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MINISTERIO DE ENERGÍA

ESTUDIO DE MERCADO DE GAS NATURAL ENTRE LAS REGIONES DEL MAULE Y LOS LAGOS

INFORME FINAL

Santiago, 14 de Diciembre de 2010

GAMMA INGENIEROS S.A. Ministerio de Energía

Ingeniería/Ministerio de Energía/Mercado GN Maule a Los Lagos/Informes/Segundo Informe/Informe Final/FNE/ALG/mlv-Dic.10

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INDICE

RESUMEN EJECUTIVO INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... I 1. INFORMACION GENERAL SOBRE LA ZONA EN ESTUDIO ......................................... 1 1.1. Antecedentes Geográficos ............................................................................. 1 1.2. Principales Ciudades y sus Poblaciones ..................................................... 2 1.3. Clima Predominante ........................................................................................ 3 1.4. Desarrollo Económico e Infraestructura ..................................................... 4 1.5. Principales Sectores Industriales ................................................................. 4 1.6. Abastecimiento de Energía ............................................................................. 5 2. CARACTERISTICAS DEL MERCADO DEL GAS NATURAL EN LA ZONA EN ESTUDIO ........ 5 2.1. Estructura de la Industria del Gas Natural, Actores Relevantes .................. 5 2.2. Infraestructura de la Industria del Gas Natural ......................................... 6 2.3. Desarrollo del Mercado del Gas Natural ..................................................... 9 2.4. Nueva Infraestructura de Gasoductos …………………………………………………. 10 3. COMPETITIVIDAD Y PRECIOS RELATIVOS DE LOS DIVERSOS ENERGETICOS ...... 11 3.1. Precios Relativos de los Energéticos ................................................................. 11 3.2. Ventajas del Gas Natural desde el Punto de Vista Ambiental .................. 11 3.3. factores que Influyen en el precio del Gas Natural al Cliente Final ………………. 15 3.4. Ventajas del gas Natural desde el Punto de Vista Ambiental ………………. 16 3.5. Precios de Venta del Distribuidor Local a clientes Finales y precio de Venta Del productor al Distribuidor Local …………………………………………………………….. 19 3.6. Resumen de Niveles de Precios de Venta Estimados …………………………… 21 4. ANALISIS DE LA MATRIZ DE CONSUMO ENERGETICO DE LA ZONA EN ESTUDIO (año 2005) ............................................................................................................................ 22 4.1. Metodología y Fuentes de Información ...................................................... 22 4.2. Matriz Energética Global de la Zona por tipo de Cliente .................................. 23 4.3. Matriz Energética por Región ........................................................................... 24 5. ELASTICIDADES DE LA DEMANDA DE COMBUSTIBLES DE LOS SECTORES INDUSTRIAL Y RESIDENCIAL ..................................................................................................... 27 5.1. Consideraciones Metodológicas de un Modelo de Proyección de la Demanda Sectorial de Combustibles .............................................................................. 27

5.2. Modelo de Proyección de Consumos y Cálculo de las Elasticidades de la Demanda ..................................................................................................... 29

5.3. Cálculo de las Elasticidades y Coeficientes de Correlación de la Ecuación de Demanda ..................................................................................................... 30



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6. ESTUDIO DE MERCADO INDUSTRIAL …………………………………………………………….. 38 6.1. Introducción ……………………………………………………………………………………………….. 38 6.2. Tipo de Industrias y sus Consumos …………………………………………………………….. 38 6.3. Localización de Industrias y Factibilidad de Conectarlas a un gasoducto Central………………………………………………………………………………………………………….. 42 6.4. Mercado Potencial Industrial de Gas Natural ………………………………………. 43 6.5. Mercado Industrial y su Extrapolación ………………………………………………….. 49 7. MERCADO RESIDENCIAL Y COMERCIAL ……………………………………………………………… 51 7.1. Consideraciones Generales ……………………………………………………………………………. 51 7.2. Selección de Ciudades para el Mercado residencial y Comercial …………………. 52 7.3. Estimación del mercado Residencial Potencial ……………………………………….. 59 7.4. Verificación de los Resultados Obtenidos de acuerdo a Información del Mercado Residencial de GLP ………………………………………………………………………….. 64 7.5. Estimación de Potencial en mercado Comercial y Residencial ……………………….. 65 7.6. Mercado de Gas Natural Residencial y Comercial y su Proyección ……… 66 8. DEMANDA DE GAS NATURAL EN GENERACIÓN ELÉCTRICA ……………………………………….. 67 8.1. Introducción ………………………………………………………………………………………………… 67 8.2. Situación Actual …………………………………………………………………………………….. 68 8.3. Proyectos de Ampliación con estudio de impacto Ambiental aprobado y su Proyección ………………………………………………………………………………………………… 70

8.4. Aplicación del Modelo de Generación Eléctrica para Evaluar Estrategias Alternativas ………………………………………………………………………………………………… 72

8.5. Proyección de los Resultados. Proyectos Actuales y Nuevos ………………… 76 9. MERCADO DE GAS NATURAL VEHICULAR (GNV) ………………………………………………….. 78 9.1. Introducción ……………………………………………………………………………………………….. 78 9.2. Situación Histórica y Actual del Nivel de Competencia del Mercado …….. 78 9.3. Análisis de los mercados del GNV ………………………………………………………………… 79 9.4. Estimación del Mercado Potencial y de su Proyección …………………………… 81 10. MERCADOS FUERA DE ZONA EN ESTUDIO: ARGENTINA Y ZONA CENTRAL DE CHILE…. 83 10.1. Mercado del Gas Natural en Argentina ………………………………………………….. 83 10.2. Mercado del Gas Natural en la Zona Central de Chile …………………………… 90 11. RESUMEN DEL MERCADO DEL GAS NATURAL ………………………………………………….. 95 11.1. Volumen Global del Mercado ……………………………………………………………… 95 11.2. Detalle del Mercado por regiones ……………………………………………………………… 96 11.3. Estimación de Precios de Ventas del Gas Natural ………………………………………. 100



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Anexos : N° 1: Mapas de la Zona en Estudio (VII a ex X Regiones) ...................................................... 101 N° 2: Fuentes de Información para el Cálculo de la Matriz Energética ............................... 106 N° 3: Centrales Eléctricas Existentes y en Proyecto que pueden Operar con Gas Natural ..... 109 N° 4: Detalle del Cálculo de los Resultados de las Correlaciones de la Demanda con el PIB y el Precio del Barril WTI .......................................................................................... 111 N° 5: Resumen Encuestas GLP …………………………………………………………………………………….. 114 N° 6: Resumen de Consultas a Industriales ……………………………………………………………… 117 N° 7: Estimación de Longitudes Máximas Económicas de Gasoductos en Función de la Demanda ……………………………………………………………………………………………………………. 120 N° 8: Ubicación y Conexión a Industrias ………………………………………………………………………….. 128 N° 9: Encuestas Enviadas …………………………………………………………………………………………………. 137 N° 10: Información sobre Conexión de Gas Natural desde Quintero a la VIII Región ………. 147 N° 11: Estimación de la Proyección del PIB Nacional ……………………………………………………. 163 N° 12: Estadísticas Usadas para la Estimación del Mercado Residencial y Comercial ………. 166 N° 13: Modelación del Consumo de Gas Natural en Generación Eléctrica …………………………….. 169 N° 14: Resumen de referencias del Mercado Argentino y del Mercado de la Zona Central de Chile ………………………………………………………………………………………………………………………… 182

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I

INTRODUCCIÓN

A continuación se acompaña el Informe Final del “Estudio de Mercado de Gas Natural entre las Regiones del Maule y Los Lagos”, solicitado por el Ministerio de Energía, con el N° de Adquisición 584105-13-LE10. El presente estudio es parte de una estrategia de Gobierno que busca la promoción de la exploración y explotación de hidrocarburos en el país, específicamente en relación a las reservas estimadas de gas natural que estarían en la Cuenca del Pacífico, frente a las costas de las regiones VII, VIII, IX y X. En este contexto se ha enfocado el análisis del mercado de gas natural de la zona Centro Sur desde el punto de vista de un inversionista que explote el recurso de forma económica y a su vez lo venda a distribuidores locales y/o países vecinos a precios competitivos. El estudio presenta información detallada respecto de la demanda potencial actual de gas natural y su proyección a futuro para los años 2015, 2020 y 2025. En los capítulos 6 al 10 se abordan en profundidad los mercados Industrial, Residencial-Comercial, Generación Eléctrica, Vehicular y otras zonas, respectivamente. En cada uno de los capítulos se presenta la situación actual del mercado, indicando volúmenes globales de consumo de combustibles, donde fue posible, los grandes clientes ubicados geográficamente y los proyectos de ampliación o nuevos centrales de consumo. En el Capítulo N° 5 se presenta el modelo de proyección de los consumos de combustibles en los sectores Industrial y Residencial-Comercial, el que considera la elasticidad-precio y elasticidad-ingreso identificables en estudios anteriores realizados por el Consultor para Enap.- El indicador de precio utilizado es el precio del barril de crudo WTI, mientras que el indicador de ingreso utilizado fue el PIB Nacional. Los dos escenarios de proyección del PIB estudiados fueron el crecimiento proyectado por el FMI de un 4,5% promedio anual (Hipótesis Baja), y de un 6,0% que es la meta propuesta por el gobierno (Hipótesis Alta). La proyección del Mercado Generación Eléctrica se realizó sobre la base de la aplicación del Modelo de Generación Eléctrica que dispone la CNE, estimación de las centrales actuales y los mayores consumos producto del aumento de capacidad instalada que se supone en dos escenarios: Alto y Bajo. En cuanto al mercado vehicular, éste se abordó sobre la base de estadísticas de taxis convertidos a GNC y GLP, y la experiencia de distribuidores de la zona centro del país. También se estudió una proyección con hipótesis alta y otra de hipótesis baja, las que de



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todas formas dieron como resultado un nivel de consumo mucho menor que el de los otros mercados. Por último, en el Capítulo N° 10, se describe de manera global los potenciales mercados a los que se podría vender gas natural : Zona Central de Chile y Argentina. Este capítulo muestra cifras de Evolución de consumos de Gas Natural y precios, y las principales condiciones para una posible Exportación a estos dos mercados.



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1. INFORMACIÓN GENERAL SOBRE LA ZONA EN ESTUDIO.

1.1. Antecedentes Geográficos.

Esta Zona, la que se denominará como Zona Centro Sur, esta constituida por cinco unidades territoriales (Regiones) de las 15 del total país: Región del Maule (VII), Región del Biobío (VIII), Región de La Araucanía (IX), Región de Los Lagos (X) y Región de Los Ríos (XIV). El año 2007 la anterior Región de Los Lagos (ex X Región), se dividió creándose una nueva región llamada Región de Los Ríos (XIV) con capital Valdivia. Cada Región está a cargo de un intendente, designado directamente por el Presidente de la República. Estas regiones se dividen a su vez en provincias (16 provincias), las cuales se dividen en comunas (158 comunas), las que son dirigidas por un Alcalde que dirige la Municipalidad y que es elegido por votación popular. La Zona limita al norte con la Región del Libertador General Bernardo O'Higgins (paralelos 34° 41’ latitud sur), al sur con la Región de Aisén del General Carlos Ibáñez del Campo (paralelo 44° 04' de latitud sur). Al Este limita con la República Argentina y al oeste con el Océano Pacífico. Posee una superficie de 166.220 km1 y cuenta con un total de 4.712.329 habitantes. De este total, el 73,3% (3.454.113) corresponde a población urbana, es decir organizada en ciudades o localidades cuyo desarrollo está regido por cada Municipalidad. En el siguiente mapa se presenta la zona en estudio. En el Anexo N° 1 se acompaña un plano más detallado.

1 Censo 2002

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_del_Libertador_General_Bernardo_O%27Higgins

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_del_Biob%C3%ADo

http://es.wikipedia.org/wiki/Argentina

http://es.wikipedia.org/wiki/Argentina

http://es.wikipedia.org/wiki/Oc%C3%A9ano_Pac%C3%ADfico



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Fuente: Sitio Web://chilrelieves.files.wordpress.com

Figura N° 1.1 :Mapa de la Zona Centro Sur en Estudio

1.2. Principales Ciudades y sus Poblaciones.

A continuación se presentan las regiones con sus provincias y sus capitales, que son a su vez las ciudades más pobladas. Debido a la reciente creación de la Región de Los Ríos, no se cuenta con datos separados para esta región, por lo cual se seguirá trabajando con la información existente de la antigua Región de Los Lagos que denominaremos ex X Región, o simplemente X Región.



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Cuadro Nº 1.1 Regiones, Provincias, Capitales y Población

Región Provincia Ciudad Capital Población*

de la Capital

VII Región del Maule

Curicó Curicó 93.447

Talca Talca 189.505

Linares Linares 65.133

Cauquenes Cauquenes 30.771

VIII Región del Biobío

Concepción Concepción 212.003

Ñuble Chillán 146.701

Biobío Los Ángeles 117.972

Arauco Lebu 20.838

IX Región de La Araucanía

Malleco Angol 43.801

Cautín Temuco 227.088

X Región de Los Lagos

Osorno Osorno 132.245

Llanquihue Puerto Montt 153.118

Chiloé Castro 29.148

Palena Chaitén 4.065

Valdivia Valdivia 127.750

Total de las ciudades Capitales 1.593.585

*Censo 2002. Fuente: XVII censo nacional de Población y VI de Vivienda, Abril 2002.

Las ciudades de la zona, salvo Concepción y Temuco, presentan baja densidad habitacional y barrios de nivel económico relativamente heterogéneos.

1.3. Clima Predominante.

El clima dominante en esta zona es el mediterráneo, a excepción de las altas cimas de la Cordillera de los Andes de clima frío por efecto de la altura. Las cuatro estaciones están claramente marcadas, con un verano seco y cálido (Diciembre, Enero y Febrero) y un invierno lluvioso y frío. La zona costera presenta temperaturas reguladas por el efecto marítimo, mientras las zonas interiores presentan una mayor oscilación térmica. En general la zona presenta

http://es.wikipedia.org/wiki/Clima_mediterr%C3%A1neo

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Clima_fr%C3%ADo_por_efecto_de_la_altura&action=edit&redlink=1

http://es.wikipedia.org/wiki/Estaci%C3%B3n_del_a%C3%B1o

http://es.wikipedia.org/wiki/Verano

http://es.wikipedia.org/wiki/Invierno

http://es.wikipedia.org/wiki/Oscilaci%C3%B3n_t%C3%A9rmica



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un clima marítimo lluvioso. Las temperaturas medias anuales varían entre unos 11 °C y 15°C .

1.4. Desarrollo Económico e Infraestructura.

El PIB en esta zona llegó en 2007 a los US$ 23.242 millones, igual a un 19.4% del PIB nacional y el PBI per cápita a los 4.932 dólar persona/año.

El desarrollo económico de estas regiones está centrado fundamentalmente en las actividades industriales, agroindustriales, silvoagropecuarias y ganaderas.

La excelente calidad del suelo y los recursos de agua que posee esta zona, le permiten un importante desarrollo industrial y agrícola.

La carretera principal que conecta esta zona es la Ruta 5 Sur que está ubicada a lo largo del centro del país (ver Anexo N° 1). Los principales puertos son: Talcahuano que es el puerto de la provincia de Concepción y Puerto Montt. Esta zona cuenta además con modernos sistemas de telecomunicaciones.

1.5. Principales Sectores Industriales.

Existe un gran desarrollo industrial en las cercanías de Concepción y de su Puerto Talcahuano. Éste está constituido por empresas Siderúrgicas, Químicas, Petroquímicas, Vidrio y Cemento, entre otras.

El sector silvícola de toda esta zona está formado preferentemente por grandes plantaciones de pino insigne, el que es procesado para producir productos de madera, celulosa y papel, destinado fundamentalmente a la exportación. Las grandes Plantas de Celulosa y Papel están distribuidas a lo largo de toda la zona.

En el ámbito ganadero, porcinos, bovinos y ovinos componen mayormente la masa ganadera. En estas regiones la producción de bovinos permite la existencia de lecherías y plantas de procesamiento de leche que abastecen a todo el país.

La industria del Turismo es también importante y con un gran potencial, gracias a la geografía privilegiada de la zona, en particular en las regiones de Los Ríos y de Los Lagos, gracias a sus ríos y lagos cristalinos y a las nevadas montañas y volcanes de la Cordillera de Los Andes.

http://es.wikipedia.org/wiki/Clima_oce%C3%A1nico

http://es.wikipedia.org/wiki/PIB

http://es.wikipedia.org/wiki/2008

http://es.wikipedia.org/wiki/D%C3%B3lar_estadounidense

http://es.wikipedia.org/wiki/Renta_per_c%C3%A1pita

http://es.wikipedia.org/wiki/Talcahuano

http://es.wikipedia.org/wiki/Puerto_Montt



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1.6. Abastecimiento de Energía.

Los combustibles derivados del petróleo, son elaborados por la Refinería Petrox de ENAP de Talcahuano y por importaciones directas a través de los puertos. Desde los puertos son distribuidos en camiones a los centros de consumo.

El gas natural es importado desde Argentina por el Gasoducto del Pacífico, llegando sólo a la VIII Región. Su introducción se inició el año 2002 habiéndose producido un déficit importante de abastecimiento que se inició el año 2005 y que se mantiene hasta el día de hoy. Sus redes de distribución abarcan sólo a la VIII Región y se concentran principalmente en las áreas industriales de la Región de Biobio, en las principales ciudades (Concepción, Los Angeles y Chillán), o abasteciendo industrias específicas de gran consumo alejadas de las áreas industriales. En las otras regiones (VII, IX y ex X) no existe distribución de Gas Natural. La importación de combustibles no está sujeta a derechos de aduana, por lo cual sus precios son similares al de los países desarrollados, salvo el caso de las gasolinas cuya comercialización está sujeta a un impuesto directo. El sector minero destaca sólo por la producción de carbón, proveniente del Sur, de la VIII Región, siendo éste de tipo subituminoso y de mediana calidad. Su producción no alcanza para las necesidades del país por lo cual la mayoría del carbón consumido en el país es importado. En esta zona el carbón es importado por el puerto de Lirquén, cercano a Concepción. La leña proviene de los bosques nativos y de subproductos de las grandes plantaciones forestales.

2. CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DEL GAS NATURAL EN LA ZONA EN ESTUDIO.

2.1. Estructura de la Industria del Gas Natural, Actores Relevantes. En la zona en estudio sólo en la Región del Biobío (VIII Región) existe un mercado desarrollado a partir de fines del año 1999 y en el que interactúan las siguientes empresas:

Gasoducto del Pacífico S.A. con una extensión de 543 km: Transporta el Gas Natural desde los centros de producción de Gas Natural denominados Lomas de la Lata de Argentina, hasta la ciudad de Concepción. A su vez Lomas de la Lata está conectada con el resto del sistema de gasoductos de ese país.



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Innergy Holdings S.A. Transporta y distribuye Gas Natural a través de ramales de su propiedad a los principales clientes industriales a la Octava Región del Biobío así como a las vecindades de ciudades como Los Ángeles y Chillán donde entrega el Gas Natural a las otras dos empresas distribuidoras; Gas Sur e Intergas.

El gasoducto del Pacífico e Innergy Holdings tienen los mismos accionistas que son Nova Gas International, Gasco S.A. distribuidora de Gas Licuado y accionista controlador de Metrogas, ENAP la empresa de explotación y refinación de petróleo del estado de Chile y Trigas una empresa chilena relacionada con el negocio de combustibles.

Gas Sur S.A. es la principal distribuidora de Gas Natural de la zona en estudio. Nace el año 1997 a partir de su separación de Gasco S.A. como distribuidor de Gas de Ciudad. Gasco mantiene el control de esta compañía la que tiene como accionista importante a Sask Energy empresa de Gas Natural de origen canadiense. Distribuye al sector residencial, comercial e industrial pequeño de Concepción y a localidades vecinas a Concepción y a los Ángeles.

Intergas S.A. es una empresa de grupo europeo, Gasfin Group Holding. Desde el año 2001 distribuye Propano Aire en sectores de la ciudad de Temuco (IX Región) esperando la llegada del Gas Natural. El año 2005 comienza la distribución residencial de Gas Natural en Chillán y en Los Ángeles de la VIII Región en competencia directa con Gas Sur S.A.

2.2. Infraestructura de la Industria del Gas Natural.

2.2.1. Infraestructura Actual. En la zona en estudio existe el Gasoducto del Pacífico formado por un gasoducto troncal y tres gasoductos de derivación. A su vez existen nueve Gasoductos derivados del Gasoducto del Pacífico denominados Laterales o Ramales que son propiedad de Innergy Holding S.A. En la figura siguiente Nº 2.1 se muestra la red de gasoductos y ramales existentes, así como las principales localidades, industrias o centrales térmicas que abastecen.



