar GNL bajo estructuras contractuales complejas, que consideren el riesgo de no poder consumirlo debido a la incertidumbre en el despacho. Lo anterior lleva a que la declaración de precios al sistema eléctrico asuma una variabilidad mayor que lo que ocurre con otro tipo de insumos de generación. Otro elemento a considerar es que en la actualidad las opciones de compra de gas natural, están asociadas a los costos alternativos del cliente, con lo cual los precios de venta son muy cercanos a los costos del diesel, es por ello que los generadores buscan opciones de contratos con los terminales o clientes de estos como es el caso de ENAP y Metrogas, de corto plazo y con la flexibilidad adecuada para ajustarlos a sus programas de generación, dado las características del mercado eléctrico nacional. Como alternativa tienen el empleo del diesel el que no requiere compromisos de largo plazo. A su vez, Colbún y GasAtacama Generación tienen proyectos en ejecución para la construcción de sus propios terminales de GNL. De esta forma el modelo de negocio ofrecido por GNLC no pareciera ser atractivo para un generador, por ser de largo plazo y por la casi nula flexibilidad para su manejo una vez establecidos los compromisos anuales de retiro. Prever la condición hidrológica con casi un año de anticipación es riesgoso y más aun para períodos mayores. En otras palabras, el modelo de negocios presenta ciertas complejidades que se deben tener presentes a la hora de analizar sus condiciones de acceso abierto y la estructura de precios que redunda en formas de declaración de costos para efectos del despacho eléctrico. Por su parte, GNLM en estos momentos está implementando un modelo de negocio correspondiente a un terminal abierto, que permitiría compras ocasionales y de largo plazo. Las condiciones están aún en etapa de negociación, y se desconoce su detalle, sin embargo algunos agentes del sector no vislumbran como atractivas las condiciones ofrecidas según lo manifestado por ellos mismos a esta Consultora. 8.6 Análisis de los Efectos Actuales y Esperados de los Modelos de Negocio de GNL en los Mercados de Distribución de Gas. En el mercado de la distribución de gas natural las limitaciones están dadas por los tamaños de sus demandas, en particular en las áreas fuera de la Región Metropolitana, como es el caso de GasValpo en la V Región e Innergy en la VIII Región. En el caso de GasValpo su demanda, entre 400 y 450 Mmcsd, le impide contratar capacidad de regasificación con GNLC, mínimo de 600 Mmcsd y tampoco comprar GNL directamente en el mercado internacional en forma competitiva. Una alternativa es ampliar su cartera de clientes industriales lo cual requiere precios competitivos con el fuel oil. La situación de Innergy en cuanto a demanda es similar, pero su competitividad se agrava por el hecho de requerir transporte en camiones. El futuro de Innergy está más ligado al gas de la Cuenca de Neuquén, por cuanto el gasoducto



del Pacífico tiene la ventaja que parte del yacimiento Loma la Lata y no de gasoductos del sistema de transporte argentino como es el caso de GasAndes, que hace uso de los escasos recursos de la Transportadora de Gas del Norte que alimenta Buenos Aires. Innergy de hecho ha seguido recibiendo gas natural de Argentina para satisfacer las entregas críticas al sector residencial. Una situación similar ocurriría con nuevas empresas distribuidoras que se instalen a la vera del gasoducto Electrogas y de sus eventuales ramificaciones en el futuro. 8.7 Identificación y Análisis de Elementos Críticos del Actual Mercado del GNL en Chile. Según los análisis realizados se pueden señalar los siguientes elementos críticos del actual mercado del GNL. 8.7.1 Competitividad del GNL en Chile Los actuales terminales de GNL establecen una lógica de negocio que no permite afirmar, con los antecedentes disponibles, que atente contra normas de competencia, ya sea en su mirada desde la doctrina de las facilidades esenciales u otra. No obstante lo dicho, parece conveniente en el futuro llevar a cabo un análisis específicamente focalizado en las condiciones de acceso abierto de dichas facilidades, la estructura de sus contratos y los grados de integración vertical, ya que todos esos aspectos constituyen puntos de referencia centrales para evaluar las condiciones de eficiencia en la operación de los mercados. A modo sólo de ejemplo, las tarifas por los servicios son bastante más elevadas que la de los terminales europeos y que las tarifas referenciales de los nuevos proyectos. Es interesante destacar que los precios de venta al público del GNL regasificado están asociados a los costos de los combustibles alternativos, lo que es un elemento crítico en su desarrollo. Esto se muestra en el gráfico a continuación:

Gráfico 8.7 Precios de Combustibles en Chile



En este gráfico se muestran los precios de los distintos combustibles. De estos se puede deducir el margen de comercialización para las ventas al sector residencial y comercial, comparando el precio del GNL con el del gas licuado y para el sector industrial comparando el precio del GNL con el del diesel. Si bien en este último caso el margen es menor, el costo de distribución también lo es por el menor número de clientes y mayor volumen comercializado. En el gráfico se observa además que el espacio para el reemplazo del fuel oil es bastante acotado. En relación al empleo del gas licuado en balones como combustible sustituto del gas natural, su uso sin limitaciones en construcciones en altura, está permitido sólo en edificios de hasta cuatro pisos. En edificios de mayor altura sólo está permitido utilizarlos en artefactos móviles con cilindro incorporado, es decir, estufas. Su uso en cocinas y calefones no está permitido.79 Además el reglamento interno de cada edificio tiene la facultad de prohibir el uso de balones de gas licuado cualquiera sea su uso. Otra restricción para cambiarse al gas licuado en balones, es el costo asociado para la adecuación de la vivienda. Este varía entre $195.000 y $270.000,80 para casas de menos de 100 m2 y mayores a 120 m2. De esta forma, el gas natural es un caso particular en el mercado de los hidrocarburos, ya que para los combustibles líquidos opera el criterio de precios de paridad respecto de los mercados relevantes, concepto que no le es aplicable a los consumidores de gas, excepto a los grandes consumidores eléctricos que tienen la posibilidad de realizar compras directas ya sea de gas natural o GNL. Lo anterior muestra que es importante mantener una preocupación particular respecto de la rentabilidad de las empresas de distribución de gas, aspecto que está considerado en la normativa nacional, para efectos de que la difícil movilidad de sus clientes hacia otras fuentes de energía no se constituya en una fuente de rentas sobre normales para las empresas. 8.7.2 Redes de Distribución y Transporte de Gas Natural Hoy en día todos los clientes conectados a una red de distribución de gas natural se convierten en clientes cautivos, al no poder recibir gas de otro proveedor a través de la misma. De acuerdo a la legislación vigente, Ley de Servicios de Gas, DFL‐323, un concesionario de distribución de gas natural está obligado solamente a prestar el servicio de suministro de gas, de acuerdo al Art. 23. De acá se desprende que no está obligado al servicio de transporte de gas de terceros. Las empresas de transporte de gas por su parte, deben operar bajo la modalidad de acceso abierto, según se establece en el Reglamento del DFL – 323, Concesiones Provisionales y Definitivas para la Distribución y Transporte de Gas, DS‐263 del 7 de julio de 1995, en el cual se estipula que, un concesionario de transporte de gas está obligado a operar bajo la modalidad de acceso abierto, entendiendo por tal el ofrecimiento que las empresas realicen de sus servicios de transporte en igualdad de condiciones económicas, comerciales, técnicas y de información, respecto de su capacidad de transporte disponible. Para ello, cada contrato de transporte se celebra previo concurso público entre los interesados en contratar el servicio.

79 Decreto 222 de la SEC 80 Estudio de Conversión Energética Residencial , Empresa de Ing. Properman, Agosto 2011



Los únicos consumidores de gas natural que en la actualidad están conectados a redes de transporte de gas son los generadores eléctricos, dado el tamaño de sus consumos. Se exceptúa de lo anterior la central Nueva Renca que se abastece de la red de Metrogas. Esta no obligación del concesionario de distribución de prestar el servicio de transporte, es una seria barrera al desarrollo en forma competitiva de la industria del GNL y gas natural en general, por cuanto restringe la competencia efectiva en el mercado. 8.7.3 Otros Elementos Críticos del Actual Mercado del GNL en Chile • Limitaciones para realizar importaciones de GNL dado las obligaciones de largo plazo con los

terminales de GNL, lo que limita el acceso a los precios internacionales del gas natural. • Contratación de volúmenes mínimos impiden el acceso a clientes menores a importar GNL y

acceder a precios internacionales. • Carencia de mecanismos de acceso y oferta de capacidades remanentes de gasificación en

terminales de GNL. Ventajas Ambientales del Gas Natural En Chile no existen limitaciones específicas para las emisiones de CO2, ni tampoco impuestos que tiendan una reducción de éste en el tiempo, a raíz de lo cual los beneficios derivados de las menores emisiones de CO2 del gas natural, con respecto al carbón y otros combustibles de origen fósil, no son valorizados en la actualidad, sin embargo debieran ser considerados en el contexto de una evaluación social de una mayor provisión de GNL en el mercado nacional respecto de la matriz energética actual.