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(1) Intergas (2) Intergas y Gas Sur (3) Proyecto CMPC Mininco

Grandes Industrias o Centros Industriales Carretera o caminos principales

Fuente: Innergy Transportes S.A.

Figura Nº 2.1: Gasoductos y Ramales de Gas Natural

En el cuadro siguiente Nº 2.1 se presentan las redes de gasoductos y ramales existentes, en el que se indica su capacidad máxima en Sm3/día, longitud y diámetro. (En el texto se utiliza indistintamente Sm3 ó sólo m3 para indicar metros cúbicos de gas natural en condiciones estándar, a 15 °C y a presión atmosférica).



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Cuadro Nº 2.1

Características y Capacidad de Gasoductos.

G. TRONCAL ARGENTINA GP 1999(Loma La Lata - Paso Butamallín)

-299 20, 24 este-oeste 9.500.000

G. TRONCAL CHILE GP 1999(Paso Butamallín - Recinto)

-76 24 este-oeste 9.500.000

G. TRONCAL CHILE GP 1999(Recinto - Las Mercedes)

Intergas154 20 este-oeste 9.500.000

G. TRONCAL CHILE GP 1999(Las Mercedes - Talcahuano)

Núcleo Empresarial Talcahuano14 20 este-oeste 9.500.000

G. DERIVACION GP 2007(Charrua - Campanario)

Central Campanario27,5 16 norte-sur 6.900.000

G. DERIVACION GP 1999

(Paso Hondo - Nacimiento)

CMPC Laja-Intergas y Gas Sur

-CMPC Santa Fe - INFORSA

72 10 norte-sur 2.700.000

G. DERIVACION GP 1999(La Leonera - Coronel)

Zona Escuadrón-Coronel29 12 este-oeste 3.900.000

G. LATERAL ITATA I 2006(Pemuco - Planta Nueva Aldea)

Planta Nueva Aldea30,5 8 sur-norte 890.000

G. LATERAL RELBÚN I 2006(Pemuco - Planta Orafti)

Planta Orafti2,6 8 norte-sur 890.000

G. LATERAL LAJA I 2002(Las Palmas - Planta Laja)

CMPC Laja8,4 6 este-oeste 250.000

G. LATERAL NACIMIENTO I 2002(Nacimiento - Planta Inforsa)

Forestal Inforsa2,9 6 este-oeste 250.000

G. LATERAL PENCO-LIRQUÉN I 2000(Las Mercedes - Penco y Lirquén)

Núcleos Empresariales en Penco y Lirquén8,3 4, 6 sur-norte 110.000

G. LATERAL TALCAHUANO I 2000(Cerro La U - Thno y San Vicente)

Núcleo Empresarial San Vicente12 4, 6, 8, 10, 12, 16 este-oeste 110.000

G. LATERAL ESCUADRÓN I 2002(ET Coronel - Escuadrón)

Barrio Industrial Escuadrón12,6 4, 6, 10 este-oeste 110.000

G. LATERAL CORONEL I 2002(ET Coronel - Coronel)

Industrias de Coronel5,2 8, 10 norte-sur 110.000

G. LATERAL ARAUCO I 2003(ET Coronel - Planta Arauco)

Arauco-Lota31,2 4, 6, 8 norte-sur 110.000

Nota1: Nomenclatura GP = Gasoducto del Pacífico, I = Innergy

Nota2: Cifras en Sm3 (en condiciones estándar a 15ºC y 1 atm).

Capacidad

Máxima (2)

(Sm3/día)

Nombre del Gasoducto

(G.)

Propietario

(1)

Año

inicio

activ.

Tramos

(Origen-Destino)

Principales Clientes

Longitud

(km.)

Diámetro -

Mín. y Máx.

(pulgadas)

Dirección

Flujo

Fuente: Innergy Transportes S.A.

Tal como se indicó anteriormente el mercado de Gas Natural tiene actualmente una oferta limitada por la restricción de abastecimiento desde Argentina. Para suplir en parte este problema los socios del Terminal Marítimo de Quintero ubicado en la zona central de Chile, están desarrollando un proyecto de transporte de Gas Natural Licuado (GNL) en camiones de Quintero a la localidad Pemuco, donde se está instalando una planta de almacenamiento de GNL y de



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regasificación para inyectar Gas Natural al Gasoducto del Pacífico. En una primera etapa ésta planta tendrá una capacidad de 600.000 m3/día, de Gas Natural para abastecer fundamentalmente a la Refinería Petrox, perteneciente a ENAP, ubicada cerca de Concepción. En una segunda etapa su capacidad llegará hasta 1.200.000 m3/día de Gas Natural para apoyar a otros consumos industriales o de tipo termoeléctrico. (Ver Anexo 10).

2.3. Desarrollo del Mercado del Gas Natural. En la zona en estudio el Mercado de Gas Natural se ha desarrollado exclusivamente en la VIII Región. A fines del año 1999 se recibió y distribuyó por primera vez gas natural en la VIII Región, llegando el Gasoducto del Pacífico hasta la ciudad de Concepción. Del año 1999 hasta fines del año 2004 cuando por primera vez se restringió en muy pequeña escala la entrega de gas natural desde Argentina por decisión del gobierno argentino, el mercado industrial se desarrolló muy rápido, seguido de los sectores residencial y en menor grado el de generación eléctrica. El año 2005 se inician las restricciones de mayor importancia, año en el cual, de acuerdo a estimaciones locales se produce un déficit del orden del 20% para el mercado industrial y de 52% para el de generación eléctrica. Posteriormente, a partir del año 2006 y hasta esta fecha las restricciones continuaron aumentando. De acuerdo a la política del gobierno chileno y acuerdos con Argentina, se ha mantenido prioridad de abastecimiento de los consumos residenciales, por lo cual los consumidores industriales han tenido que retornar a los combustibles utilizados originalmente sin que se produjera un desbalance general entre la oferta y la demanda de combustibles. En el caso de las centrales termoeléctricas, éstas debieron recurrir al consumo de diesel, pero dado el sistema de desarrollo de estas plantas sus consumos energéticos fueron menores. En el futuro es posible que la leña pudiera subir de precio al disminuir el suministro desde los bosques naturales y las plantaciones de Eucalipto dedicada a la producción de leña, en los cuales todavía se autoriza su extracción. Por otra parte tal como se indica más adelante en el punto 3.2., la normativa ambiental que se proyecta para la zona en estudio con aplicación directa a las industrias, facilitaría la conversión de consumos de leña industrial y de hospitales y hoteles a gas natural.



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2.4. Nueva Infraestructura de Gasoductos.

Para efectos del estudio se supondrá que se instalaría un gasoducto que recorrería de norte a sur la zona en estudio, para el centro del país y cercano a la ruta 5 Sur de alrededor de 600 km desde el extremo norte de la VIII Región hasta la ciudad de Puerto Montt en la X Región, conectándose y utilizando eventualmente en una primera etapa la derivación Paso Hondo-Nacimiento para alimentación a las Regiones IX a X de menores consumos. Separadamente se considerará un ramal para Valdivia.



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3. NIVELES DE PRECIOS COMPETITIVOS DE VENTA DE UN PRODUCTOR DE GAS NATURAL

DE LA ZONA CENTRO-SUR. 3.1. Introducción.

El presente capítulo muestra en primer lugar la evolución de la relación de los precios de los combustibles comercializados a nivel de la Región Metropolitana y los principales factores que influirán en el precio de venta del gas natural para un productor de la Zona Centro Sur de manera que se asegure la captación de los grandes volúmenes de consumo de los combustibles sustituibles por gas natural. Posteriormente se estima el nivel de precios requerido para penetrar rápidamente los diferentes mercados.

3.2. Evolución Histórica de Precios y Precios Relativos de los Energéticos.

Los precios de los combustibles son similares a lo largo del país debido a cómo está estructurado este mercado. Las razones son las siguientes :

Los precios en los distintos puertos son prácticamente idénticos debido a la política de libre importación y sin el pago de derechos de aduana.

La fuerte competencia entre distribuidores y productores.

El transporte por oleoducto o por camiones es sólo una fracción muy pequeña del costo del combustible. Por ejemplo los combustibles líquidos como el diesel, tienen un costo de distribución y transporte hasta un radio de 150 km de 0,6 US$/MBtu versus un costo del combustible del orden de 18 US$/MBtu.

En el caso del carbón, el flete hasta 200 km cuesta aproximadamente 25 US$/ton, con un recargo adicional de 5 US$/ton cada 100 km. Por lo tanto, dado que la diferencia de distancia entre la VIII Región y el extremo más alejado de los puntos de abastecimiento son del orden de 300 km adicionales, el mayor costo promedio es de US$ 15/ton, o aproximadamente un 10% ó de sólo 0,6 US$/MBtu. La experiencia ha indicado que la relación de precios entre combustibles alternativos utilizados en el sector industrial y residencial se ha mantenido y se mantendría en el tiempo. En el Gráfico N° 3.1 se muestra la variación de precios industriales en la Región Metropolitana. En el Gráfico N° 3.2. se muestra la



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variación del precio del crudo Brent en US$/barril. En el Gráfico Nº 3.3 se muestra la variación del precio spot de gas natural Henry Hub, en US$/Mill Btu.

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-2006

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2008

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-2008

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2009

sep

-2009

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2010

US

$/M

Btu

(B

as

e P

od

er

Ca

lorí

fic

o S

up

eri

or)

Diesel PC-6 Carbón Gas Licuado PC-5 Gas Natural*

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la CNE.

Figura N° 3.1 : Variación de Precios de Combustibles Industriales R.M.

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80

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120

140

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-20

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06

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Sep

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07

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Sep

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Mar

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Sep

-20

10

Pre

cio

Cru

do

Bre

nt

US$

/Bar

ril

Nov-2010


Figura N° 3.2 : Variación de Precios del Petróleo Crudo Brent



13

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

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14,00

16,00

en

ero

-03

julio

-03

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julio

-08

en

ero

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julio

-09

en

ero

-10

julio

-10

US

$/M

Btu

Nov-2010

Fuente: Natural Gas Weekly Update. Energy Information Administration, Washington, DC.Nebraska Energy Office, Lincoln, NE.

Figura N° 3.3 : Variación de Precio Spot de Gas Natural “Henry Hub”

En el Cuadro N° 3.1 se indican los precios de los combustibles industriales para un precio del crudo de US$ 71/barril. Los precios en la zona en estudio son similares a los de la Región Metropolitana por lo indicado anteriormente.



14

Cuadro N° 3.1

Precios y Características de los Energéticos Combustibles en la Industria (Para Petróleo Crudo Brent = 71 US$/barril)

CombustibleDensidad

(kg/lt)

Precio

US$/Ton

Poder

Calorífico

Superior

(Kcal/kg)

Poder

Calorífico

Inferior

(Kcal/kg)

Precio

US$/MBtu

Superior

Precio

US$/M kcal

Superior

Gas Licuado (2) 0,51 654 (1) 11.600 (1) 11.010 18,0 71,4

Diesel 0,84 670 10.900 10.165 17,1 67,8

PC Nº 5 0,95 513 10.340 9.770 13,8 54,7

PC Nº 6 0,98 451 10.150 9.630 12,3 48,8

Carbón 148 6.500 6.100 6,2 24,6

Gas Natural (3) 0,60 (4) 9.000 (4) 8.100 (7) 13,0 51,6

Electricidad (6) 138 (5) 860 (5) 860 40,6 160,8 (1) 23.000 kcal/m3 gaseoso (2) 2,16 kg/m3 gaseoso (3) En relación al aire (Densidad) (4) m3 estándar a 1 atm y 15 °C (5) 1 kWh=860 kcal= 341 Btu. 1 kcal= 3.9658 Btu (6) US$ / MWh (7) Proveniente de Gas Natural Licuado. Precio para industria mediana. Para las industrias de mayor consumo este precio llegaría a ser del orden de 10 US$/Mill Btu

(8) En la zona Sur el costo de la leña seca y trozada para consumo industrial es aproximadamente similar o ligeramente superior al carbón

Fuente: Elaboración propia a partir de datos proporcionados por distribuidores.

De las figuras y cuadros anteriores se observa que los precios evolucionan proporcionalmente a los precios del petróleo crudo, incluso en el caso del carbón, el que lo hace sólo con cierto retardo debido a que su comercialización se realiza a base de contratos a mediano plazo. La misma variación presentan los precios residenciales y de Gas Natural Vehicular aunque a niveles más altos. Esta relación de precios está influenciada por sus diferentes costos de refinación y de distribución y por su utilización técnicamente diferenciada, tanto a nivel residencial como industrial. En la práctica los precios de los diferentes energéticos han mantenido una relación entre sí como la indicada en la Figura 3.1. y Cuadro N° 3.1. Debe hacerse notar que el precio de importación del GNL en la zona central, está sujeto al contrato exclusivo que tiene British Gas con el Terminal de Gasificación de Quintero, el que no ha permitido que la disminución relativa del precio Henry Hub se vea reflejado en los precios internos del gas natural. (Ver Nota 7 del Cuadro 3.1.). Este contrato termina el año 2012 y se espera una disminución de estos precios.



15

3.3. Factores que influyen en el Precio del Gas Natural al Cliente Final.

El costo de distribución del Gas Natural está formado por un costo fijo y un costo variable. El costo fijo que depende del tipo de cliente, de los costos que provienen de las inversiones y mantención de las redes de distribución y de transporte por gasoducto y de la atención administrativa del cliente. El gasto variable es debido fundamentalmente al costo del Gas Natural. Por lo anterior los distribuidores de gas natural han determinado tarifados distintos para los sectores residencial e industrial, los que son a su vez variables con los consumos del cliente. De esta forma se han posicionado a nivel residencial a un precio algo inferior al principal competidor en este sector, que es el Gas Licuado y el Petróleo Diesel residencial. En el mercado industrial sus precios son similares al precio de los petróleos Combustibles, para las industrias de mayor consumo y de un 10 a un 20% de menor precio en relación al Gas Licuado y al Diesel para clientes industriales de menor consumo. Sin embargo no han podido captar industrias que consumen carbón, a pesar de que en la Región Metropolitana estas industrias han debido realizar inversiones y asumir costos importantes para abatir sus emisiones, lo que no habría sido necesario si utilizaran gas natural. Esto es debido a la gran diferencia entre el costo del calor generado con carbón en comparación con el costo del calor utilizando gas natural. Por otra parte el gas natural puede reemplazar a cualquier otro combustible. A diferencia del gas natural, y por motivos técnicos, los petróleos combustibles no pueden reemplazar a los consumos de GLP ó Diesel. Por otra parte el reemplazo de Petróleos Combustibles por Diesel ó Gas Licuado no es económicamente factible por la importante diferencia de precios existente.

Debe considerarse que la electricidad no es un competidor directo del gas natural. En la práctica, para las aplicaciones para producir calor la electricidad resultaría muy cara, (ver Cuadro N° 3.1), salvo casos excepcionales. Por otra parte los usos típicos de la electricidad son prácticamente exclusivos de ella como son la iluminación, motores, sistemas de refrigeración industrial y similares, y difícilmente reemplazables por combustibles. Por lo indicado anteriormente, el precio de venta del productor al distribuidor, para permitir la captación de los mercados del Petróleo Combustible, en particular del PC-6, debiera ser inferior a éste, dependiendo de los costos que presenten las redes de distribución que deba desarrollar el distribuidor para atender el mercado.



16

Por otra parte el precio de venta del Terminal Quintero al distribuidor ha sido menor, del orden de 2 US$/MBtu menor que el precio mínimo fijado para las grandes industrias, o sea de aproximadamente 8 US$/Mill Btu para un valor del crudo de 71 US$/barril.

3.4. Ventajas del Gas Natural desde el Punto de Vista Ambiental.

3.4.1. Normativa Ambiental.

La legislación chilena se basa en la ley 19.300 denominada “Ley de Bases del medio Ambiente”. Esta ley establece las denominadas “Normas Primarias de Calidad del Aire Ambiente”, exigidas a la calidad del aire ambiente en todo el territorio de Chile. La autoridad ambiental debe desarrollar planes de descontaminación en áreas donde las Normas Primarias de Calidad del Aire Ambiente no se cumplan y los límites establecidos se excedan sistemáticamente, lo que conlleva a que un área determinada sea declarada como saturada. En caso que sólo exista peligro de que una zona sea declarada como saturada, se debe declarar como zona latente y se deben desarrollar los planes de prevención correspondientes. La Región Metropolitana, cuya capital es Santiago, fue declarada como “zona saturada” el año 1996, lo que ha conducido a la formulación de controles de emisión ambiental de fuentes industriales en relación a los contaminantes atmosféricos que se indican: material particulado respirable (MP 10), partículas totales en suspensión (PTS), monóxido de carbono (CO), óxidos de Nitrógeno (NOx) y anhídrido sulfuroso (SO2). Se está estudiando fijar límites a las emisiones del material particulado más fino, MP 2,5. Actualmente no existen Planes de descontaminación en la zona Sur. Sin embargo, debido a aumentos de la contaminación ambiental, ya han sido declaradas zonas latentes, o sea en peligro de exceder la norma primaria de calidad del aire las ciudades de Concepción y su puerto Talcahuano, y como zona saturada la ciudad de Temuco. Por este motivo se están estudiando y se prevé que en un cierto plazo se emitan normas de emisión a lo menos en las ciudades indicadas, lo que le daría una mayor competitividad al gas natural. A más largo plazo estas normas debieran asemejarse a las vigentes en la Región Metropolitana. Existe además un proyecto de Norma de Emisión para Centrales Termoeléctricas que está en consulta por parte del Consejo Consultivo de CONAMA y que tendría vigencia en todo el país, y que limitaría sus emisiones, lo que agregaría un costo adicional de inversión y de operación a las centrales termoeléctricas a carbón en



17

relación a las centrales termoeléctricas a gas natural, el que se estima en 1 US$/Mill Btu de combustible consumido. 3.4.2. Ventajas del Gas Natural desde el Punto de Vista Ambiental. La normativa de emisiones industriales de la Región Metropolitana se cumple en los casos más usuales sólo con la utilización de gases combustibles como el gas natural y el gas licuado. La utilización de petróleos combustibles, carbón o leña, requieren inversiones y costos de operación derivados de la utilización de filtros de partículas y lavadores de gases que son requeridos para el cumplimiento de las normas de emisión. En el cuadro siguiente se indican las emisiones típicas de los diferentes combustibles cuando no se usan sistemas de abatimiento.

Cuadro N° 3.2. Emisiones Estimadas de Contaminantes en la Generación

de una kcal sin Abatimiento (mg/kcal)

Combustible MP SO2 NOX COV CO

Gases (*) 0,03 0,00 0,13 0,00 0,03Kerosene 0,03 0,04 0,19 0,00 0,04Diesel 0,03 0,01 0,19 0,00 0,04P.C. N° 5 0,91 0,99 0,58 0,00 0,05P.C. N° 6 0,92 1,42 0,69 0,09 0,05Carbón 7,39 1,61 0,80 0,03 0,27Leña 2,42 0,00 0,60 0,41 17,66 Fuente: Guía para la Economía de Combustibles COPEC-2010 *Gas Natural o Gas Licuado

Se puede observar las ventajas de los gases, lo que hace que un equipo típico, sea caldera u horno de baja o media temperatura, pueda cumplir las normas ambientales sin necesidad de equipos de abatimiento. 3.4.3. Costos de Abatimiento y de la Conversión a Gas Natural. En el momento en que se hagan exigibles normas de emisión en algunas áreas de la zona sur, las empresas que consumen combustibles alternativos, en particular petróleos combustibles, leña y carbón, deberían adoptar medidas de abatimiento, las que dependiendo de los consumos energéticos de los equipos de combustión presentan costos adicionales a los costos de los combustibles que



18

oscilan aproximadamente entre 1,3 y 1,8 US$/MBtu para industrias grandes y medianas, respectivamente. En las industrias de menor consumo estos costos aumentan enormemente, lo cual es otra razón por la cual las industrias pequeñas (<2,3 mill m3 GN equivalente al año) utilizan sólo combustibles de bajos niveles de emisiones de contaminantes como lo son el gas licuado o diesel. (Ver Figura 3.4.) y, de estar disponible, el gas natural.

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Consumo de Combustible (FO o Carbón) en Millones m3GN eq./año

U$

/MB

tu

Costo Unitario Operacional Abatimiento (COA)US$/MBtu

Costo Unitario Inversión Abatimiento (CIA)US$/MBtu

Industria

MedianaIndustria Grande

Fuente: Estudio Impacto de la Demanda de Combustibles por Cortes de Suministro de GN Argentino y Aumentos de Precios de Gas Natural, Enap 2007.

Figura N° 3.4: Costos de Abatimiento de Emisiones Contaminantes (Fuente Estudio Enap 2007)

Los costos de Abatimiento se eliminan utilizando Gas Natural, por lo cual este factor sería una ventaja competitiva equivalente a un menor precio igual a los montos indicados.



19

3.5. Precios de Venta del Distribuidor Local a Clientes Finales y Precio de Venta del

Productor al Distribuidor Local. 3.5.1. Precios de Venta del Distribuidor a Clientes Finales. Además de los costos adicionales por abatimiento, deben considerarse también los costos de conversión a gas natural de los equipos, calderas u hornos que consumen PC-5 ó PC-6, así como los menores costos de operación del gas natural. En el cuadro siguiente N° 3.3. se muestran los valores típicos netos calculados en el estudio ENAP-2007, para el sector industrial.

Cuadro N° 3.3. Balance de Costos de Industrias Convertidas a Gas Natural

Industrias Grandes US$/Mill Btu

Industrias Medianas US$/Mill Btu

1. Costos de Conversión* +0,47 +1,41

2. Menores Costos de Operación con Gas Natural (En comparación con el PC-6)

-0,23 -0,23

3. Costo Neto de Conversión (Sin Abatimiento) +0,24 +1,18

4. Costos de Abatimiento que se evitarían* -1,30 -1,80

5. Costos netos (Con Abatimiento) -1,06 -0,62 * Supone un plazo de pago de la inversión de 24 meses Fuente: Elaboración propia.

Del cuadro anterior se deduce que el distribuidor debería entregar márgenes mayores que 1,18 US$ Mill Btu para las industrias medianas a ser convertidas si no existiera en su área limitaciones a las emisiones contaminantes. Si estuvieran reguladas las emisiones, el distribuidor podría aplicar un margen menor, (Mayor que -0,62 US$/Mill Btu), si las empresas lograran evitar las inversiones y costos de abatimiento. De esta forma la situación se haría más competitiva para el distribuidor de Gas Natural. Sin embargo, si las regulaciones cubren sólo ciertas áreas muy restringidas no existiría ventajas para el distribuidor debido a que éste debe disponer de precios similares en localidades vecinas. Como la única posibilidad de fijar precios industriales es disminuyéndolos con el consumo, el precio mínimo del gas natural a ser cobrado por el distribuidor para los mayores consumidores debería ser inferior al precio del PC-6 menos 1 US$/Mill Btu, llegándose a los 10 US$/Mill Btu indicado en el Cuadro N° 3.1.



20

(Nota 7) para un precio del crudo de 71 US$/barril y para las condiciones actuales de competitividad de importación del GNL. 3.5.2. Precios de Venta del Productor a Termoeléctricas, Distribuidores Locales

y Distribuidores de la Región Metropolitana. El precio del productor al distribuidor debe dejar un margen mínimo estimado en 1 US$/Mill Btu en relación a su precio de venta más bajo, es decir a los industriales de mayor consumo. Por lo tanto este precio debería ser del orden del precio mínimo del distribuidor menos 1 US$/Mill Btu, o sea del orden de US$ 9/Mill Btu. Este precio sería equivalente al precio Henry Hub actual más 5 US$/Mill Btu. Considerando en el futuro una competencia con el Terminal de Quintero, se deberá considerar un precio menor teniendo en cuenta la renegociación del Contrato de Importación de GNL el año 2012. Por este motivo se considerará en este caso un precio de 7 US$/Mill Btu ó Henry Hub +3 US$/Mill Btu. En el caso de ventas a distribuidores de la Zona Centro Sur se supondrá un precio similar, es decir el Henry Hub más 3 US$/Mill Btu. Por otra parte, reducir los precios al nivel del precio del carbón significaría una pérdida importante para el distribuidor, pues este precio debería darse a todas las industrias de consumo similar. En el caso del proyecto de Norma de Emisión para centrales termoeléctricas, la nueva normativa introducirá un costo adicional para las nuevas centrales de carbón. Éstas centrales deberán filtrar y/o lavar sus gases, lo que no sería necesario en el caso de las centrales termoeléctricas a gas natural. Estas ventas serían directas del productor a las centrales a gas natural. De acuerdo a la Figura Nº 3.1, y debido al gran tamaño de las centrales termoeléctricas, el costo unitario adicional es del orden de 0,5 US$/Mill Btu, lo que afectaría negativamente las decisiones de inversión de centrales de carbón versus centrales de gas natural. En el Capítulo 8, en el cual se estudia el mercado del gas natural en las centrales termoeléctricas, se verificó que para captar un mercado significativo, debe llegarse a un precio actual del orden de US$ 5/Mill Btu, desplazando parte importante de las centrales termoeléctricas a carbón. Este precio sería equivalente al precio Henry Hub actual más 1 US$/Mill Btu. En el Capítulo 10, en el cual se estudia el mercado del gas natural argentino, se verificó que un escenario posible es que Argentina no aumente su producción interna de gas natural, y de manera simultánea Bolivia no sea capaz de entregar los altos volúmenes de gas natural requeridos en el futuro por Argentina. Si ese es el caso, un productor de la zona Centro Sur podrá vender gas a Argentina a



21

precios competitivos respecto del precio de GNL que importe Argentina, con la posibilidad de vender a través del Gasoducto del Pacífico. Un posible precio de venta a Argentina, según se detalla en el Capítulo 10, sería del orden del precio spot Henry Hub más 2 US$/MBtu, lo que con los precios actuales que se leen de la Figura 3.3, da un precio de venta estimado de 6 US$/Mill Btu. Estos precios son iguales a los últimos precios de importación spot de GNL.

3.6. Resumen de Niveles de Precios de Venta Estimados. En el siguiente cuadro se resumen los precios estimados de venta para un productor de gas natural de la zona centro sur.

Cuadro Nº 3.4

Resumen de Precios de Venta Estimados para un Productor de Gas Natural de la Zona Centro Sur

US$ /Mill Btu

Precio de Venta Estimado a:Regla de

Cálculo (1)

Precio

Estimado a la

Fecha (2)

US$/Mill Btu

Distribuidor de la Zona Centro Sur H-H + 3 7

Distribuidor de la Zona Centro H-H + 3 7

Plantas Termoeléctricas H-H + 1 5

Argentina H-H + 2 6

Nota (1): H-H corresponde al Precio Spot Henry Hub en US$/Mill Btu

Nota (2): Corresponde a los precios Henry Hub vigentes y a un precio del PetróleoCrudo de 71 US$/barril, vigentes a fines del año 2009.

Fuente: Elaboración propia.



22

4. ANÁLISIS DE LA MATRIZ DE CONSUMO ENERGETICO DE LA ZONA EN ESTUDIO.

(Año 2005).

4.1. Metodología y Fuentes de Información.

El objetivo para determinar la Matriz Energética de la zona en estudio, es mostrar en un rápido vistazo el orden de magnitud y distribución de los consumos de los diferentes energéticos de la zona, independientemente que el cálculo de los consumos actuales y potenciales de Gas Natural y su proyección se realicen posteriormente en el resto del estudio, con información al día utilizando los resultados de encuestas directas a los principales actores de este mercado.

La matriz Energética se ha estimado para cada región en base a datos y estadísticas del año 2005, último año en que se tuvo un abastecimiento casi normal de gas natural desde Argentina. Ese año la restricción afectó sólo el consumo industrial de gas natural de la VIII Región en aproximadamente un 30%. Este faltante de Gas Natural fue sustituido básicamente por diesel y petróleo combustible.

Debido a que no existe información disponible unificada de los consumos, se recurrió a la información disponible a nivel de estadísticas oficiales y a estudios previos que fundamentalmente son los siguientes:

Informe anual de Energía del Instituto Nacional de Estadísticas (INE)

Encuesta Industrial del INE, año 2005.

Estadísticas de consumo de combustibles de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

Estadísticas de operación del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC).

Estudios previos realizados por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y por la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP).

Se define cada Macrozona según la división administrativa correspondiente a las Regiones que abarca el estudio, con la excepción de las zonas de Los Ríos y de Los Lagos que se unieron en la zona ex X ó X, debido a que las estadísticas de consumo de combustible no las distinguen. Lo anterior se debe a que las estadísticas de consumo de combustibles, principalmente las de la SEC, vienen dadas a ese nivel de desagregación, como máximo. El detalle de las fuentes de cada cifra se indica en el Anexo N° 2. Las divisiones por provincia o ciudad se utilizarán más adelante en los estudios de mercado sectoriales sólo en cuanto a información relativa a la población, edificación y número de vehículos y cuándo esta información resulta relevante.



23

4.2. Matriz Energética Global de la Zona por tipo de Cliente.

En los cuadros que se presentan a continuación se indica el consumo energético estimado global de la zona por tipo de energético y para cada una de las regiones consideradas en el estudio. (Cuadro N° 4.1. y Cuadro N° 4.2.). Los consumos de energía están indicados como la energía equivalente a volúmenes de Gas Natural, considerando un Poder Calorífico Superior del Gas Natural de 9.300 kcal/m3N.

Cuadro N° 4.1. Consumos Energéticos Total año 2005 en Zona de Estudio por Tipo de Energético

Millones m3/año de Gas Natural Equivalente

Gas Natural Gas

LicuadoDiesel

Petróleo

Combustible

Carbón

MineralLeña

Industrial 723,0 321,7 38,7 401,3 333,3 150,0 69,8 2.037,7 32,3%

Transporte 0,0 0,0 0,7 1.154,9 0,0 0,0 0,0 1.155,6 18,3%

Residencial 278,4 19,4 250,9 86,5 0,0 N/D 2.335,7 2.971,0 47,1%

Generación 0,0 11,8 0,0 15,2 0,0 111,4 0,0 138,4 2,2%

Total 1.001,4 352,9 290,3 1.657,9 333,3 261,4 2.405,5 6.302,8 100,0%

% 15,9% 5,6% 4,6% 26,3% 5,3% 4,1% 38,2% 100,0%

Total %Tipo

Cliente

Electricidad

Combustible

* No existe información Fuente: Cada cifra se detalla en Anexo 2

Cuadro N° 4.2.

Consumos Energéticos Total año 2005 en Zona de Estudio (Electricidad y Combustibles) por Región


VII VIII IX X*

Industrial (b) 246,5 1.344,4 141,8 305,0 2.037,7 32,3%

Transporte (d) 251,1 461,9 185,1 257,5 1.155,6 18,3%

Residencial (e) 571,2 893,8 489,7 1.016,3 2.971,0 47,1%Generación (f) 0,0 124,3 0,0 14,1 138,4 2,2%

Total 1.068,8 2.824,5 816,6 1.592,9 6.302,8 100,0%% 17,0% 44,8% 13,0% 25,3% 100,0%

Tipo ClienteRegión

Total %

* Incluye regiones de Los Ríos y de Los Lagos (Ex X Región) Fuente : Cada cifra se detalla en Anexo 2.



24

Como se muestra en el cuadro anterior, la Región que concentra el mayor consumo de energía en la zona estudiada, es la VIII Región, seguida de la ex X y la VII Regiones. El menor consumo de energía se produce en la IX Región.

Desde el punto de vista del tipo de cliente, el mayor consumo se produce en el sector Residencial, lo que se ve fuertemente influenciado por el consumo de Leña a nivel rural debido a su alta disponibilidad. Por otra parte en la fuente utilizada se estima que el consumo residencial urbano de leña es sólo aproximadamente el 30% del consumo residencial total de leña.

Los sectores Industrial y de Transporte le siguen en tamaño. El consumo en el sector Generación Eléctrica corresponde a las centrales termoeléctricas de Coronel (41 MW), (GN y Diesel), Horcones (GN) (24 MW) y Bocamina (Carbón) de la VIII Región, y la central Antilhue (Diesel) de la Ex X Región. La Central Coronel entró a operar a mediados del año 2005, fecha en que se iniciaron las restricciones de despacho del gas natural desde Argentina, por lo cual la importancia del consumo potencial de Gas Natural en generación eléctrica está subestimada.

4.3. Matriz Energética por Región.

Los siguientes cuadros muestran los consumos por tipo de energético (Electricidad y combustibles) estimados para cada región.

Cuadro N° 4.3.

Consumos Energéticos VII Región – 2005 Millones m3/año de Gas Natural Equivalente

Gas Natural Gas

LicuadoDiesel

Petróleo

CombustibleCarbón

Industrial 98,1 0,0 7,9 16,8 62,5 45,3 16 246,5

Transporte 0,0 0,0 0,1 251,0 0,0 0,0 0,0 251,1

Residencial 55,8 0,0 54,8 3,0 0,0 (1) 458 571,2

Generación 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0,0

Total 153,9 0,0 62,9 270,8 62,5 45,3 473,5 1.068,8

TotalLeña

Tipo

Cliente

Electricidad

Combustible

(1) No incluye información (2) No incluye las gasolinas, que en su equivalente a GN ascienden a 136 Mill m

3 GN eq.

Fuente: Cada cifra se detalla en Anexo 2.



25

Cuadro N° 4.4.

Consumos Energéticos VIII Región – 2005 Millones m3/año de Gas Natural Equivalente

Gas Natural Gas

LicuadoDiesel

Petróleo

CombustibleCarbón

Industrial 504,8 321,7 16,6 213,8 173,4 82,5 31,5 1.344,4

Transporte 0,0 0,0 0,2 461,7 0,0 0,0 0,0 461,9

Residencial 107,6 19,4 96,7 53,4 0,0 (1) 616,7 893,8

Generación 0,0 11,8 0,0 1,1 0,0 111,4 0,0 124,3

Total 612,4 352,9 113,5 730,0 173,4 194,0 648,2 2.824,5

TotalLeña

Tipo

Cliente

Electricidad

Combustible

(1) No incluye información. (2) No incluye las gasolinas, que en su equivalente a GN ascienden a 271 Mill m

3 GN eq.


El principal Sector de la VIII Región es el Industrial, el que está concentrado en la costa, específicamente en Concepción y sus alrededores.

Cuadro N° 4.5. Consumos Energéticos IX Región – 2005


Gas Natural Gas

LicuadoDiesel

Petróleo

CombustibleCarbón

Industrial 47,9 0,0 2,6 54,8 33,9 0,1 2,4 141,8

Transporte 0,0 0,0 0,1 185,0 0,0 0,0 0,0 185,1

Residencial 46,2 0,0 42,6 9,7 0,0 (1) 391,2 489,7

Generación 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Total 94,1 0,0 45,3 249,5 33,9 0,1 393,6 816,6

TotalLeña

Tipo

Cliente

Electricidad

Combustible


3 GN eq.




26

Cuadro N° 4.6.

Consumos Energéticos Macrozona Ex X Región – 2005 Millones m3/año de Gas Natural Equivalente

Gas Natural Gas

LicuadoDiesel

Petróleo

CombustibleCarbón

Industrial 72,1 0,0 11,4 115,9 63,5 22,0 20,0 305,0

Transporte 0,0 0,0 0,3 257,2 0,0 0,0 0,0 257,5

Residencial 68,8 0,0 56,9 20,5 0,0 (1) 870,1 1.016,3

Generación 0,0 0,0 0,0 14,1 0,0 0,0 0,0 14,1

Total 140,9 0,0 68,6 407,7 63,5 22,0 890,1 1.592,9

TotalLeña

Tipo

Cliente

Electricidad

Combustible


3 GN eq.


En el Anexo N° 2 se detallan las fuentes de información para el cálculo de la Matriz Energética.



27

5. ELASTICIDADES DE LA DEMANDA DE COMBUSTIBLES DE LOS SECTORES INDUSTRIAL Y RESIDENCIAL.

5.1. Consideraciones Metodológicas de un Modelo de Proyección de la Demanda

Sectorial de Combustibles.

De los Estudios anteriores realizados por el Consultor para ENAP se concluyó que la manera más prudente de proyectar consumos de combustibles es a través de establecer en primer lugar la proyección de la demanda global de combustibles derivados del petróleo más el gas natural por sector, (Industrial y Residencial), y luego aplicar esa proyección a los consumos actuales y potenciales de los combustibles analizados. Las razones que llevaron a esta decisión fueron:

El ingreso del Gas Natural al mercado de energía en los años 1996-1999 produjo una fuerte discontinuidad en el consumo de los combustibles alternativos derivados del petróleo(GLP, Diesel y PC-6) más el gas natural por sustitución de éstos. En los años 2004-2006 se producen restricciones en la provisión de gas natural generando una nueva discontinuidad. Esto impide obtener conclusiones válidas mediante análisis econométricos por combustible.

El impacto del gas natural es diferente según sectores económicos. Es muy fuerte en el sector industrial y en menor medida en el sector residencial.

Los dos sectores mencionados presentan comportamientos diferentes (distintas elasticidades) ante las variables exógenas consideradas.

Por todo lo anterior se proyectará la demanda global de combustibles por sector, dado que la demanda global no se altera por sustitución entre combustibles.

En general, la demanda de combustibles en el largo plazo se puede modelar como:

Di = f (Yi, Pi, Psi)

Donde, I = subíndice que indica el año i Y = Ingreso P = Precio del combustible. Ps = Precio del Sustituto.



28

En este caso como se está analizando los consumos globales de combustibles derivados del petróleo más el gas natural de cada sector, no es aplicable un análisis que incorpore el precio de sustitutos.

Para el análisis se probaron diversos indicadores de ingreso tales como PIB nacional, PIB regional y PIB sectorial, el PIB nacional fue el elegido debido a que:

La variación porcentual del PIB regional es del mismo orden de magnitud que la variación porcentual del PIB nacional. En consecuencia es indiferente tomar uno u otro indicador. (Ver Cuadro Nº 5.1)

Es más conveniente utilizar el PIB nacional porque presenta una mayor seguridad en la información y porque las proyecciones en el largo plazo son hechas para el PIB nacional y no para el PIB regional

Cuadro Nº 5.1

Variación del PIB Regional y PIB Nacional entre 1996 y 2005 (Millones de pesos año 2003)

Región 1996 2005Variación %

base '96

VII Del Maule 1.350.385 2.055.308 52%

VIII Del Biobío 3.634.669 5.469.454 50%

IX De La Araucanía 1.011.688 1.367.011 35%

X De Los Lagos 1.633.757 2.586.698 58%

Subtotal Grupo Regiones SUR 7.630.498 11.478.471 50%

Producto Interno Bruto Nacional 40.837.856 57.262.645 40%

Fuente: Base de datos estadísticos del Banco Central de Chile.

Como indicador de precios se eligió el precio del barril crudo de WTI, dada su alta correlación con los precios de los diferentes combustibles. Esto se ve reflejado en la figura a continuación que indica la variación porcentual a través de los años del carbón, Diesel, PC-6 y el barril crudo WTI.



29

0%

100%

200%

300%

400%

500%

600%

feb

-19

98

ag

o-1

99

8

feb

-19

99

ag

o-1

99

9

feb

-20

00

ag

o-2

00

0

feb

-20

01

ag

o-2

00

1

feb

-20

02

ag

o-2

00

2

feb

-20

03

ag

o-2

00

3

feb

-20

04

ag

o-2

00

4

feb

-20

05

ag

o-2

00

5

feb

-20

06

ag

o-2

00

6

feb

-20

07

ag

o-2

00

7

feb

-20

08

ag

o-2

00

8

feb

-20

09

ag

o-2

00

9

feb

-20

10

ag

o-2

01

0

Carbón Diesel PC-6 Crudo Brent


Figura Nº 5.1: Evolución Histórica Porcentual de Precios de Paridad de

Importación de Combustibles

Para proyectar la demanda sectorial se aplicará la misma metodología desarrollada para el “Estudio de Impacto en la Demanda de Combustibles por Cortes de Suministro de Gas Natural Argentino y Aumentos de Precios del Gas Natural” realizado para ENAP y del cual se utilizarán los resultados aplicables a este caso.

En dicho estudio se analizó el conjunto de las regiones VII, VIII y IX. Los resultados obtenidos se extrapolarán para la ex X región por cuanto su ubicación geográfica y la composición de la economía son similares.

5.2. Modelo de Proyección de Consumos y Cálculo de las Elasticidades de la Demanda.

Se define la ecuación general de la demanda para un año en particular como:

a2

i

a1

ia0

i WTIxPIBxeD Ec. 5.1

Donde: D: Demanda anual de energía del sector. i: año e: base del logaritmo natural



30

PIB: Producto Interno Bruto Nacional a precios constantes expresado en millones de pesos

WTI: Precio Barril de crudo en U$ a0: Intercepto a1: Elasticidad - Ingreso a2: Elasticidad-Precio.