Recurso Energético utilizado para generación81

Emisiones de CO2 (tCO2/MWh)

Carbón 0,94 Carbón Sub‐bituminoso 0,92 Gas Natural Ciclos Comb. 0,37 Gas Nat. / Diesel Turbinas 0,65 LPG 0,60 Fuel Oil 0,620 Geotermia 0,13‐0,38

Tabla 8.7 Emisiones de CO2 en Generación Eléctrica

Al respecto y tal como lo ha señalado recientemente un grupo asesor de alto nivel, si bien el País ha avanzado en la institucionalidad en relación a la problemática del cambio climático, no existe un objetivo claro al respecto lo que impide el diseño de instrumentos específicos. El foco en el sector energético en Cuanto a la mitigación de las emisiones, apunta al incremento de la eficiencia energética y a las ERNC.82 De esta forma la opción de gravar las emisiones no está en la agenda gubernamental.

81 “CO2 Emissions From Fuel Combustions” 2011 Edition, International Energy Agency. 82 Informe Comisión Asesora Para el Desarrollo de la Energía Eléctrica, CADE, Noviembre 2011



Arancel de internación A la fecha todo el GNL importado por GNLC proviene de Trinidad y Tobago y el importado por GNLM de Yemen. Con ambos países no existen tratados de libre comercio por lo que el producto debe soportar integralmente el arancel de internación vigente, 6%, lo cual le resta competitividad en relación a otros combustibles de origen fósil, los cuales provienen en su mayoría de países con los cuales existen convenios. En el 2010 un 86% de la importación de petróleo crudo provino de países de Sudamérica y el resto de países europeos, con todos ellos se tienen convenios de libre comercio. Algo similar ocurre con el diesel, el LPG y el carbón, con esto existe una barrera de entrada de tipo impositiva al gas natural con respecto a los otros combustibles. Para el precio promedio de importación del primer semestre del 2011, este impuesto equivale a 0,75 US$/MMbtu, lo que amerita revisar el tema. Riqueza del GNL Según Norma Chilena. Otro factor que vale la pena tener presente respecto al GNL en nuestro país, son las normas existentes en Chile en relación al contenido de productos pesados. Esto limita la cartera de proveedores que califican para la compra del producto y obliga en oportunidades a diluirlo con nitrógeno, previo a la entrega, para estar dentro de normas. La concentración en productos pesados se acrecienta por la evaporación de los productos más livianos durante el transporte y el almacenamiento en tierra. Estas normas se encuentran establecidas en el DS N°277, de 2007, en el cual se cita, a su vez, la Norma Chilena NCh2264, que fue actualizada en su oportunidad previendo la importación de GNL de distintas fuentes. El motivo de la revisión, tuvo que ver con las condiciones que debe contar el gas natural ante los requerimientos de calidad asociados a la seguridad en su uso.83 De esta forma aunque este tema tiene algún impacto en la competitividad no es posible modificarlo.

83 Informe del Jefe División Combustibles del SEC a MasEnergía, 26 de Agosto 2011

Conclusiones y Recomendaciones


9 Conclusiones y Recomendaciones Con los antecedentes recopilados y los análisis desarrollados en los capítulos anteriores del presente estudio, podemos concluir lo siguiente: 9.1 Identificación de Algunos Aspectos Relevantes de la Operación del

Mercado del GNL en Chile La decisión de introducción en la matriz energética nacional del GNL en la segunda mitad de la década pasada se fundamentó en aumentar la seguridad de suministro de gas natural, en un escenario de crecientes cortes del suministro proveniente desde Argentina vía gasoductos en la zonas norte, centro y sur del país. De esta forma, basados en un encargo gubernamental, las empresas CODELCO y ENAP lideraron e impulsaron la materialización de los proyectos, en la zona norte y central respectivamente. Con la creación de las empresas GNL Mejillones y GNL Quintero y la puesta en servicio de la capacidad de almacenamiento y regasificación de GNL de ambos terminales, el país incrementó tanto su seguridad energética como la diversificación de sus fuentes. En cuanto al modelo de negocios seleccionado tanto por las empresas GNL Mejillones y GNL Quintero/GNL Chile se identifican elementos en común. En ambos casos se definió un periodo inicial Fast Track asociado en el caso de GNL Quintero a la finalización de las obras de los estanques del proyecto y en el caso de GNL Mejillones a la finalización de los contratos Take or Pay. La diferenciación entre el periodo inicial respecto al periodo de operación y comercialización del GNL regasificado de largo plazo, tiene efectos tanto en las obligaciones de compra y entrega establecidas entre cada una de las partes en los contratos como también en la separación entre los servicios de regasificación y comercialización en el caso específico de GNL Mejillones. Otra característica común son el establecimiento en los contratos de volúmenes mínimos de gas, transferencias tipo Take or Pay, y plazos mínimos en la relación contractual entre las partes. En este sentido, es posible afirmar que el modelo de negocio elegido por las empresas está fundamentado principalmente en estructuras de contratos de largo plazo, establecidos con una duración, precios de compraventa, volumen bajo régimen Take or Pay y condiciones para eventuales nuevos entrantes que garantizarían el pago completo de la inversión y las ampliaciones de los terminales por parte de todos quienes hagan uso de sus instalaciones, independiente si los nuevos entrantes no participaron inicialmente de cada proyecto. De todas formas, no ha prosperado la inclusión de nuevos clientes de estos terminales y por el contrario, algunos de los potenciales interesados después de conocer las condiciones ofrecidas han optado por desarrollar proyectos propios. Un aspecto relevante del modelo de negocio de ambas empresas es la participación dentro de la propiedad de estas de actores que se ubican en distintos puntos dentro de la cadena de suministro energético. En el caso de GNL Quintero/GNL Chile, participan en su propiedad tanto un proveedor internacional de GNL (British Gas) como consumidores de distinta naturaleza del insumo energético (Endesa, como generador eléctrico y Metrogas como distribuidor para segmento industrial y residencial



y ENAP como productor de combustibles sustitutos). En el caso de GNL Mejillones en su propiedad accionaria participan tanto un empresa internacional (GDF Suez), que controla a la empresa proveedora del GNL, la empresa propietaria del gasoducto Norandino y a una de las empresas generadoras (E‐CL) que utiliza el GNL para proveer suministro eléctrico, como también una empresa minera (CODELCO) quien finalmente se encuentra aguas abajo en la cadena de suministro al recibir electricidad producida, entre otros, por una empresa generadora que utiliza GNL regasificado para cumplir una parte de su contrato de suministro eléctrico con la empresa minera. La inserción del GNL regasificado en la matriz energética del país ha permitido la operación con gas natural de las unidades de ciclo combinados y turbinas a gas, conectadas a los gasoductos que reciben inyecciones de GNL regasificado y que cuentan con alguna relación comercial con los socios o clientes de las empresas GNL Mejillones, GNL Quintero y GNL Chile. Cabe señalar que antes de la disponibilidad del GNL regasificado en el país dichas unidades generadoras operaban mayoritariamente con diesel ante la falta del suministro de gas natural argentino, lo cual conlleva mayores costo de operación y mantenimiento de dichas unidades, lo que a su vez provocó un mayor costo de operación a nivel sistema tanto en el SING como en el SIC. Debido a la estructura de costos y su descomposición en distintas componentes, asociadas en términos generales al pago de la inversión y costo de operación y mantenimiento y el nivel de flexibilidad de los contratos en relación a las condiciones de entrega de los volúmenes de GNL regasificado comprometidos, las empresas generadoras que han recibido suministro de GNL regasificado, producto de una relación ya sea directa o indirecta con la empresa operadora/comercializadora de los terminales, han declarado a los respectivos CDEC niveles de precios marcadamente distintos en magnitud. 9.2 Condiciones para Lograr el Desarrollo Eficiente del GNL en Chile Para que exista un mercado eficiente del GNL, una condición necesaria es que se den condiciones de una competencia efectiva en el mercado. Esta situación se puede lograr en forma natural con la presencia de combustibles sustitutos a precios competitivos y el fácil acceso de otros oferentes de gas natural. Aunque no existe evidencia disponible para afirmar condiciones no competitivas en el mercado analizado, es esencial que se supervise la evolución de este mercado desde al menos tres perspectivas complementarias: Libre acceso, estructura de contratos y grados de integración vertical. Para desarrollar este seguimiento del mercado, un buen ejemplo es lo que ocurre en los mercados europeos estudiados, Francia y España, donde existe una clara regulación que apunta a la búsqueda de la eficiencia en los terminales de GNL. En estos además, sobretodo en Francia, existe un mercado muy desarrollado para el gas natural vía gasoductos, a través de una extensa red de interconexiones con otros países europeos y proveedores del norte de Africa, principalmente. En el caso chileno los terminales de GNL no evidencian barreras formales a la entrada, sin embargo en este contexto analítico es importante analizar a través del tiempo la evolución de los contratos de largo plazo de regasificación, inclusión de volúmenes mínimos de contratación, requisitos de operación y coordinación y las exigencias financieras de clasificación de riesgo para suscribir contratos. Lo anterior debido a que todas estas dimensiones inciden en el grado de acceso de los diversos actores al mercado. Asimismo, es pertinente analizar los incentivos que poseen otros actores del mercado a la construcción