La Elasticidad se definen como: “El número que indica el cambio porcentual en la variable dependiente (D) causado por un cambio porcentual de la variable independiente (PIB y WTI)” Dada la ecuación Ec. 5.1), matemáticamente se verifica que los coeficientes a1 y a2 cumplen con la definición que dan los economistas de la elasticidad. Para ello basta con evaluar las siguientes ecuaciones:

( D/D) / ( PIB/PIB) = a1 Ec. 5.2

( D/D) / ( WTI/WTI) = a2 Ec. 5.3

5.3. Cálculo de las Elasticidades y Coeficientes de Correlación de la Ecuación de Demanda.

5.3.1. Generalidades.

Para el cálculo de las elasticidades, primero se estableció la ecuación lineal auxiliar, ecuación Ec. 5.4) a continuación, aplicando el logaritmo natural a la ecuación general de la demanda definida en EC 5.1).

i2i10i WTIlnaPIBlnaaDln Ec. 5.4

Para un conjunto de datos conocidos de Di, PIBi y WTIi se estiman los coeficientes a0, a1 y a2 mediante el método estadístico de la Regresión Lineal, es decir, por medio del ajuste de la mejor línea de tendencia. Por tratarse de cálculos estadísticos, es preciso analizar con atención los coeficientes (elasticidades a1 y a2) obtenidos. Para ello estudiaremos el Coeficiente de Correlación R2, el que tiene que acercarse a la unidad, y los Niveles de Confianza, los que entregan los límites inferior y superior en que se afirma con un 95% de confianza que el coeficiente calculado (elasticidades a1 y a2) está incluido en el rango que definen estos límites.



31

La estimación de las elasticidades es una tarea compleja y no basta con obtener los coeficientes a0, a1 y a2. Además de que los coeficientes puedan tener una correlación aceptable, se debe tener en cuenta que los coeficientes calculados deben ser coherentes con la teoría económica. Para ello se deben cumplir las siguientes propiedades:

a1 > 0 ; La demanda aumenta si crece el PIB a2 ≤ 0 ; La demanda se contrae si el precio del barril de petróleo crudo aumenta

Otros valores de a1 y a2 no son coherentes con la teoría económica. El cálculo mismo es realizado por la herramienta XLStat del software Excel al que se le ingresan los datos anuales de Di, PIBi y WTIi para el período 1996-2005. Debe considerarse que el software trabaja con las variables auxiliares ln(Di), ln(PIBi) y ln(WTIi).

5.3.2. Datos Históricos para el Cálculo de las Elasticidades. Se considera la metodología utilizada en el estudio de mercado para ENAP del año 2007 y los datos de consumo de gases y petróleos combustibles de los sectores Industrial y Residencial en el período 1996-2005, tomados de las fuentes indicadas para la determinación de la matriz energética y sistematizados en el estudio en referencia. Tal como se indicó anteriormente y luego de varios ensayos se seleccionaron como variables independientes, que mejor se ajustan a la demanda de energéticos, las siguientes: PIB Nacional (Indicador de Ingreso) y Precio Barril WTI (Indicador de precio). La serie PIB está expresada en millones de pesos del año base 2003, mientras que el Precio Barril esta expresado en US$ del año base 2007, el cual se deflactó, en base al IPM de USA. En el cuadro a continuación se presentan las series de datos que se utilizaron para el cálculo.



32

Cuadro N° 5.2 Cifras Históricas de Consumo Combustibles Líquidos y Gaseosos Derivados del Petróleo

(D)1, WTI y PIB (VII, VIII y IX Región en conjunto)

PIB Precio Crudo WTIConsumo1

Industrial

Consumo1

Residencial

Año Mill $ base 2003 US$/barril base 2007 Miles m3 GN eq. Miles m3 GN eq.

1996 40.837.856 28,8 654,8 213,91997 43.535.435 27,3 743,6 230,91998 44.942.009 19,8 707,5 241,61999 44.600.068 25,2 708,3 249,02000 46.602.201 37,5 787,0 264,12001 48.175.975 34,2 747,9 260,12002 49.228.192 33,1 761,8 265,42003 51.156.415 37,6 774,7 262,52004 54.217.377 46,6 844,7 271,42005 57.315.532 58,5 913,5 266,4

Nota 1: Para los datos históricos el consumo es equivalente a la demanda. Datos de Estudio ENAP 2007. Fuente: Elaboración propia a partir de datos del Banco Central, CNE, SEC y Estudio Enap 2007

5.3.3. Resultado del Cálculo de las Elasticidades Mediante el Método de la

Regresión Estadística Lineal. A continuación se presentan los coeficientes obtenidos (a0, a1 y a2) de las regresiones según la nomenclatura que aparece en este capítulo. 5.3.3.1. Sector Industrial.

Se realizó una primera regresión estadística con todos los datos disponibles y se llegó a un coeficiente a2 positivo, que es decir una elasticidad-precio positiva, lo cual es incorrecto del punto de vista de la teoría económica. Se supuso que la demanda industrial es inelástica al precio y se realizó una nueva regresión estadística excluyendo la variable precio. En términos matemáticos es equivalente a decir que el coeficiente a2 es igual a cero (0). Los coeficientes calculados, niveles de confianza y coeficientes de ajuste son:



33

Cuadro N° 5.3 Resultado del Cálculo de Coeficientes de la Región

Coeficiente Valor Coeficiente de

Corr. R2

Límite

inferior

(95%)

Límite

superior

(95%)a0 -1,147 -6,890 4,596a1 0,831 0,506 1,156a2 0,000 - -

0,817

Fuente : Elaboración propia.

El resultado del cálculo indica que la elasticidad-Ingreso (a1) es igual a 0,831, es decir que por cada 1% de aumento del PIB, la demanda de energéticos del sector industrial procesos de la zona sur aumentará en un 0,831%. Se muestra el coeficiente de correlación R2 y el rango de la Elasticidad-Ingreso (a1) para un 95% de confianza. Podemos aseverar que la Elasticidad-Ingreso es positiva y cercana a la unidad.

El detalle del planteamiento, selección de las ecuaciones, parámetros de evaluación (prueba t student) de la ecuación de proyección fueron desarrollados en el Informe ENAP 2007. Un mayor detalle se muestra en el anexo Nº 4. Los parámetros obtenidos son bastante razonables y están en concordancia con la teoría económica. En consecuencia, la ecuación que mejor describe la demanda de energéticos en el sector industrial, definida como I, es la siguiente:

Ec. 5.5 En la figura siguiente se muestra los datos históricos de 1966 a 2005 y la línea de tendencia que los representa, según la ecuación mencionada.

0.8311.147 PIBxeI



34

Sector Industrial

0

200

400

600

800

1.000

1.200

40 45 50 55 60 65

PIB Nac.

m3

eq

. G

N

Datos Históricos

Tendencia Modelo

Billones 2003

Mil

es

m³

eq

. G

N

≈

1 m

³ D

iesel

Fuente: Elaboración propia

Figura Nº 5.2: Consumos Históricos de Energéticos del

Sector Industrial de la Zona Para la proyección del consumo actual más el potencial de gas natural en el sector industrial en la zona estudiada, suponiendo precios del barril de crudo constantes, se considerará la elasticidad de la demanda en relación al PIB nacional de 0,831, es decir un aumento de 0,831% de la demanda por cada 1% de aumento del PIB nacional.

5.3.3.2. Sector Residencial.

Se realizó la regresión estadística con los datos históricos disponibles y los resultados son los que se presentan en el cuadro a continuación.

Cuadro N° 5.4 Resultado del Cálculo de Coeficientes

Coeficiente Valor Coeficiente de

Corr. R2

Límite

inferior

(95%)

Límite

superior

(95%)a0 -0,977 -12,273 10,319a1 0,768 0,092 1,445a2 -0,051 -0,282 0,181

0,616




35

El resultado del cálculo indica que la elasticidad-Ingreso (a1) igual a 0,768, es decir que por cada 1% de aumento del PIB, la demanda de energéticos del sector residencial de la zona sur aumentará en un 0,768%. Así mismo, la elasticidad-Precio (a2) es de -0,051, es decir que por cada 1% de aumento del precio del barril de crudo WTI la demanda de combustibles del sector residencial de la zona sur se contraerá en un 0,051%.

Se muestra el coeficiente de correlación R2, el rango de la Elasticidad-Ingreso (a1) y el rango de la Elasticidad Precio (a2), ambos para un 95% de confianza. Podemos aseverar que la Elasticidad-Ingreso es positiva y cercana a la unidad, mientras que la Elasticidad-Precio es negativa y cercana a cero. El detalle del planteamiento, selección de las ecuaciones, parámetros de evaluación (prueba t student) de la ecuación de proyección fueron desarrollados en el Informe ENAP 2007. Un mayor detalle se muestra en el anexo Nº 4. Los parámetros obtenidos son bastante razonables y están en concordancia con la teoría económica. En consecuencia, la ecuación que mejor describe la demanda de energéticos en el sector residencial, definida como R, es la siguiente:

0.0510.7680.977 WTIxPIBxeR Ec. 5.6

En la figura siguiente se muestran los datos históricos de 1996 a 2005 ( ) y los puntos calculados para cada año, de acuerdo al PIB y al WTI de cada año (o).



36

Sector Residencial

0

50

100

150

200

250

300

350

400

40 45 50 55 60 65

PIB Nac.

m3

eq

. G

N

Datos Históricos

Datos del Modelo

Billones 2003

Mil

es

m³

eq

. G

N

≈

1 m

³ D

iesel


Figura Nº 5.3: Consumos Históricos de Energéticos del Sector Residencial

de la Zona Para la proyección del consumo actual más el potencial de gas natural del sector residencial en la zona estudiada, suponiendo precios del barril de crudo constantes, se considerará la elasticidad de la demanda en relación al PIB nacional de 0,768, es decir un aumento de 0,768% de la demanda por cada 1% de aumento del PIB nacional, considerando un precio constante del crudo WTI.

5.3.3.3. Discusión de los Resultados.

Los resultados de las correlaciones indicadas en las Figuras N° 5.2. y 5.3. muestran que las ecuaciones de predicción de las demandas de los sectores industrial y residencial de la zona sur predicen en forma adecuada las demandas energéticas de estos sectores. Por otra parte existe una larga experiencia en Chile de que los consumos de energía siguen muy de cerca al aumento porcentual del PIB, tanto en el caso de los consumos eléctricos como los de la energía en general, lo que se debe fundamentalmente a que Chile está en un nivel de desarrollo en el cual los posibles ahorro se energía por mejores tecnologías se ven a su vez afectados por el desarrollo industrial y el ingreso de nuevos consumidores al mercado de las energías de calidad como son la electricidad, los combustibles derivados del petróleo y el gas natural. Lo anterior se refleja en la figura a continuación, la que presenta la variación porcentual del PIB y del consumo nacional de energía, entre los años 1995 y 2009.



37

Variación % respecto del año base: 1990

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002

Total Energía

PIB Nacional

Fuente: Seminario “Eficiencia Energética en Chile, Aspectos Generales”, 2005, Comisión Nacional de Energía de Chile.

Figura Nº 5.4 :Evolución del PIB y Consumo Energético Nacional Total (Electricidad más combustibles)

La elasticidad global de la demanda entre los años 2002 y 1990, sería aproximadamente:

0,810,86/1,06PIBΔD/D/ΔPIB/e Ec. 5.7

La cifra anterior es similar a las elasticidades calculadas e indicaría que el crecimiento total de la demanda de la energía en Chile se ha incrementado en tasas similares a la demanda industrial y residencial de la zona en estudio, para las cuales se calcularon elasticidades con el PIB de 0,835 y de 0,768, respectivamente.



38

6. ESTUDIO DE MERCADO INDUSTRIAL.

6.1. Introducción. El presente capítulo presenta en primer lugar la cobertura de las encuestas industriales realizadas para luego mostrar el tipo de industrias que forman el mercado objetivo así como sus localizaciones en la zona. La determinación de la localización de las industrias se utilizó para determinar la factibilidad de su conexión al gas natural. Posteriormente se estudia el mercado potencial actual del gas natural y su proyección futura.

6.2. Tipo de Industrias y sus Consumos. En el Cuadro Nº 6.1., se indica el listado de las empresas encuestadas. Se indica el nombre de la empresa, dirección, comuna, persona de contacto y si respondió o no la encuesta. En el Cuadro Nº 6.2., se resumen los consumos de combustibles líquidos y gaseosos reportados por las industrias que respondieron la encuesta y se calculó la cobertura total obtenida, que resultó ser de un 35% de los consumos en un total de 37 industrias. Observando el listado de las industrias y el resultado de la cobertura se concluye que se cubrió prácticamente el total de las industrias más grandes de la zona en estudio y una muestra de las más pequeñas. La Refinería Biobio de Enap que consume internamente combustibles procesados por ella misma y de los cuales no se dispone de registro. Sin embargo esta Refinería ha declarado que disponiendo de gas natural consumiría aproximadamente 500.000 m3/días de gas natural reemplazando sus consumos internos. (Ver Anexo Nº 10).



39

Cuadro Nº 6.1.

Listado de las Empresas Encuestadas

MACROZONA Nº Empresa

P

l

a

n

Dirección Comuna ContactoResponde a

Encuesta

1 Carozzi PLANTA TENOCam longitudinal sur km 174 Curicó Juan Vega Espinosa Si

2 Viña San Pedro VIÑA SAN PEDRO S APanam sur km 205 Molina Jorge Ñuñez San Juan Si

3 Surfrut SURFRUT LTDARamon freire 1390 Romeral-Curicó Daniel Rodriguez Si

4 Cartulinas CMPC PLANTA MAULE (CARTULINAS)Ruta l 25 28500 Yerbas Buenas Juan Constabel Peenning Si

5 Arauco Constitución PLANTA CONSTITUCIONAvda enrique mac iver 505 Constitución Fernando Herrera Reyes Si

6 Coca Cola Embonor PLANTA TALCARuta 5 sur km 247 Talca Patricio Cabrera Cancino Si

7 Arauco Licancel PLANTA LICANCELCam a iloca km 3 s/n Licantel Felix Hernaiz Si

8 Cemento Bio Bio CEMENTOS BIOBIO CENTRO S ARuta 5 sur km 173 Teno-Curicó Waldo Jimenez Si

9 Agroindustrias Cepia AGROINDUSTRIAS CEPIA S ALongitudinal Sur 90 Talca CLAUDIO AGUILERA SASO No

10 Productos Fernandez PRODUCTOS FERNANDEZ S A11 Oriente 1470 Cas 160 Talca CRISTOBAL MORENO CERDA No

11 Tres Montes-Luchetti PLANTA TALCACamino San Clemente KM 3 S/N Talca RENATO RODRIGUEZ OSANDON No

12 Siderurgica Huachipato HUACHIPATOAv. Gran Bretaña 2910 Santiago Iván Flores Si

13 Cemento Bio Bio PLANTA CEMENTOS BIO BIOAvda gran bretaña 1725- barros errázuriz 1968 Santiago Jorge Matus Campos Si

14 Ind. Forestales SA INFORSAAvda julio hemmelmann 330 Nacimiento Luis Vernier Si

15 Arauco - Arauco Horcones s/n Arauco Claudio Iglesias R. Si

16 Arauco - Nva Aldea Aut. Del Itata Km. 21 Ranquil Gunars Luks G. Si

17 Foodcorp PLANTA CONGELADOSPedro Aguirre Cerda 995 Lo Roja-Reyez Lavalle 3340 Santiago Esteban Urcelay Si

18 Pesquera Itata PLANTA TALCAHUANOPedro Montt 667-San Vicente Talcahuano Enrique Cisterna Si

19 Tavex CHIGUAYANTEAvda Cornelio Saavedra 11 Chiguayante Concepción José Alarcón Si

20 Papeles Norske Skob PAPELES NORSKE SKOG BIO BIOPedro Aguirre Cerda 1054 Concepción Glen Rybertt Werth Si

21 Inchalam INCHALAMAvda Gran Bretaña 2675 Cas 7-d Talcahuano Ricardo Sáenz Si

22 CMPC - Santa Fe PLANTA SANTA FEAvda Julio Hemmelmann 670 Nacimiento Francis Backhouse Si

23 CMPC - Laja PLANTA CELULOSA LAJABalmaceda 30- casilla 108 Laja Marcelo Aceituno Si

24 Nestle-Los Angeles O´Higgins 900 Los Angeles Luis Santibañez Ortiz Si

25 Alimentos y Frutos ALIMENTOS Y FRUTOSCam Coihueco S/N - (Camino Lo Echevers 250 - Sgto.) Quilicura Gonzalo Bachelet (Secretaria Carmen Burgos)No

26 CMPC Maderas PLANTA CORONELPanam Sur KM 25- (Agustinas 1343 Piso 4 Sgto.) Santiago Hernán Fournies L No

27 Coca-Cola Embonor PLANTA CONCEPCIONGran Bretaña 5690 Las Condes 1103 Santiago Cristian Hohlberg (Sec. Mariela) No

28 Foodcorp PLANTA DE HARINAPedro Aguirre Cerda 995 Lo Roja - Reyez Lavalle 3340 of 1103 Santiago Esteban Urcelay No

29 Frutas y Hortalizas del Sur FRUSURRuta 5 Sur KM 390-Sector Cocharca Ñuble Benjamín Vásquez Frías No

30 Pesquera Bio Bio Pta Harina Pescado PLANTA HARINA DE PESCADOIsla Rocuant S/N- Gran Bretaña 955 Talcahuano Jan Stengel No

31 Pesquera Bio Bio Pta Conservas PLANTA CONSERVASAvda Gran Bretaña 825 -Gran Bretaña 955 Talcahuano Jan Stengel No

VII

VIII



40

Cuadro Nº 6.1.

Listado de las Empresas Encuestadas (Continuación)

MACROZONA Nº Empresa

P

l

a

n

Dirección Comuna ContactoResponde a

Encuesta

32 Fundición Gross FUNDICION GROSSPanamericana Sur km 5 Temuco Solange Gross Berho Si

33 Anasac PLANTA LAUTAROPanamericana 5 Sur km 645 Lote 1 Parque Ind Lautaro Mario Lara Si

34 Surlat SURLAT INDUSTRIAL S APrat 410 Pitrufquen Santiago ortega Si

35 Quesos Chilesur Brasil 650 Loncoche Selin Vera Montecinos Si

36 Malterías Unidas PLANTA TEMUCOBarros Arana 3190 Talagante Fernando Puga Si

37 Hospital Victoria Dartnell s/n Victoria Joaquín Sanzana M. Si

38 CCU Ruta 5 Sur Km 658 Temuco Sergio Correa D Si

39 Aridos y Servicios Segal Manuel Montt 850-Of 302-Galeria Fourcade Temuco Fernando Vascuñan No

40 Coca-Cola Embonor PLANTA TEMUCOAvda Manuel Recabarren 02850 Temuco José Jaramillo Jiménez No

41 Empresas Carozzi PLANTA VICTORIACamino Aerodromo S/N Victoria José J. Llugany R. No

42 Pesquera Isla Magna ---Capitan Luis Alcazar 750 Quellon Sandra.Quituyanca Q. Si

43 Procesadora Hueñocoihue PROCES HUEÑOCOHIUE LTDAHueñocoihue s/n Dalcahue Marcelo Rivas A. Si

44 Marine Harvest PLANTA CHINQUIHUEChinquihue km 12 Puerto Montt Alvaro Jiménez Si

45 Arauco-Valdivia PLANTA VALDIVIARuta 5 Sur km 788 Marquina Sergio Carreño Si

46 CMPC-Valdivia PLANTA VALDIVIAJose Manuel Balmaceda 8500 Valdivia Cristian Lueg Si

47 Colun ---Ricardo Siegle 953 La Union Ignacio Opitz N. Si

48 Compañía Cervecera Kunstmann Ruta T - 350 N° 950 Valdivia Carlos Arenas Soto Si

49 Nestle-Osorno Francisco Del Campo s/n Osorno Denis Perez Si

50 Nestle-Llanquihue Av. La Marina s/n Llanquihue Victor Soto Si

51 Comercial y Servicios Sur Austral COMERCIAL Y SERVICIOS SUR AUSTRAL LTDAPanamericana Sur KM 1030 Puerto Montt Rodrigo Matus N. No

52 Mainstream PLANTA PROCESADORA QUEMCHIPuerto Fernández S/N Quenchi Francisco Miranda Morales No

53 Salmonoil SALMONOIL S ASect La Campana S/N Puerto Montt Edgardo García B. No

54 Watt's PLANTA CALOLongitudinal Sur S/N Osorno Rodolfo Veliz M. No

Ex X

IX



41

Cuadro Nº 6.2.