de sus propios terminales de GNL, lo que podría estar evidenciando problemas de eficiencia, si es que se demuestra que existe capacidad disponible en los terminales existentes o posibilidad de ampliación a costos menores que la construcción de un nuevo terminal. El análisis jurídico realizado anteriormente, indica que el tema esencial desde la perspectiva económica no es si en un sentido formal, o estrictamente técnico, los terminales de GNL son necesariamente facilidades esenciales, sino el análisis de las condiciones de eficiencia en la asignación de recursos, asociadas a las condiciones de operación de los mercados. A partir de la poca evidencia recopilada no es evidente que los organismos de libre competencia deban aplicar medidas tendientes al acceso abierto, transparencia, etc. Sin embargo, se perciben indicios de dificultades prácticas en el acceso a los terminales, a pesar de lo declarado por los operadores respecto del acceso abierto a ellos, lo que se constata con el hecho que tras algunos acercamientos iniciales algunos de los potenciales interesados optan por desarrollar terminales propios. A juicio de esta Consultora, parece conveniente crear mecanismos que amplíen el nivel de transparencia en la operación del mercado, de forma de facilitar el acceso a la información clave requerida para evaluar las condiciones de competencia impetrantes. De hecho, en la actualidad es difícil conocer cada una de las componentes del precio final del gas natural al usuario final, donde se diferencie el precio del gas, el costo de gasificación, si procede, el costo del transporte y la distribución y el margen de comercialización. Aunque no es parte del alcance del presente estudio, parece relevante señalar que en el futuro deben analizarse las condiciones de transporte y distribución del gas aguas abajo, de forma que las ventajas de la incorporación del GNL al mercado nacional se traduzcan en un mayor bienestar para la gama más amplia posible de consumidores. Finalmente y aunque tampoco forma parte del análisis encomendado, no es descartable una nueva integración gasífera con países vecinos, la que bien estructurada podría tener un efecto muy positivo en el desarrollo de la eficiencia y competitividad del GNL, sin embargo es fundamental que iniciativas de esta naturaleza cuenten con todos los resguardos contractuales necesarios, para evitar que se puedan reproducir situaciones de incertidumbre como las que caracterizaron al mercado del gas en la década pasada. 9.3 Identificación de los Aspectos del Mercado del GNL que a Juicio del

Consultor es Recomendable se Analicen con Mayor Profundidad en el Futuro.

Los aspectos más relevantes que parece conveniente supervisar en el futuro, para efectos de establecer las condiciones de eficiencia del mercado, son los siguientes: • Condiciones de libre acceso a los terminales, o condiciones diferenciadas respecto a diferentes

tipos de clientes en función del riesgo ex – ante que hayan enfrentado quienes hubiesen participado en las inversiones del terminal.



• Condiciones de distribución del gas natural, de forma que las ventajas de la incorporación del GNL al mercado nacional se traduzcan en un mayor bienestar para la gama más amplia posible de consumidores.

• Grados de integración vertical aguas abajo de los socios de los terminales de GNL, que pudieran redundar en conductas estratégicas reñidas con los principios de libre competencia.

• Condiciones de congestión contractual de los terminales de GNL, transparencia de mercados de venta de capacidad secundaria y grado de acaparamiento de capacidad de regasificación y almacenamiento.

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DIAGNOSTICO Y PERSPECTIVAS PARA LA OPERACION DE LOS TERMINALES DE GNL EN CHILE