Cobertura de la Encuesta en Relación a Combustibles Líquidos y Gaseosos Año 2009, en Mill m3 GN eq./año

Región GN GLP DIESEL PC-6 TOTAL

CONSUMO

TOTAL ZONAL

2008 (1)

%

COBERTURA DE LA

ENCUESTA

Nº

ENCUESTADOS

CON RESPUESTA

VII 0,0 1,1 1,8 55,7 58,6 112,0 52% 8

VIII 19,8 14,0 7,0 243,9 284,7 757,5 38% 13

IX 0,0 0,4 0,1 8,9 9,4 57,8 16% 7

Ex X 0,0 1,1 2,1 51,6 54,8 228,5 24% 9

TOTAL 19,8 16,6 11,0 360,1 407,4 1155,8 35% 37

CONSUMOS DE INDUSTRIAS ENCUESTADAS

(1) Ver punto 6.4 y Anexo N° 5, Resumen de los Resultados de encuestas a los distribuidores de gas. (2) Ver Anexo N° 6, Resumen de Resultados de Encuestas Industriales. (3) No se incluyen encuestas de 5 plantas industriales con respuestas parciales.



42

En las encuestas se reportaron también consumos de carbón metalúrgicos que no corresponden a carbón utilizado como fuente de calor. Cinco industrias que producen papel y celulosa informaron también consumos de biomasa equivalente a 1.149 mill m3 GN/año. En este caso la biomasa es producida por las mismas empresas o por sus filiales forestales por lo cual es muy difícil sustituir esta biomasa por gas natural, por lo que las industrias de ese rubro conectadas al gas natural sólo convirtieron sus consumos de combustibles gaseosos y líquidos. Sólo tres de las industrias reportaron uso de carbón para generación de calor equivalente a 47 millones de m3 GN/año. En el Anexo N° 6 se acompaña un resumen de los resultados de las encuestas a industrias.

6.3. Localización de Industrias y Factibilidad de Conectarlas a un Gasoducto Central. De acuerdo a lo indicado en el Capítulo N° 2, se considera que la zona será abastecida por un gasoducto central que seguiría aproximadamente la Ruta Panamericana Sur (Ruta 5 Sur), la que conecta a las principales ciudades. En el Anexo Nº 8 se acompañan mapas con la ubicación de las industrias encuestadas. En ellos se observa que la gran mayoría de las industrias están cercanas a la Ruta 5 Sur. Esto es debido a que salvo que las fuentes de materia prima estén lejanas o que requieran un puerto, las empresas han privilegiado la cercanía a la Ruta Panamericana 5 Sur por razones de mejor conectividad, así como por la cercanía a centros poblados que facilitan la contratación y las condiciones de vida del personal. Observando los mapas se detectaron las empresas más alejadas de la Ruta 5 Sur, y se calculó para cada una de ellas la factibilidad económica de construir un ramal de gasoducto dedicado para atender sus requerimientos potenciales de gas natural. El estudio de la factibilidad de su conexión consideró el cálculo del largo máximo económico del ramal de gasoducto basado en los consumos potenciales horarios medios de gas natural de cada industria, un plazo de pago de 10 años, un pago al dueño del ramal de 0,5 U$/MBtu, un aprovechamiento de su capacidad en un 50% y las condiciones típicas de operación de estas instalaciones. La fórmula correspondiente se desarrolla en el Anexo Nº 7 y es la siguiente:



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L = (Longitud máxima económica en la m) = 0,859 C1/2. C = flujo máximo en m3 Std de gas natural en el gasoducto. En el cuadro siguiente se muestra el resultado del cálculo para las siete industrias más alejadas de la Ruta 5 Sur. Entre estas industrias no se consideraron las industrias de la VIII Región las que cuentan con una red de gasoductos bastante completa que abastece o queda cerca de los principales centros industriales (Ver punto 2.2.). No se indican las industrias específicas ni sus consumos individuales por tratarse de información recibida con carácter confidencial.

Cuadro Nº 6.3. Factibilidad de Conectar Industrias Alejadas de la Ruta 5 Sur

Industria Nº

Distancia a Ruta 5 Sur km

Longitud Máxima Económica del Gasoducto km

Factibilidad Conexión

1 7 90 SI

2 13 64 SI

3 8 123 SI

4 61 145 SI

5 76 146 SI

6 26 71 SI

7 7 135 SI

Los resultados indican que no existirían problemas en el desarrollo del mercado industrial debido a que algunas de las industrias están distantes al gasoducto troncal. En particular las industrias más alejadas de la Ruta 5 Sur con excepción de las empresas del centro industrial cercano a Concepción y Talcahuano, son en general grandes empresas de producción de papel y celulosa.

6.4. Mercado Potencial Industrial del Gas Natural.

6.4.1. Visión Global del Mercado Industrial entre los años 2005 y 2008.

Para el estudio del mercado Industrial se determinan en primer lugar los consumos de energéticos industriales del año 2008, último año para el cual se tienen cifras completas de los consumos energéticos de la industria. Las referencias utilizadas son las mismas indicadas en el Anexo N° 5, es decir básicamente las encuestas a distribuidores de Gas Licuado, las cifras estadísticas



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de consumos de combustibles líquidos de SEC y la encuesta industrial ENIA del año 2007 para el uso industrial de la leña y el carbón. Si comparamos las cifras del año 2005 con las del año 2008 encontramos un aumento del 6% del consumo energético industrial de combustibles gaseosos y líquidos, lo que incluye una disminución del consumo de gas natural y un aumento de los otros combustibles lo cual, tal como fue indicado anteriormente, el que fue debido a las restricciones de despacho de gas natural desde Argentina. Las cifras de consumo correspondiente se indican en el Cuadro N° 6.4.



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Cuadro N° 6.4. Consumos de Combustibles Industriales 2005 y 2008

Mill m3 GN equiv.

VII VIII IX X Total VII VIII IX X Total

GLP 7,9 16,6 2,6 11,4 38,7 9,5 16,1 6,2 19,1 50,9 32%

GN 0,0 321,7 0,0 0,0 321,7 0,0 41,9 0,0 0,0 41,9 -87%

Diesel 16,8 213,8 54,8 115,9 401,3 13,2 208,3 42,0 133,5 397,1 -1%Petro. Combustibles 62,5 173,4 33,9 63,5 333,3 89,3 491,2 9,5 76,0 666,0 100%

Subtotal 87,2 725,5 91,3 190,8 1.095,0 112,0 757,5 57,8 228,5 1.155,9 6%

Electricidad 98,1 504,8 47,9 72,1 723,0 112,2 545,2 73,1 65,6 796,0 10%

Carbón 45,3 82,5 0,1 22,0 150,0 10,6 44,8 8,0 31,5 94,9 -37%

Leña 15,9 31,5 2,4 20,0 69,8 8,5 80,8 7,7 38,4 135,4 94%

Subtotal 159,3 618,9 50,4 114,2 942,7 131,2 670,8 88,7 135,5 1.026,2 9%

Total 246,5 1.344,4 141,8 305,0 2.037,7 243,2 1.428,3 146,5 364,0 2.182,1 7%

Regiones año 2005 Regiones año 2008 Aumento

2005/2008Combustible

1 m3 eq. GN = 9.300 kcal = 36.880 Btu



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6.4.2. Metodología para la Estimación del Potencial de Penetración del Gas Natural en el Sector Industrial.

Tal como se indicó anteriormente en el capítulo Nº 3, se espera reemplazar en forma importante los consumos de los combustibles gaseosos y líquidos a base de que el distribuidor venda a las industrias de mayor consumo a un precio menor al del Petróleo Combustible N° 6, el que para un nivel de precios del Petróleo Crudo de 71 US$/barril sería de 10 US$/Mill Btu. El nivel de precio respectivo del productor por este concepto sería igual o menor a US$ 8/Mill Btu. El cálculo de la penetración o en otras palabras del porcentaje del consumo total industrial que se convertiría en consumos de gas natural, puede estimarse a base de considerar la penetración obtenida en mercados más desarrollados, que sería el caso de la Región Metropolitana. Esta penetración probable puede calcularse como el porcentaje de consumo de gas natural sobre el total de consumo industrial de gases combustibles y de combustibles líquidos. Se tomará como cifra base la penetración lograda el año 2003, ya que en la Región Metropolitana las restricciones se iniciaron sólo el año 2004. La validez de esta penetración dependerá del grado de desarrollo que se haya logrado desde Agosto de 1997, fecha en la que se conectó la primera industria en esta región hasta fines del año 2003, es decir en 6 años. En todo caso se considera que a esa fecha se habría obtenido un grado de penetración importante, del orden del 90% del mercado.

En el cuadro siguiente N° 6.5., se indica la evolución de los consumos de combustibles gaseosos y líquidos en la Región Metropolitana en el sector industrial, destacándose el importante desarrollo del gas natural y el reemplazo de los otros combustibles. En la Región Metropolitana existía poco consumo de carbón a nivel industrial por lo cual, sumado a sus precios más bajos, dio por resultado que pocos de estos consumos se convirtieron a Gas Natural por lo cual estas conversiones no afectaron en forma apreciable el volumen de venta del gas natural. En todo caso los consumos de gas natural que se calcularon incluyen el reemplazo de parte del carbón y de la leña por este combustible.



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Cuadro N° 6.5. Evolución de Consumos Industriales de Combustibles Gaseosos y

Líquidos en la Región Metropolitana Millones m3 de GN equiv.

Gas Licuado Diesel PC 6 eq Gas Natural Total % GN

1996 66 187 208 0 461 0,00

1997 68 223 157 107 555 0,19

1998 68 211 200 248 726 0,34

1999 69 196 104 326 694 0,47

2000 67 181 20 405 673 0,60

2001 63 192 16 452 723 0,62

2002 64 183 11 485 742 0,65

2003 62 185 7 499 753 0,66

2004 66 201 6 519 793 0,65

2005 120 216 39 393 767 0,51

Fuente: Estudio Enap 2007.

Los porcentajes de penetración aumentan desde cero el año 1996 hasta un 66% para el año 2003, reduciéndose posteriormente debido a las restricciones de ola oferta del gas natural. El porcentaje del año 2003 sería una primera aproximación a la penetración esperada en la zona sur. La razón por la cual no se logro una mayor penetración fue que existen sectores en los cuales los consumos de combustibles líquidos o gaseosos son pequeños, como Polpaico y Melipilla y que en el caso de industrias muy pequeñas no era económica su conversión. En la VIII Región se logró sólo un desarrollo menor, debido a que el inicio de la distribución industrial del gas natural se inició sólo a fines del año 1999, llegando a un porcentaje de penetración al año 2004 de sólo un 47%. La evolución de los consumos de combustibles gaseosos y líquidos, se indica en el Cuadro N° 6.6.



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Cuadro N° 6.6.

Evolución de Consumos Industriales VIII Región Millones de m3 de GN equivalentes

Gas Licuado Diesel PC 6 eq Gas Natural Total % GN

1996 10 160 332 0 503 0,00

1997 11 182 398 0 591 0,00

1998 12 177 370 0 559 0,00

1999 12 174 346 6 538 0,01

2000 12 176 302 102 591 0,17

2001 11 164 208 169 553 0,31

2002 11 172 172 227 581 0,39

2003 11 182 132 270 595 0,45

2004 14 196 134 304 648 0,47

2005 17 214 173 322 726 0,44 Fuente: Estudio Enap 2007.

En el caso de VIII Región el mercado industrial estaba todavía en pleno desarrollo el año 2004. Varios gasoductos para abastecer industrias o grupo de industrias estaban iniciando su construcción a esa fecha y se terminaron posteriormente (ver punto 2.2.). Por este motivo se considerará la penetración de la Región Metropolitana de un 66% es un valor razonable para calcular el consumo potencial de gas natural en la zona en estudio. Debe considerarse que en la zona en estudio existen 265 proyectos industriales presentados a la autoridad para su aprobación, ya sea nuevos o de ampliación de las industrias de leche, terciados de madera, plantas de granos, de huevos y de piscicultivos. 6.4.3. Consumo Potencial de la Refinería Biobio de Enap. Proyectos de

Transporte de Gas Natural desde Quintero a la VIII Región. Esta refinería constituye un gran cliente de tipo industrial que debe considerarse separadamente debido a que sus consumos internos de combustible no están incluidos en las estadísticas de consumo de combustible de la zona en estudio. De acuerdo a lo declarado por ENAP (ver anexo 10), la Refinería Biobio actualmente dispone de un abastecimiento de gas natural de sólo 30.000 m3/día en vez de 500.000 m3/día que es lo requiere usar idealmente. Al disponer de este abastecimiento la Refinería tendría por lo tanto un consumo adicional de 470.000 m3/día o de 171,6 mill de m3de GN/año. Este consumo de gas natural reemplazaría combustibles no incluidos en los consumos industriales de la VIII



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Región, por lo cual deben sumarse al cálculo de consumos industriales indicado en el punto 6.4. ENAP ha declarado que el ahorro esperado por esta sustitución es del orden de 2 a 4 millones U$/mes, lo que ha motivado al desarrollo del denominado gasoducto virtual Quintero – Pemuco, VIII Región, a base de transporte de GNL en camión más una planta de almacenamiento y regasificación en Pemuco, la que con una inversión de U$ 27 millones inyectaría en una primera etapa 0,6 mill m3/de GN/día a partir de Enero 2010. Esta capacidad aumentaría en una segunda etapa hasta 1,2 mill m3/día. ENAP ha indicado que este gasoducto virtual sería reemplazado en el futuro por un gasoducto con una inversión del orden de U$ 300 mill, en el plazo de algunos años. Una colección de publicaciones al respecto se acompaña en el Anexo Nº 10.

6.5. Mercado Industrial y su Extrapolación. En el cuadro siguiente Nº 6.7., se calcula el mercado potencial al año 2008 determinado de acuerdo a las conclusiones del punto 6.3 anterior y su extrapolación de acuerdo a dos hipótesis de crecimiento del PIB indicados en el Anexo Nº 11. Estas hipótesis corresponden a la proyección realizada por el Banco Central de Chile (hipótesis alta del 6,0%/año) y a la proyección realizada por el Fondo Monetario Internacional para Chile (hipótesis baja del 4,5% de crecimiento anual). A estos crecimientos debe aplicarse la elasticidad PIB – consumo energético industrial de 0, 831 determinado en el capítulo 5. El cálculo respectivo se indica en el cuadro siguiente:



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Cuadro Nº 6.7.

Mercado Potencial al año 2008 y su Extrapolación

REGIONES TOTAL

VII VIII IX X ZONA

Consumos Combustibles

Industriales 2008112,1 757,5 57,8 228,5 1.155,9

Penetración Estimada 66% 74,0 500,0 38,1 150,8 762,9

Consumo Refinería Bio Bio 171,6 171,6

Mercado Potencial 2008 74,0 671,6 38,1 150,8 934,5

Extrapolación Hipótesis baja

Mercado Potencial 2015 96,1 872,5 49,6 195,9 1.214,1

Mercado Potencial 2020 115,9 1.051,9 59,8 236,2 1.463,7


Extrapolación Hipótesis alta

Mercado Potencial 2015 104,9 952,0 54,1 213,8 1.324,8






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7. MERCADO RESIDENCIAL Y COMERCIAL.

7.1 Consideraciones Generales. Para la estimación del consumo de gas natural de los mercados residencial y comercial, se han contemplado algunas consideraciones generales, las cuales han surgido tanto de múltiples estudios anteriores realizados por el consultor como de las experiencias prácticas de las empresas de gas natural en el desarrollo de estos mercados en Chile, así como de los resultados de las entrevistas y encuestas a empresas distribuidoras de gas natural y a empresas distribuidoras de gas licuado. En particular, a continuación detallamos las principales consideraciones que más adelante se aplicarán para el cálculo de los consumos en la zona en estudio (VII, VIII, IX, X y XIV regiones de Chile):

En el presente estudio, la factibilidad económica de captar clientes residenciales y comerciales y sus consumos unitarios en la zona, se calcularán a partir de las correlaciones entre los ingresos promedio por hogar y los factores de penetración y consumos unitarios logrados por la distribuidora de gas natural de la Región Metropolitana, la que distribuye gas en sectores de ingresos muy diversos. Esta información será corroborada y corregida con las encuestas realizadas a las empresas distribuidoras de la VIII Región, en particular en el caso de los consumos unitarios afectados por el factor del clima.

Adicionalmente, los consumos que se obtengan serán contrastados con la información de aquellos clientes que en la práctica son más factibles de convertir, desde el punto de vista de las inversiones del distribuidor. Según la experiencia, los clientes potenciales corresponden principalmente a los clientes vigentes de gas licuado que ya cuentan con redes interiores de distribución en el interior de sus casas o comercios. Es decir, son los clientes de gas licuado abastecidos desde redes locales a través de medidores (desde estanques centralizados), desde estanques individuales (distribuidos) o simplemente los que cuentan con la instalación para abastecerse desde cilindros de 45 kg. Lo anterior, ya que la experiencia práctica indica que no resulta económico construir una nueva red interior de gas.

Según la experiencia, el desarrollo de mercado de redes de gas, requiere de una densidad mínima de clientes por metro de red de distribución a ser instalada. Este factor es definido por las empresas distribuidoras de gas para rentabilizar sus inversiones. En otras palabras, como requerimiento básico para el desarrollo del mercado residencial de gas por red se requiere que



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existan sectores habitados lo más homogéneos posible y que a la vez tengan suficientes clientes potenciales por kilómetro de red a ser instalada.

Según las consideraciones previas, para la selección de las ciudades a abastecer con gas natural en la zona en estudio en los mercados residencial y comercial, sólo se contemplan las zonas urbanas, ya que las zonas rurales están lejos de ser interesantes por las inversiones en redes requeridas, según el nivel de consumo esperado para estos mercados.

Para las localidades más pequeñas y en las que la leña es el principal combustible utilizado en los mercados residencial y comercial, se considerará que son ciudades no atractivas para el desarrollo de redes de gas natural, particularmente en esos mercados. Lo anterior debido a que este es un combustible que se comercializa a bajo precio, existe disponibilidad de él en la zona, y además sobre el cual además existe falta de control sobre su uso y calidad energética. Además para el uso de leña en la zona en estudio hasta la fecha no existe un control ambiental estricto, esperándose que en el futuro este control mejore, pero sólo en las grandes ciudades.

Se considera que en las zonas residenciales previamente abastecidas por gas natural, las edificaciones nuevas contratarán gas natural y se registrarán como clientes desde su construcción. Lo anterior debido a que el distribuidor de gas natural requiere rentabilizar sus redes por lo cual su estrategia comercial es la de posicionarse a precios inferiores a los combustibles alternativos, a los que un edificio o casa nueva pueda tener acceso.

7.2 Selección de Ciudades para el Mercado Residencial y Comercial.

De acuerdo a la experiencia en el desarrollo de redes residenciales, indicadas más adelante en el punto 7.3, se han seleccionado las ciudades en las cuales sería factible instalar redes de distribución de gas natural residencial a base de los siguientes parámetros: - La cantidad de viviendas en zonas urbanas, mayor a 10.000 viviendas. - La ubicación geográfica de la ciudad, en relación a los gasoductos actuales o

a la Ruta 5 (Carretera Panamericana Sur), donde se instalaría un nuevo gasoducto.

- Ingreso CASEN, mayor a 400.000 $/mes/hogar. Además se indica: - Cantidad de habitantes en zonas urbanas - Densidad de población urbana



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Los datos demográficos y de consumo de leña por hogar han sido tomados desde los resultados del CENSO 2002 (habitantes y viviendas en zonas urbanas). Los datos de ingresos han sido obtenidos de la encuesta CASEN 2006. La superficie se obtuvo desde “Medición de la superficie ocupada por ciudades de más de 15.000 Habitantes”, año 2007, publicado por el Ministerio de Vivienda. Se considera que, en el plazo en el cual se evalúan los resultados de este estudio, (5, 10 y 15 años) los daños causados en la zona por el terremoto del 27 de febrero de 2010, serán reparados recuperando al menos el mismo nivel anterior de desarrollo. A continuación se presentan los resultados por región en cuanto a la preselección de ciudades para distribuir gas natural residencial. a) VII Región del Maule. En el Cuadro N° 7.1. se presentan las cifras demográficas para esta región. La región registra un total de 602.976 habitantes urbanos. Por tanto, del cuadro se observa que en esta región las 7 ciudades más pobladas concentran el 77% del total de la población urbana regional (77% =466.370 habs /602.976 habs). De estas 7 ciudades, 5 de ellas están alineadas respecto de la Ruta 5. Las otras dos ciudades se ubican más distantes y fuera del eje definido por esta ruta. Ambas están hacia el oeste: Cauquenes, al Sur- Oeste de Linares y Constitución, en la costa al Oeste de Talca.

Cuadro N° 7.1

Ciudades de Mayor Población en Región del Maule

1. Talca 189.505 56.792 504.444 26,5 7.160

2. Curicó 93.447 27.417 651.191 13,4 6.949

3. Linares 65.133 19.063 399.147 9,5 6.845

4. Constitución 33.914 9.659 353.878 3,7 9.051

5. Cauquenes 30.771 9.602 285.132 5,3 5.775

6. Molina 27.203 7.506 400.749 3,8 7.119

7. Parral 26.397 7.905 421.261 4,5 5.882

466.370 137.944 430.829

CiudadSuperficie

km 2

Densidad

hab/km2

Total

Habitantes

zona Urbana

Ingreso Autónomo

Promedio por Hogar

$/mes

Viviendas en

zona Urbana

Nota: La población urbana total de la región es de 602.976 habitantes que corresponde a 66,4% de la población total (urbana más rural).



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Según lo indicado en la última columna, Constitución presenta la mayor densidad poblacional en la región, sin embargo no se considerará como ciudad potencial respecto al mercado residencial-comercial, al igual que el caso de Cauquenes, debido principalmente al bajo ingreso promedio por hogar. Así también, debido a su menor población y además bajo nivel de ingresos, en nuestro estudio no se consideran como factibles a las ciudades de Parral y Molina. En resumen, para la VII Región se incluyen como ciudades potencialmente atractivas para el desarrollo del mercado residencial, las ciudades de:

- Talca, - Curicó y - Linares.

b) VIII Región del Biobio. En esta región existen centros urbanos relevantes para el país, como lo son Concepción y en menor medida Chillán. Cabe señalar que actualmente algunas comunas de Concepción y Los Ángeles cuentan con abastecimiento de gas natural por la empresa Gas Sur, la que comenzó a distribuir al mercado residencial a partir del año 2000. A su vez, la empresa Intergas ha abastecido con gas natural (o su equivalente) a las ciudades de Los Ángeles y Chillán desde el año 2005. Por lo tanto, en la ciudad de Los Ángeles actualmente coexisten dos distribuidores de gas natural.

En el Cuadro N° 7.2, se presentan las ciudades ordenadas según su nivel de población en esta región. En total las primeras 5 ciudades concentran el 79% del total de la población urbana regional (79% = 1.212.827 habs/1.528.342 habs). A su vez dentro de este grupo de 15 ciudades, existen 6 ciudades que forman el denominado centro urbano denominado como Gran Concepción, y que está compuesto por Concepción, Talcahuano, Hualpén, Chiguayante, San Pedro de la Paz y Penco. Adicionalmente, 2 ciudades forman el centro urbano de Chillán (Chillán y Chillán Viejo).



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Cuadro N° 7.2 Ciudades de Mayor Población en Región del Biobio

1. Concepción (a) 212.003 60.181 613.383 37,4 7.843

2. Talcahuano (a) 161.692 41.709 567.292 42,8 5.819

3. Chillán Nvo y Viejo 165.528 48.224 460.126 28,5 5.798

4. Los Angeles 117.972 31.830 502.153 15,2 7.739

5. Coronel 91.469 25.276 419.800 12,3 7.455

6. Hualpén (a) 85.928 22.591 491.857 N/D N/D

7. Chiguayante (a) 81.238 22.228 631.165 10,5 7.704

8. San Pedro de la Paz (a) 80.159 21.627 728.168 12,5 6.408

9. Lota 48.975 12.968 321.261 5,6 8.674

10. Penco (a) 45.361 11.997 366.744 6,6 6.912

11. Tomé 41.198 11.396 297.068 5,8 7.050

12. Curanilahue 30.126 7.619 296.800 4,0 7.475

13. San Carlos 29.359 8.450 464.031 4,7 6.186

14. Mulchén 21.819 5.666 278.385 3,2 6.927

Total 1.212.827 331.762 459.703

Densidad

hab/km2

Habitantes

zona Urbana

Ingreso Autónomo

Promedio por Hogar

$/mes

Viviendas en

zona Urbana

Superficie

km 2Ciudad

Nota 1: (a) Comunas Pertenecientes a Conurbación Gran Concepción Nota 2: La población urbana total de la región es de 1.528.342 habitantes que corresponde a 82,1% de la

población total urbana y rural. Fuente: Elaboración propia a base datos Censo 2002, Minvu y Encuestas Casen 2006

En resumen, tomando en consideración las variables de población, densidad y nivel de ingreso, en la VIII Región incluiremos como ciudades potencialmente atractivas para el desarrollo del mercado residencial y comercial a las siguientes:

- Concepción, - Talcahuano, - Hualpén, - Chiguayante, - San Pedro de la Paz, - Coronel, - Chillán, - Chillán Viejo - Los Ángeles.

c) IX Región de La Araucanía. En el Cuadro N°7.3. se muestran las ciudades de mayor población de la IX Región. En esta región las 7 ciudades más pobladas concentran el 66% del total de la población urbana regional (66% = 389.757 habs / 587.806 habs).



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Cuadro N° 7.3

Ciudades de Mayor Población en Región de La Araucanía.

1. Temuco (c) 227.086 61.738 626.387 32,2 7.061

2. Angol 43.801 12.144 417.319 7,3 5.997

3. Padre Las Casas (c) 33.697 9.344 417.908 3,2 10.504

4. Villarica 27.408 8.442 387.515 4,2 6.600

5. Victoria 23.977 7.444 384.713 4,7 5.123

6. Lautaro 18.808 5.290 329.030 3,4 5.522

7. Nueva Imperial 14.980 3.908 314.029 N/D N/D

Total 389.757 108.310 410.986

Densidad

hab/km2Ciudad

Habitantes

zona Urbana

Ingreso Autónomo

Promedio por Hogar

$/mes

Viviendas en

zona Urbana

Superficie

km 2

Nota 1: (c) Comunas Pertenecientes a Conurbación Gran Temuco Nota 2: La población urbana total de la región es de 587.806 habitantes que corresponde a 67,6% de la población total urbana y rural.

Fuente: Elaboración propia a base datos Censo 2002, Minvu y Encuestas Casen 2006

Las ciudades de Lautaro y Victoria se encuentran alineadas junto con Temuco en el eje definido por el trazado de la Ruta 5 Sur, y por lo tanto cercanos al gasoducto a ser construido. Sin embargo por su menor población y alto uso de leña como principal combustible doméstico (en el 47% y 56% de los hogares, según el CENSO 2002, detallado en Anexo 12), no se considerarán como atractivas en la estimación del mercado residencial-comercial. Las otras ciudades presentadas en el Cuadro N° 7.3 se encuentran alejadas del eje central donde se ubica Temuco y tienen menor población, por lo que tampoco serán consideradas para la estimación del mercado residencial. A su vez, el caso de Padre las Casas no será incluido en nuestra primera selección debido al bajo ingreso promedio por hogar. En resumen, para la IX Región se incluye como única ciudad potencialmente atractiva para el desarrollo del mercado residencial a Temuco.

d) XIV Región de Los Ríos y X Región de Los Lagos. En el Cuadro N° 7.4. se presenta la información estadística de las ciudades de la zona definida por las regiones XIV y X (ex X región).



57

En esta zona se observa que las 8 ciudades más pobladas concentran el 68% del total de la población urbana de la ex X región (68% = 499.416 habs / 730.722 habs).

Cuadro N° 7.4

Ciudades de Mayor Población en la ex X Región

1. Valdivia 127.750 35.217 557.078 19,9 6.429

2. La Unión 25.615 7.140 390.106 4,5 5.686

3. Río Bueno 15.054 4.996 337.291 3,4 4.455

Total 168.419 47.353 428.158

4. Pto. Montt 153.118 40.955 646.549 19,7 7.763

5. Osorno 132.245 37.641 471.898 20,9 6.320

6. Puerto Varas 22.022 6.367 622.298 3,7 5.928

7. Calbuco 12.165 3.158 403.393 N/D N/D

8. Llanquihue 11.447 3.062 484.348 N/D N/D

Total 330.997 91.183 525.697

499.416 138.536 492.357

XIV

Reg

ión

X R

egió

n

Habitantes

en zona Urbana

Ingreso Autónomo

Promedio por Hogar

$/mes

Viviendas en

zona Urbana

Total Ex. X Región

CiudadSuperficie

km 2

Densidad

hab/km2

Nota 1: La población urbana total de la XIV Región es de 243.339 habitantes que corresponde a 68,3% de la población total urbana y rural.

Nota 2: La población urbana total de la X Región es de 487.383 habitantes que corresponde a 68,0% de la población total urbana y rural.

Nota 3: La población urbana total de la ex X Región era de 730.722 habitantes que corresponde a 68,1% de la población total urbana y rural.

Fuente: Elaboración propia a base datos Censo 2002, Minvu y Encuestas Casen 2006

Según se observa en estas estadísticas, la población se encuentra concentrada en Valdivia, Osorno y Puerto Montt. Consideraremos que en esta zona el gasoducto de gas natural factible es aquél que uniría Puerto Montt con Osorno, Valdivia y Temuco para avanzar hacia el norte y así unirse en la VIII Región con el Gasoducto del Pacífico actualmente ya instalado. Adicionalmente, consideramos relevante destacar que en las ciudades de Puerto Varas y La Unión existe una alta tasa de uso de leña (52% y 66% respectivamente, como combustible doméstico para cocinar, CENSO 2002, Anexo 12), por lo que no se considerarán en el mercado residencial.



58

En resumen, para la zona comprendida por las regiones XIV y X, en nuestro estudio se incluyen como ciudades potencialmente atractivas para el desarrollo del mercado residencial las ciudades de:

- Valdivia, - Osorno y - Puerto Montt.

7.2.1 Resumen de Ciudades Seleccionadas. En el cuadro siguiente se presenta el resumen de las ciudades relevantes para la estimación del mercado residencial y su caracterización principal, en términos de habitantes, viviendas, ingreso autónomo promedio por hogar, y densidad poblacional. La población perteneciente a las comunas seleccionadas (2.029.634 habs.) representa el 43% del total de la población total, incluyendo la urbana y la rural, que habita en la zona del estudio. La población total entre las regiones VII y X es de 4.712.329 habs; 43% = 2.029.634 habs. / 4.712.329 habs.

Cuadro N° 7.5

Resumen de Ciudades Seleccionadas para Estimar Mercado Residencial 2009

VII Talca 189.505 56.792 504.444 7.160

VII Curicó 93.447 27.417 651.191 6.949VII Linares 65.133 19.063 399.147 6.845

348.085 103.272 523.966 6.985

VIII Concepción 212.003 60.181 613.383 7.843

VIII Talcahuano 161.692 41.709 567.292 5.819

VIII Chillán Nvo y Viejo 165.528 48.224 460.126 5.798

VIII Los Angeles 117.972 31.830 502.153 7.739

VIII Coronel 91.469 25.276 419.800 7.455

VIII Hualpén 85.928 22.591 491.857 N/D

VIII Chiguayante 81.238 22.228 631.165 7.704VIII San Pedro de la Paz 80.159 21.627 728.168 6.408

995.989 273.666 549.019 6.707

IX Temuco 227.086 61.738 626.387 7.061

227.086 61.738 626.387 7.061

XIV Valdivia 127.750 35.217 557.078 6.429

X Pto. Montt 153.118 40.955 646.549 7.763X Osorno 132.245 37.641 471.898 6.320

413.113 113.813 561.102 6.837

1.984.273 552.489 6.897Total en Zona de Estudio

Subtotal Región

Subtotal Región

Subtotal Región

Subtotal Región

Ingreso Autónomo

Promedio por Hogar

$/mes

Densidad

hab/km2Región Ciudad

Habitantes

en zona Urbana

Viviendas en

zona Urbana




59

7.3 Estimación del Mercado Residencial Potencial.

Para obtener la estimación de la cantidad de clientes residenciales que podría captarse en esta zona se utilizarán datos del mercado residencial en la Región Metropolitana y del Gran Concepción para el factor de penetración y el consumo unitario real de esta zona. Estos datos serán extrapolados a las comunas de la zona en estudio mediante la correlación con el Ingreso Autónomo por Hogar (Encuesta CASEN 2006). El factor de penetración se define como la cantidad de clientes captados con consumo de gas dividido por la cantidad de viviendas ubicadas en zona urbana para cada comuna. El consumo unitario es el consumo anual de gas natural equivalente total por comuna dividido por la cantidad de clientes que la comuna posee. A continuación se presentan los factores para algunas de las comunas de la Región Metropolitana y del Gran Concepción cuyo desarrollo e ingresos son similares a los de comunas de la zona sur.

Cuadro N° 7.6 Datos del Mercado Residencial en la Región Metropolitana y del Gran

Concepción

ComunaFactor de

Penetración

Consumo Unitario

m3 eq GN/año/hogar

Ingreso Autónomo

Promedio por Hogar

Ch$/mes/hogar

Comuna 1 47% 565 1.275.726

Comuna 2 70% 365 1.430.379

Comuna 3 14% 325 568.877

Comuna 4 49% 335 1.197.829

Comuna 5 54% 261 865.067

Comuna 6 34% 495 687.804

Comuna 7 20% 238 387.665

Comuna 8 17% 311 703.863

Comuna 9 21% 309 647.878

Comuna 10 26% 394 613.383

Comuna 11 21% 582 728.168

PROMEDIO 36% 341 862.788 Fuente: Encuesta Metrogas y Gas Sur



60

Cabe señalar que el uso de la correlación de factor de penetración en función del ingreso familiar y consumo unitario en función del ingreso familiar, es la misma que fue usada por la consultora Stone & Webster para el estudio de factibilidad de la distribuidora de gas natural en la Región Metropolitana, y con la cual fue posible realizar estimaciones previas que resultaron muy cercanas a la realidad. 7.3.1 Estimación de Cantidad de Clientes Residenciales Potenciales. Para estimar la cantidad de clientes se graficaron las variables Factor de Penetración e Ingreso Familiar (Columnas 2 y 4 del cuadro 7.6) y mediante una regresión lineal de estos datos se estableció una relación entre ellos. El gráfico y la regresión obtenida se muestran en la figura siguiente:

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 400.000 800.000 1.200.000 1.600.000

Ingreso por hogar, $/mes

Fact

or d

e Pe

netr

ació

n

Figura 7.1 : Factor de Penetración v/s Ingreso Autónomo por Hogar en Comunas de la RM y Gran Concepción.

La mejor correlación entre los datos disponibles resulta ser la siguiente función:

FP = ( 4,85*10-7* Ingreso-hogar – 0.0625 ) * 100% Ec.7.1. Factor de correlación R2 = 0,753



61

La penetración en las comunas de la zona en estudio, se estimará conociendo su Ingreso Autónomo Promedio por hogar y aplicando la Ecuación N° 7.1.

7.3.2 Estimación del Consumo Unitario por Cliente Residencial.

Para estimar el consumo unitario por cliente residencial se graficaron los Consumos Unitarios e Ingresos Familiares de las comunas de la Región Metropolitana (Columnas 3 y 4 del cuadro 7.6) y se determinó que existe una dependencia lineal entre estas variables (la línea roja indicada en el gráfico).

-

250

500

750

1.000

0 400.000 800.000 1.200.000 1.600.000

Ingreso por Hogar, $/mes

Con

sum

o un

itar

io a

nual

m3/

clie

nte

Figura 7.2: Consumo Unitario por cliente v/s Ingreso Autónomo por Hogar en comunas de la RM.

La correlación establecida es la línea recta determinada por la siguiente ecuación:

CU = 1,4*10-4* Ingreso-hogar +240 Ec.7.2. De acuerdo a la información recibida en encuestas de distribuidores de la zona en estudio, es necesario corregir al alza el consumo unitario residencial determinado utilizando la Ecuación 7.2, en un 45% para compensar diferencias de comportamiento en el consumo residencial entre la Regiones Metropolitana y la zona en estudio, debido a la diferencia de clima entre ellas.



62

7.3.3 Resultado de Estimación de Clientes Residenciales Potenciales y sus

Consumos.

A continuación se presentan los resultados obtenidos al usar las ecuaciones 7.1 y 7.2 en función del ingreso promedio por hogar en las comunas seleccionadas pertenecientes a la zona en estudio.



63

Cuadro N° 7.7

Estimación de Clientes Potenciales y Consumos Anuales en Zona de Estudio-2009

VII Talca 56.792 504.444 18% 10.345 450 4,7

VII Curicó 27.417 651.191 25% 6.945 480 3,3VII Linares 19.063 399.147 13% 2.499 429 1,1

103.272 523.966 19% 19.789 458 9,1

VIII Concepción 60.181 613.383 23% 14.142 473 6,7

VIII Talcahuano 41.709 567.292 21% 8.869 463 4,1

VIII Chillán Nvo y Viejo 48.224 460.126 16% 7.748 441 3,4

VIII Los Angeles 31.830 502.153 18% 5.763 450 2,6

VIII Coronel 25.276 419.800 14% 3.567 433 1,5

VIII Hualpén 22.591 491.857 18% 3.977 448 1,8

VIII Chiguayante 22.228 631.165 24% 5.415 476 2,6VIII San Pedro de la Paz 21.627 728.168 29% 6.286 496 3,1

273.666 549.019 20% 55.766 463 25,8

IX Temuco 61.738 626.387 24% 14.897 475 7,1

61.738 626.387 24% 14.897 475 7,1

XIV Valdivia 35.217 557.078 21% 7.314 461 3,4

X Pto. Montt 40.955 646.549 25% 10.283 479 4,9X Osorno 37.641 471.898 17% 6.262 444 2,8

113.813 561.102 21% 23.859 464 11,1

552.489 114.312 53,0Total en Zona de Estudio

Subtotal VII Región

Subtotal VIII Región

Subtotal IX Región

Subtotal X Región

Ingreso Autónomo

Promedio por Hogar

$/mes

N° Clientes

PotencialesRegión Ciudad

Viviendas en

zona Urbana

Factor de

Penetración

%

Consumo

Anual Mill m3Consumo

Unitario m3/cliente




64

El Cuadro N° 7.8 siguiente muestra los resultados totales por región, número de clientes, consumo unitario corregido y consumo total (consumo unitario corregido x N° Clientes), para cada región dentro de la zona comprendida en el estudio.

Cuadro N° 7.8

Resumen de Clientes Potenciales y Demanda en Zona de Estudio

VII 19.789 9,1

VIII 55.766 25,8

IX 14.897 7,1

X 23.859 11,1

Total 114.312 53,0

RegiónN° Clientes

Potenciales

Consumo Potencial

Total Residencial

Mill m3 GN/año

7.4 Verificación de los Resultados Obtenidos de acuerdo a Información del Mercado Residencial de GLP.

A partir de las encuestas realizadas a los distribuidores de gas licuado se obtuvo el número con clientes tipo medidor, para cada región dentro de la zona de estudio, con base al año 2009, así como también el consumo total de los mismos (y consumo unitario promedio en m3 GLP/cliente).

De las encuestas realizadas también se cuenta con la cantidad de ventas totales en m3/año, realizadas dentro del sector residencial, segregadas de acuerdo a la forma de abastecimiento, es decir, cilindros pequeños, cilindros de 45 kg, venta por red (cliente medidor) y venta directa a estanques. El número de clientes residenciales de GLP, de cilindros de 45 kg y estanque se ha estimado usando el consumo unitario promedio de los clientes tipo medidor. El cuadro siguiente muestra el número máximo de clientes que podrían ser convertidos a gas natural, de existir disponibilidad del mismo, ya que cuentan con redes internas de distribución de gas.



65

Cuadro N° 7.9 Clientes Actuales (año 2009) de GLP según forma de Abastecimiento

Región

N° Clientes

Medidor

N° Clientes

Estanques

N° Clientes

Cilindros 45 kg

N° Total

Clientes GLP

VII 6.565 3.603 12.766 22.934

VIII 32.494 7.250 25.688 65.432

IX 19.827 2.680 9.498 32.005

X y XIV 28.432 3.713 13.157 45.303

Total 87.318 17.246 61.110 165.674

En cada una de las zonas consideradas, la cantidad de clientes potenciales encontrados en el punto 7.3 anterior es inferior al número máximo definido por esta cifra, debido a que se seleccionaron sólo las zonas urbanas de ciudades donde sería factible instalar redes de distribución residencial. Esto sirve de corroboración general de los resultados obtenidos en los cálculos previos.

7.5 Estimación de Potencial en Mercado Comercial y Residencial.

A partir de las encuestas realizadas a las empresas distribuidoras es posible conocer la proporción de gas natural que es comercializado a los sectores comercial y residencial durante el año 2009. De acuerdo a las encuestas, la distribución es la siguiente : Mercado residencial 48,4% Mercado Comercial 51,6% Total 100,0%

Conociendo los consumos residenciales y utilizando la proporción indicada, se ha calculado el consumo total de gas natural en el sector comercial y el total residencial más comercial para cada región, lo cual se resume en el cuadro siguiente:

Cuadro N° 7.10 Mercado Residencial y Comercial Potencial en Zona de Estudio

Residencial Comercial Total

VII 9,1 9,7 18,7

VIII 25,8 27,5 53,4

IX 7,1 7,5 14,6X 11,1 11,8 22,9

53,0 56,6 109,648,4% 51,6% 100,0%

RegiónConsumo Gas Natural Mill m3/año

Total



66

7.6 Mercado de Gas Natural Residencial y Comercial y su Proyección.

En el cuadro siguiente Nº 7.11., se muestra el mercado potencial al año 2009 determinado en el punto 7.5 y su extrapolación, de forma similar a lo realizado en el punto 6.5 para el mercado industrial, de acuerdo a dos hipótesis de crecimiento anual del PIB indicados en el Anexo Nº 11: - Hipótesis baja: Crecimiento PIB = 4,5% /año - Hipótesis alta: Crecimiento PIB = 6,0%/año Para la extrapolación se considera un precio del crudo WTI constante y la elasticidad PIB – consumo energético residencial de 0,768. El cálculo respectivo se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 7.11 Mercado Residencial y Comercial Potencial

al año 2009 y su Extrapolación Millones de m3 eq GN.

TOTAL

VII VIII IX X ZONA


Extrapolación Hipótesis baja




Extrapolación Hipótesis alta




REGIONES




67

8. DEMANDA DE GAS NATURAL EN GENERACIÓN ELÉCTRICA.

8.1. Introducción.

El sistema de generación eléctrica chileno está coordinado por el centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), el que determina en cada momento cuales son las centrales de generación que deben operar para completar la demanda instantánea. El criterio para seleccionar las centrales que deben operar, (despachar), se basa en que el sistema tenga en cada momento un costo marginal mínimo. Para ello se seleccionan las centrales con un costo marginal menor, partiendo de aquella con el costo marginal mínimo y luego a las siguientes centrales de un listado de costos marginales crecientes hasta completar la demanda instantánea. El sistema de generación eléctrica está compuesto de diversos tipos de centrales. Los principales tipos de centrales, en un orden creciente de costos variables son las hidroeléctricas de pasada, las centrales de embalse y las centrales termoeléctricas de carbón, gas natural, petróleo combustible y petróleo diesel. El sistema de despacho determina por lo tanto que las centrales diesel, con un alto costo marginal operen un mínimo de horas al año y por lo tanto consuman poco combustible. Por lo indicado, los consumos de gas natural de una central termoeléctrica a gas natural dependerá en gran medida del precio del gas natural, de modo que pueda presentar un costo variable a lo menos ligeramente inferior al costo variable de las centrales de carbón. Para la evaluación del despacho, utilización media y consumo de las plantas termoeléctricas de la región en estudio, se utilizó el programa de la Comisión Nacional de Energía para la determinación del precio nudo. Para el modelo se consideraron las plantas termoeléctricas a gas natural instaladas en la zona en estudio, y sus ampliaciones proyectadas. Estas plantas se construyeron o proyectaron en los años en los cuales todavía existía la posibilidad de abastecimiento de gas natural argentino. A partir de la fecha en que los envíos de gas natural desde Argentina se redujeron en forma definitiva, también se paralizaron sus ampliaciones.

A base del modelo, considerando las capacidades actuales y las eventuales ampliaciones proyectadas y a base de dos precios del gas natural, el modelo entregó cuatro escenarios de demanda del gas natural hasta el año 2020. De los resultados se concluyó que el precio del gas natural para lograr un consumo



68

significativo debía ser de US$ 5/Mill Btu, lo que equivale a un costo variable de 38,7 US$/MWh. Este es el precio mínimo requerido para sustituir las centrales a carbón existentes en la zona, entregar altos porcentajes de despacho y hacer factible las ampliaciones.

8.2. Situación Actual.

En el Cuadro Nº 8.1 se resumen los antecedentes de las 7 centrales existentes que pueden operar con Gas Natural en la zona y la generación de electricidad de los primeros 10 meses de este año 2010. Cabe señalar que su nivel de operación actual es bajo dado el alto costo del diesel que utilizan en reemplazo del gas natural, por lo que actúan generalmente sólo como respaldo del sistema. Existe un solo proyecto nuevo con estudio de impacto ambiental aprobado el año 2007, la Central Los Guindos. Esta central contemplaba una turbina de gas de 132 MW, operando en ciclo abierto con gas natural. A la fecha el proyecto no se ha materializado y aparentemente estaría descartado, por lo que no se ha considerado. Las tres centrales de mayor tamaño están ubicadas en las proximidades del nudo Charrúa del Sistema Interconectado Central, ubicado cerca de la localidad de Cabrero, hasta donde llega un ramal del gasoducto. Otras cuatro más pequeñas, están ubicadas en la zona costera de la VIII Región (Coronel, Horcones, Talcahuano y Charrúa), donde también hay gasoducto. La Central Antilhue es la única fuera de la VIII Región y está ubicada cerca de Valdivia, zona en que no hay ningún gasoducto cercano. En el resto de las regiones no hay centrales que puedan operar con Gas Natural.



69

Cuadro Nº 8.1.

Centrales Eléctricas Actuales que Pueden Operar con Gas Natural Regiones VII a X

Planta EmpresaAño Puesta

en servicioCombustibles

N°

Unidades

Capacidad

Actual

(MW)

Producción MWh

Enero-Octubre

2010

Ubicación

Horcones Arauco 2004 GN-D 1 24,3 6.121 Horcones VIII Reg.

Coronel PSEG 2005 GN-D 1 46,7 6.789 Coronel VIII Reg.

Campanario 2006 GN-D 2 118 25.857 Charrúa VIII Reg.

Campanario 3 2008 GN-D 1 57,2 106 Charrúa VIII Reg.

Newen Gas Sur 2009 GN-D-LPG 1 14,9 26.791 Talcahuano VIII Reg.

Los Pinos Colbún 2010 GN-D 1 104 138.458 Charrúa VIII Reg.

Santa Lidia Aes Gener 2010 GN-D 1 139 49.371 Charrúa VIII Reg.

Antilhue Colbún 2005 Diesel-GN 2 100,1 63.736 Valdivia XIV Reg

Totales 604,2 317.229

Campanario

Fuente: Elaboración propia sobre Informe de Fijación de Precios de Nudo, octubre 2010 del SIC D = Petróleo Diesel GN = Gas Natural



70

8.3. Proyectos de Ampliación con Estudio de Impacto Ambiental Aprobado y su

Proyección.

El plan de obras utilizado para el cálculo del precio de nudo de Octubre del 2010 no considera ninguna nueva central que pueda operar con gas natural en la zona en estudio dado que no hay disponibilidad actual de gas natural, ni se prevé en los próximos 10 años. Tampoco dicho plan considera ampliaciones de las centrales existentes, por la razón mencionada, a pesar de existir varios proyectos con estudios de impacto ambiental aprobados. Dichos proyectos son los siguientes:

a. Ampliación de la Central Campanario. Nueva Capacidad. El proyecto aprobado por la autoridad ambiental corresponde a un ciclo combinado con una potencia total de 390 MW, formado por 2 turbinas de gas y una de vapor. Ante la falta de gas se modificó el proyecto instalándose 3 turbinas de gas de 60 MW c/u las que operan actualmente con petróleo diesel con una capacidad declarada de 175 MW. b. Ampliación de la Central Los Pinos. Nueva Capacidad. Este caso es similar al anterior. El proyecto aprobado corresponde a 2 ciclos combinados con una potencia total de 750 MW, compuestos por 4 turbinas de gas y 2 de vapor. Cada turbina sería de 125 MW. En la actualidad esta instalada la primera turbina de gas operando en ciclo abierto con petróleo diesel con una capacidad declarada de 104 MW. c. Ampliación de Central Santa Lidia. Nueva Capacidad. El caso de esta central que comenzó a operar este año, es similar al de las anteriores. El proyecto contempla un ciclo combinado de 396 MW de potencia, formado por 2 turbinas de gas y una de vapor. Actualmente esta instalada sólo una turbina de gas que opera con petróleo diesel en ciclo abierto con una capacidad declarada de 139 MW. En el Cuadro N° 8.2. se resumen las Capacidades Totales Proyectadas al año 2010 y los posibles aumentos de capacidad considerando que el gas natural estaría disponible el año 2015.



71

Cuadro N° 8.2. Capacidades Actuales y Ampliaciones de Centrales Eléctricas Actuales que pueden

Operar con Gas Natural Regiones VII a X

MW

Planta Capacidad Actual Operativa

MW

Ampliaciones Proyectadas

Capacidad Total Proyectada

2010

1. Horcones 24,3 0 24,3

2. Coronel 46,7 0 46,7

3. Campanario 118,0 272,0 390,0

4. Campanario 3 57,2 0 57,2

5. Newen 14,9 0 14,9

6. Los Pinos 104,0 646,0 750,0

7. Santa Lidia 139,0 257,0 396,0

8. Antilhue (2) 100,1 0 100,1

Total Actual Base Proyectada

2010 604,2 1.175 1.779,2

Aumentos Probables por nuevos Proyectos a desarrollarse (5,7%/año) (1)

Aumento al 2015 568,3

Aumento al 2020 1.318,0

Aumento al 2025 2.307,3

(1) Los aumentos de capacidad instalada adicionales a las ampliaciones proyectadas se han asumido iguales a los

crecimientos de la demanda eléctrica a nivel del Sistema Interconectado Central (5,7%/año), aumento a largo plazo que se indica en el Estudio de Precios de Nudo de Octubre de 2010, de la CNE.

(2) La capacidad de Antilhue que es la única fuera de la VIII Región (X Región), es sólo un 5,6% del total de la zona.

Se supondrá que en el futuro una vez disponible el gas natural en la X Región, se mantendrá una capacidad de generación del 5,6% del total de la zona en estudio.

Fuente: Elaboración propia sobre Informe de Fijación de Precios de Nudo, octubre 2010 del SIC



72

8.4. Aplicación del Modelo de Generación Eléctrica para Evaluar Estrategias

Alternativas.

8.4.1. Modelo de Generación Eléctrica.

Para determinar la mejor estrategia para la demanda de gas natural en generación eléctrica en la zona de estudio, se calculó la energía eléctrica que se generaría utilizando dicho combustible para el período 2011 – 2020, considerando sólo la capacidad instalada y proyectada de las centrales actuales. Luego se multiplicó la generación eléctrica de cada central por el consumo unitario de cada una de ellas (m3 GN/kWh), obteniéndose la demanda de gas natural. Para determinar la cantidad de GWh/año generados por cada central, se solicitó a la CNE correr el modelo utilizado para el cálculo del precio de nudo, para cuatro escenarios definidos por el consultor. Estos cuatro escenarios están constituidos por 2 niveles de precio del gas natural y por 2 tamaños de plantas generadoras a gas natural. Los niveles de precio considerados del gas natural son de 5 y 10 US$/MMBtu. El primer precio permite competir a las centrales a gas natural de ciclo combinado con las centrales a carbón y el segundo nivel implica generar con un precio del gas natural mayor al costo de generar con carbón pero inferior al de generar con gas natural licuado, a los precios actuales.

La primera alternativa de capacidad disponible se basa en las unidades generadoras que ya están instaladas y operando. La segunda alternativa, considera que se realizan las ampliaciones proyectadas de las centrales existentes y que cuentan con estudios de Impacto Ambiental aprobados. Tal como ya se indicó, no se considera una nueva central que tiene el estudio aprobado hace 3 años y no se ha construido. (Central Los Guindos). El detalle de la metodología y los resultados detallados por año se muestran en el Anexo Nº 13

Los resultados del modelo se muestran en los Cuadros N° 8.3. y 8.4.



73

Cuadro Nº 8.3 Generación Eléctrica con Gas Natural Regiones VII a X

Gwh/año 2015

Sin Ampliación Con Ampliación Sin Ampliación Con Ampliación

Antilhue TG - 10,2 - 32,8

Campanario 508,3 2.270,5 128,9 25,1

Coronel TG GN 155,6 4,4 61,6 13,5

Horcones TG GN 6,2 0,0 2,1 0,0

Los Pinos GN 649,0 4.007,3 264,8 1.381,9

Newen GN 12,7 0,1 3,5 0,1 Santa Lidia GN 226,2 2.335,9 45,6 6,8

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

Fuente:Elaboración propia sobre resultado del Modelo de Simulación de la operación óptima del SIC

Cuadro Nº 8.4 Generación Eléctrica con Gas Natural Regiones VII a X

Gwh/año 2020


Antilhue TG - 308,8 - 19,2

Campanario 921,9 2.590,5 64,6 16,4

Coronel TG GN 362,6 180,8 24,3 7,5


Los Pinos GN 827,9 4.899,2 175,1 909,3

Newen GN 35,8 0,5 1,3 0,1

Santa Lidia GN 429,3 3.000,6 20,2 8,1

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

Fuente:Elaboración propia sobre resultado del Modelo de Simulación de la operación óptima del SIC

8.4.2. Demandas de Gas Natural Asociadas a las Alternativas de Generación

Eléctrica Consideradas. Para determinar la demanda de gas natural para los 4 escenarios se multiplica la generación de electricidad de cada central por los consumos unitarios. Los consumos unitarios de cada central fueron calculados a partir del Estudio de Precios de Nudo de Octubre del 2010. Los consumos unitarios utilizados para el cálculo de las demandas de gas natural, se muestran en el cuadro siguiente :



74

Cuadro Nº 8.5. Consumos Unitarios de Centrales Termoeléctricas a Gas

m3 GN/kWh

Central Escenarios

Sin Ampliación Con Ampliación

Horcones 0,441 0,441

Coronel 0,271 0,271

Campanario 0,309 0,200

Newen 0,339 0,339

Los Pinos 0,239 0,200

Santa Lidia 0,325 0,200

Antilhue 0,289 0,289

Nota: Las 3 centrales que mejoran sus consumos cambian a ciclo combinado al efectuarse las ampliaciones. Fuente: Elaboración propia sobre Informe de Fijación de Precios de Nudo, Oct 2010, SIC

En los Cuadros N°s. 8.6 y 8.7. se muestra la demanda de gas natural que se tendría en los cuatros escenarios considerados para los años 2015 y 2020, respectivamente.

Cuadro N° 8.6.

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

Millones m3/año 2015



Campanario 156,9 454,1 39,8 5,0

Coronel TG GN 42,2 1,2 16,7 3,7


Los Pinos GN 155,3 801,5 63,4 276,4

Newen GN 4,3 0,0 1,2 0,0

Santa Lidia GN 73,5 467,2 14,8 1,4

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




75

Cuadro N° 8.7. Consumo Gas Natural en Generación Eléctrica

Centrales Existentes Regiones VII a X Millones m3/año

2020



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

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


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

Newen GN 12,1 0,2 0,4 0,0 Santa Lidia GN 139,5 600,1 6,6 1,6

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

Fuente : Elaboración propia. La cifra de 2.236,5 Mill m3/año, correspondiente a un precio de 5 US$/MBtu con ampliación de la capacidad existente corresponde a un 75% de utilización, lo que es relativamente alto, por lo cual se supondrá que este porcentaje se mantiene para el año 2025. 8.4.3. Selección de la mejor Alternativa.

El análisis anterior muestra que al estar disponible el gas natural, la mejor opción es a través de un precio de 5 US$/MBtu. De acuerdo al modelo, este precio permite que se efectúen las ampliaciones proyectadas y que se desplacen las generadoras de carbón de la zona Centro Sur, las que se indican a continuación:

Cuadro N° 8.8. Centrales de Carbón de la Zona Centro Sur

Central Propietario Capacidad

MW Costo Variable

US$/MWh

Santa María Colbún 343 38,2

Bocamina 1 Endesa 121 40,49

Bocamina 2 Endesa 342 42,09

Nueva Central (1) -- 343 38,20

Central CC con GN (5 US$/MBtu) -- 0 38,7

Total 1.149 (1) Nueva Central ubicada en la zona y considerada en el Plan de Obras del Estudio del precio de Nudo de Octubre del 2010.

(2) A las centrales a Carbón debe agregarse el mayor costo variable por limpieza de gases de decreto a ser promulgado.

Fuente: Elaboración propia sobre Resultados Modelo de Simulación de Operación Optima del SIC



76

Adicionalmente el modelo mostró un 67% de despacho durante el año 2015 y un 75% de despacho el año 2020.

8.5. Proyección de los resultados. Proyectos Actuales y Nuevos.

La proyección de los resultados debe considerar que además de los proyectos existentes se sumará una capacidad adicional de generación que se supone crecerá de acuerdo con el porcentaje de crecimiento de la generación eléctrica en el Sistema Interconectado Central (SIC), el que fue estimado en el Estudio de Precios de Nudo de Octubre del 2010 en un 5,7%/año a largo plazo. Los aumentos de capacidad correspondientes a nuevos proyectos se calcularon en el Cuadro N° 8.2. Cada aumento de la capacidad en centrales termoeléctricas a gas natural en la zona producirá un aumento de consumo de gas natural adicional al indicado utilizando el modelo, el que asumió sólo la capacidad actual proyectada. El cálculo correspondiente se muestra en el cuadro siguiente :

Cuadro N° 8.9. Cálculo de Dos Escenarios de Demanda

Año Aumento Total de

Capacidad Esperada MW (5,7%/año)

Porcentaje de Utilización de las Centrales

%

Mayor Consumo de Gas Natural Mill m3/año

Consumo Centrales Existentes

según modelo

Mill m3/año

Demanda Esperada

(5,7%/año) Escenario Alto Mill m3/año

Demanda Esperada (2)

(4%/año) Escenario Bajo Mill m3/año

2015 568,3 67% 667,1 1.726,9 2.394,0 2.179,4

2020 1.318,0 75% 1.731,9 2.236,5 3.968,4 3.359,2

2025 2.307,3 75% 3.031,8 2.236,5 5.268,3 4.109,0

Nota 1: Factor = 0,2 m3 GN/kWh y 8.760 horas/año. Nota 2: Demanda esperada recalculando los aumentos de capacidad al 4% /año Fuente: Elaboración propia

En el cuadro anterior se toman los aumentos de capacidad instalada en la zona del Cuadro N° 8.2., el que considera un crecimiento de la demanda eléctrica del 5,7%/año. Los porcentajes de utilización son los determinados en el modelo realizado a base de la capacidad instalada más sus ampliaciones, es decir al año 2010.



77

El mayor consumo de gas natural se calculó multiplicando los aumentos totales de capacidad esperada en kW por las horas/año, por el porcentaje de utilización y por el factor de conversión de kW a m3 de gas natural. A estos valores se les suma el consumo calculado por el modelo aplicado a las plantas actuales para obtener la demanda Total a cada fecha. Este valor tiene implícito el crecimiento del 5,7% en la capacidad instalada. En la última columna se muestran los resultados si se hubiera supuesto sólo un crecimiento del 4%/año. Ambas cifras se considerarán como las de escenarios alto y bajo respectivamente, para la proyección de la demanda del Sector de Generación Eléctrica. Las cifras de aumento de la capacidad con un 5,7% de crecimiento anual corresponden a la instalación de aproximadamente dos Plantas Termoeléctricas de 390 MW utilizando gas natural aproximadamente cada 5 años. Al contarse con gas natural en toda la zona Centro Sur es altamente probable que algunas se instalen en la VII Región y otras en la X Región. Esta última región no cuenta con respaldo propio de plantas térmicas salvo la Planta Antilhue de Valdivia, con una capacidad de sólo 100 MW. A falta de información más detallada se supondrá que los consumos se asignarán entre regiones en proporción de las potencias actualmente instaladas.



78

9. MERCADO DE GAS NATURAL VEHICULAR (GNV)

9.1 Introducción. Debido a lo complejo de este mercado, a la falta de estadísticas detalladas y confiables en cuanto al número de vehículos a gas y al volumen relativamente pequeño de este mercado en relación a los otros mercados cubiertos en el presente estudio, la investigación se basó en entrevistas a los ejecutivos de los distribuidores de GNV a cargo del desarrollo de este mercado. Se utilizaron además, las estadísticas de consumo del GNV y del total de taxis, básicos y colectivos registrados por provincia.

9.2 Situación Histórica y Actual del Nivel de Competencia del Mercado.

Entre las regiones objeto del estudio este mercado está recién en desarrollo contándose actualmente con sólo una estación de servicio de GNV, ubicada en Concepción. Debido al alto costo de la conversión de un vehículo, del orden de US$ 1.700, la política comercial de las empresas distribuidoras en la zona central, fue subsidiar parcialmente este costo. A pesar de este subsidio, la conversión de un automóvil sólo resulta económica cuando su recorrido anual es superior a unos 50.000 km/año, recorrido que sólo presentan los taxis, ya sea de tipo básico o colectivo. En mayo del año 2008 se publicó la Ley N° 20.265, que eliminó el pago de la parte fija del impuesto al uso del gas natural vehicular, que era de 4 UTM/año, manteniéndose el impuesto variable de 1,93 UTM/m3 de gas natural. (Este impuesto reemplaza el impuesto específico a la gasolina que deja de pagar el vehículo que se convierte a Gas Natural). De acuerdo a lo indicado por un importante actor del sector, la rebaja del impuesto al GNV coincidió con un alza relativa del gas natural una vez que entró en operación el terminal de GNL de Quintero, con lo cual el ahorro de un taxista disminuyó respecto al que tenía antes del inicio de las restricciones desde Argentina. Lo anterior no marcaría diferencia en cuanto al mercado potencial de clientes de GNV que es posible captar. Por tanto en la estimación del mercado potencial se considerarán las cifras históricas de uso del gas natural por cada taxi registrado en cada región.



79

Por otra parte el impuesto específico al GNV es mayor que el impuesto específico del diesel por lo cual se ha generado una fuerte competencia frente a vehículos diesel especialmente para el caso de flotas de servicios o distribución industriales y comerciales. También ha surgido una fuerte competencia del gas licuado vehicular a partir de los años en los cuales faltó el GNV, particularmente en instalaciones para los taxis colectivos, gracias a que sus instalaciones de suministro, instaladas en sus paraderos, son mucho más económicas. Otro de los principales problemas para el desarrollo de este mercado es que se requiere un mínimo de consumo relativamente alto para justificar la instalación de GNV en una estación de servicio. De hecho en Santiago existieron 6 estaciones de servicio con GNV en el momento de mayor consumo, 2 en Valparaíso – Viña y existe sólo una en Concepción. Otro factor que afecta negativamente este mercado es que existe la prohibición de convertir a GNV los autos particulares y que sólo está permitido convertir taxis de menos de 5 años de uso.

9.3 Análisis de los Mercados del GNV. Se determinaron dos niveles de mercado potencial, basadas en el número de taxis registrados en cada región y en los consumos anuales de gas natural en el sector transporte en Santiago y en la V Región. El número total de vehículos a gas del informe “Parque de Vehículos en Circulación”, publicado por el INE, no fue considerado debido a su falta de coherencia y no corresponder a cifras reales de acuerdo a las cifras manejadas por un distribuidor de GNV para los diferentes años. El consumo en transporte en m3/año corresponde a información estadística del SEC, la que se verificó con un distribuidor de GNV. Esto podría deberse a la renuencia de los taxistas a registrarse como usuario de GNV y a pagar el impuesto fijo anual una vez convertido a gas natural. Los cuadros siguientes muestran la cantidad total de taxis que usan o no GNV, la cantidad de consumo de gas natural destinado al sector transporte y el consumo unitario promedio por cada taxi existente, en las provincias de Santiago y Valparaíso para el periodo comprendido entre los años 2002 a 2008.



80

Cuadro N° 9.1. Total de Taxis y Consumo de GNV en Provincia de Santiago

AñoTotal

Taxis

Consumo GN

m3/año

Consumo Promedio

por Taxi

m3/taxi

2002 31.751 4.400.000 138,6

2003 31.104 10.120.536 325,4

2004 29.674 14.530.000 489,7

2005 31.156 18.800.000 603,4

2006 30.866 20.500.000 664,2

2007 31.578 9.885.000 313,0

2008 30.280 0 0

11.176.505 362Promedio

Región Metropolitana, Provincia de Santiago

Fuente: Elaboración propia a base de estadísticas SEC y entrevista con distribuidor de GNV

Cuadro N° 9.2.

Total de Taxis y Consumo de GNV en Provincia de Valparaíso

AñoTotal

Taxis

Consumo

m3/año

Consumo Promedio

por Vehículo

m32002 6.340 0 0

2003 6.052 1.033.000 170,7

2004 5.980 1.577.000 263,7

2005 6.189 2.094.000 338,3

2006 6.207 2.332.000 375,7

2007 6.402 1.766.000 275,9

2008 6.015 758.000 126,0

1.365.714 230

V Región, Provincia de Valparíso

Promedio

Fuente: Elaboración propia a base de estadísticas SEC y entrevista con distribuidor de GNV

Se observa que:

En Valparaíso como en Santiago la cantidad de taxis en vez de aumentar ha disminuido. Esto puede deberse a la mayor cantidad de automóviles particulares existentes en el mercado. Para las proyecciones se considerará que la cantidad de taxis se mantiene.



81

Los consumos por taxi existente crecen con la mayor conversión de taxis a gas natural.

Existe una diferencia importante entre los consumos promedios por taxi entre Valparaíso y Santiago, a pesar de un tiempo de desarrollo similar del mercado.

Se considera que la zona en estudio podría ser más similar a la Provincia de Valparaíso, que a la Provincia de Santiago, particularmente por los recorridos más cortos. Sin embargo en Valparaíso pudo no haberse logrado la cobertura de Santiago posiblemente por haber contado sólo con dos estaciones de servicio de GNV. Por lo tanto se estimará el mercado potencial a base de dos escenarios; uno considerando las cifra de consumo de Valparaíso (375,7 m3/año/taxi) y otro con la cifra de Santiago (664,2 m3/año/taxi). Debido a que los distribuidores estiman que un taxi con alto recorrido utilizaría en provincia del orden de 4.000 sm3/año de GNV se puede estimar que el escenario alto corresponde aproximadamente a un 17% de taxis convertidos a gas natural. El posible mercado del GNV en Chile no puede compararse con el de otros países o regiones donde el costo del gas natural para el taxista es muy inferior al costo de la gasolina y del diesel. El caso de Punta Arenas, ilustra esta situación donde prácticamente el 100% de los taxis se convirtieron en GNV en un plazo de 3 años, gracias a un costo del GNV al taxi de 0,46 U$/sm3 comparado con el de Santiago o Valparaíso, con costos prácticamente iguales entre ellos de 1 U$ sm3 (27 US$/Mill Btu). Además, cuando se desarrolló este mercado no existía el nivel de competencia de otros combustibles ni las reglamentaciones que limitan este mercado y que surgieron posteriormente. En general las distribuidoras venden a su vez el gas natural desde redes de media presión del orden de 10 bar y a precios similares a las industrias de consumo similar.

9.4 Estimación del Mercado Potencial y de su Proyección. El cuadro siguiente muestra las provincias que comprende la zona en estudio y la cantidad de taxis de cada una, ordenadas de acuerdo al número de taxis en forma decreciente. Para provincias con menos de 1000 taxis no se justifica económicamente la instalación de una bomba expendedora de GNV, por lo que la estimación del mercado se ha limitado a provincias con más del 1000 taxis registrados.



82

Cuadro N° 9.3. Total de Taxis y su Consumo Potencial de GNV por Provincia

en la Zona de Estudio

Escenario Bajo Escenario Alto

Mill m3/año Mill m3/año

VIII Concepción 2.667 1,00 1,77

X Llanquihue 2.472 0,93 1,64

IX Cautín 2.042 0,77 1,36

VIII Ñuble 1.596 0,60 1,06

X Valdivia 1.571 0,59 1,04

VII Talca 1.540 0,58 1,02

VIII Biobío 1.222 0,46 0,81

13.110 4,93 8,71Total

Consumo Potencial

Region Provincia N° Taxis

Fuente: elaboración propia

En el cuadro siguiente se calcula el mercado potencial por región.

Cuadro N° 9.4. Mercado Potencial de GNV por Región

Escenario Bajo Escenario Alto

Mill m3/año Mill m3/año

VII Talca 1.540 0,58 1,02

VIIIConcepción,

Ñuble y Biobio5.485 2,06 3,64

IX Cautín 2.042 0,77 1,36

XValdivia y

Llanquihue4.043 1,52 2,69

13.110 4,93 8,71Total

Consumo Potencial

Region Provincia N° Taxis

Fuente: elaboración propia

De acuerdo a lo indicado en el punto 9.2 en relación a la competencia del petróleo diesel y del gas licuado, así como a las restricciones reglamentarias y de inversión en estaciones de servicio para el desarrollo del GNV, y a que el total de taxis se ha mantenido sin aumentos, se considerará para efectos de proyección que el crecimiento de este mercado potencial sería nulo. Un mayor aumento del mercado requeriría disminuir el precio a un nivel cercano al de Punta Arenas, es decir una reducción de más del 50%, a nivel de usuario final y por lo tanto a nivel del precio de venta del gas natural por parte del distribuidor a las estaciones de servicio, lo que sería difícil de justificar frente a los precios cobrados a clientes industriales de igual consumo.



83

10. MERCADOS FUERA DE ZONA EN ESTUDIO: ARGENTINA Y ZONA CENTRAL DE CHILE.

En este Capítulo se entrega información actualizada de los mercados argentino y de la zona central de Chile y una estimación de una cifra base del orden de magnitud de las posibles ventas a cada uno de estos dos mercados posibles de abordar por un productor de la zona Sur de Chile, sin llegar a una cuantificación precisa de su factibilidad ni de sus proyecciones por las diversas situaciones y circunstancias políticas y comerciales a que están sometidas.

10.1. Mercado del Gas Natural en Argentina.

10.1.1. Introducción al Mercado Argentino.

Gracias a la existencia del Gasoducto del Pacífico así como a su conexión al resto del sistema de gasoductos argentinos y a su mínima utilización debido a las restricciones de exportación desde Argentina, existiría la posibilidad de que un productor chileno de gas natural ubicado en la zona sur utilice este ducto, con una capacidad de 9,5 Mill m3/día, para exportar a Argentina. Actualmente Argentina está importando cantidades apreciables de gas natural para compensar la disminución de su producción interna, por lo cual se visualiza como factible la exportación de gas natural desde Chile a Argentina, lo que dependería sólo del precio y de las condiciones geopolíticas que en último término se requieren para hacerla factible. A continuación se muestra la evolución de la producción interna, de las reservas y los volúmenes y precios de las importaciones de gas natural a Argentina y se discuten las posibles causas de la situación actual y las posibilidades de un cambio futuro. El presente capitulo se basa en la literatura técnica y económica disponible en relación al mercado argentino y en entrevistas a ejecutivos involucrados en este mercado. 10.1.2. Evolución de Producción y Reservas del GN y del PIB de Argentina.

En el cuadro siguiente se muestra en azul las cifras de Producción de Gas Natural en Millones de m3/día promedio, las reservas en rojo en miles de millones de m3 de gas natural y la evolución del PIB argentino.



84

Fuente: Presentación “El Gas Natural en Argentina, Dos Décadas de Cambio”, por N. Barone.

Figura 10.1.: Evolución del Mercado Argentino de Gas Natural

Los datos de la Figura 10.1. fueron tomados de la presentación denominada “El Gas Natural en Argentina, Dos Décadas de Cambio”, realizado por N. Barone de Pluspetrol en el seminario realizado en Salta, Argentina, del 18 al 21 de Mayo del 2010. Los principales factores de cambio del mercado se refieren a la desregularización del mercado del gas natural el año 1992, el inicio de las exportaciones, año 1996, la suspensión de la importación de gas natural el año 1999, los cambios regulatorios y el reinicio de las importaciones el año 2004. Con los cambios regulatorios ocurridos durante los años 2002 al 2004 se reinició un estricto control y fijación de precios del gas natural por parte del estado, el que se inició con el congelamiento de los precios del gas natural en su valor en pesos argentinos, mientras el valor del dólar subía en forma muy rápida. Esto condujo a una disminución de los trabajos de exploración y la consecuente reducción de las reservas de gas natural. Adicionalmente a partir del año 2005 la producción comenzó también a disminuir. La disminución de la producción fue compensada por importaciones de gas natural desde Bolivia a las que posteriormente se sumaron las importaciones de Gas Natural Licuado. Estas últimas se iniciaron el año 2008 utilizando un barco regasificador que se ubicó en Bahía Blanca, en el Sur de Argentina.



85

En la Figura N° 10.2. se muestran las variaciones mensuales de la demanda en Argentina, con máximos en los meses de Julio y Agosto, debido a la importancia relativa del mercado residencial

Fuente : “Efecto de la Restricción en el Sistema Argentino de Gas Natural sobre las Exportaciones a Chile”.

Rubén de Muria y otros – Oct. 2003.

Fig. 10.2 : Demanda Total Gas Natural Argentina 10.1.3. Volumen y Precios de un Posible Mercado de Exportación a Argentina.

En el cuadro siguiente se indica la evolución de las importaciones de gas natural en Argentina.

Cuadro N° 10.1. Importaciones Totales de Gas Natural de Argentina

Mill m3/año

Mill m3/día Promedio

2003 0 0,0

2004 800 2,19

2005 1.730 4,74

2006 1.800 4,93

2007 1.680 4,60

2008 1.300 3,56

2009 2.660 7,29 Fuente: Estudio “Exportaciones de Gas Natural Boliviano”, Marzo 2010, Bernardo Prado



86

Las importaciones del año 2009 estuvieron conformadas por 4,6 Mill m3/día promedio desde Bolivia siendo el resto importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) utilizando el barco regasificador ubicado en bahía Blanca. El despacho de gas boliviano a Argentina está respaldado por un “Acuerdo Gasífero” con el Gobierno Boliviano para un incremento gradual en la exportación desde un valor de 5 Mill m3/día a 13 Mill m3 el año 3013 y 27 Mill m3/día el año 2017. Sin embargo los gasoductos que conectan Bolivia con Argentina sólo tienen una capacidad de 7,7 Mill m3/día. Por otra parte el experto Boliviano Sr. Bernardo Prado en su estudio de “Exportaciones de Gas Natural Boliviano” de Marzo del 2010, hace ver que los compromisos de ventas de Bolivia de Gas Natural a Brasil más su consumo interno, más el volumen necesario para atender el acuerdo con Argentina, requieren que la producción interna de Bolivia crezca de 40 Mill m3/día a 60 Mill m3/día, siendo que la producción “está estancada en 40 Mill m3/día desde hace varios años”. Los compromisos de compra establecidos por Argentina podrían visualizarse como una extrapolación de sus requerimientos de importación considerando que la producción interna no se recupere o siga bajando. Esta hipótesis a su vez dependerá de que la política interna de precios fijados artificialmente bajos e inferiores a los costos de importación se mantenga, pues de lo contrario las reservas y la producción interna podría aumentar como sucedió el año 1992, fecha en que se desreguló el mercado interno del gas natural. Por otra parte existen noticias no confirmadas del hallazgo en Argentina de reservas importantes del denominado Shale gas. Sin embargo su explotación también requeriría cambios profundos en aspectos de seguridad a las inversiones, así como la fijación de precios competitivos a los productores. Los precios de importación de Gas Natural desde Bolivia han pasado de un máximo de 10,35 US$/m3 a mediados del año 2008 hasta 6,99 US$/Mill Btu el primer trimestre del año 2010. Esta variación se debe a que el precio de venta a Argentina está referido al precio del petróleo y al precio del índice Henry Hub, el que ha bajado en ese período. Por otra parte y por motivos similares el precio de importación del GNL ha variado en ese mismo período de US$ 17 Mill Btu a US$ 8/Mill Btu a comienzos del año 2010. Esta variación de precios se presenta en resumen en el Cuadro N° 10.2.



87

Cuadro N° 10.2. Precios de Importación de Gas Natural en Argentina

Precios US$/Mill Btu

Suministro desde: 2008 2010*

Bolivia 10,35 6,99

Gas Natural Licuado (GNL) 17,0 8,0 Fuente: Estudio Exportaciones de Gas Natural Boliviano, Bernardo Prado, Marzo 2010

En la Figura 10.3. se muestran los precios promedio mensuales del índice Henry Hub desde Enero del 2003 hasta la fecha, el cual desde inicios del año 2009 ha variado alrededor de 4 US$/Mill Btu. Debido a la fórmula del precio del gas importado desde Bolivia, éste debería mantener los 3 US$/Mill de Btu que actualmente tiene sobre el precio del Henry Hub. En cambio el LNG podría bajar más a un precio del orden de 6 US$/Mill Btu, o sea 2 US$/Mill Btu sobre el Henry Hub, al considerar el precio de importaciones puntuales realizadas por la Planta Regasificadora de Mejillones del Norte de Chile a comienzos del año 2010. (Ver Anexo 10). Esta diferencia viene dada por el costo de licuefacción, transporte y regasificación del gas natural. Este último precio podría ser el precio de referencia para que un productor chileno exporte a Argentina.



88

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

enero

-03

julio

-03

enero

-04

julio

-04

enero

-05

julio

-05

enero

-06

julio

-06

enero

-07

julio

-07

enero

-08

julio

-08

enero

-09

julio

-09

enero

-10

julio

-10

US

$/M

Btu

Nov-2010

Fuente: Natural Gas Weekly Update. Energy Information Administration, Washington, DC Nebraska Energy Office, Lincoln, NE

Figura N° 10.3.: Precio Spot “Henry Hub”



89

10.1.4. Principales Conclusiones Relativas a la Posible Exportación de Gas

Natural a Argentina. En resumen se tiene que :

El posible mercado que un productor chileno tendría en Argentina resulta dependiente de diversas situaciones relacionadas con la política económica interna de Argentina. Si Argentina promoviera activamente la producción interna de gas natural, a través de fijar precios de tipo internacional al gas natural de origen interno, y diera suficientes seguridades al capital extranjero, las reservas y la producción interna podrían recuperarse a lo menos parcialmente.

Este mercado también dependerá de la posibilidad efectiva que tenga Bolivia de entregar los altos volúmenes comprometidos con Argentina y que se realicen las inversiones en gasoductos que permitan enviar este gas hacia Argentina, aspectos que no serían fáciles de cumplir.

En todo caso los volúmenes de importación de Argentina proyectados son muy altos, por lo cual un despacho de Chile a Argentina de hasta la capacidad diaria del Gasoducto del Pacífico de 9,5 Mill m3/día podrían ser factibles dependiendo del desarrollo de los dos puntos anteriores.

Un valor meta anual, considerando que Argentina podría limitar sus importaciones a los meses de mayor demanda (ver Cuadro 10.1), sería de 9,5 x 0,5 x 365 = 1.734 Mill m3/año

Los precios de venta futuro debieran competir con la importación de GNL y con Bolivia cuyos precios son superiores en alrededor de 3 US$/Mill Btu que los del índice Henry Hub de Estados Unidos, precio que desde el año 2009 ha variado alrededor de 4 US$/Mill.Btu. Por lo tanto un posible precio de venta sería del orden del precio Henry Hub más 2 US$/Mill Btu o actualmente de 6 US$/Mill Btu. Este precio es 1 US$/Mill Btu más bajo que el precio boliviano y sería igual al precio de GNL a corto plazo.



90

10.2. Mercado del Gas Natural en la Zona Central de Chile.

10.2.1. Introducción al Mercado del Gas Natural en la Zona Central de Chile. La Zona Central de Chile se abasteció de gas natural exclusivamente desde Argentina desde el año 1997 a través del gasoducto Gas Andes de 540 km de longitud y 24” de diámetro, con una capacidad de transporte de 10,7 Mill m3/día. A raíz de las crecientes restricciones del gas natural exportado por Argentina, se construyó el terminal de regasificación de GNL de Quintero con una capacidad de regasifciación inicial de 10 Mill m3/día y una capacidad de almacenamiento total de 330.000 m3 de GNL. Actualmente el terminal de GNL de Quintero está conectado con toda la Región Central del país (Regiones V, VI y Metropolitana), de modo que en la zona central existe la capacidad de recibir gas natural ya sea desde la Planta de GNL de Quintero y/o de Argentina por el gasoducto Gas Andes. Los socios del terminal de GNL de Quintero son British Gas con un 40%, la Generadora Eléctrica Endesa, Enap y Metrogas el distribuidor de la Región Metropolitana con un 20% cada uno. El costo de regasificación atendiendo a las inversiones realizadas se estima en alrededor de 1 US$/Mill Btu. No existe actualmente un gasoducto que conecte la Zona Central de Chile con la Zona Centro Sur en estudio. Sin embargo tal como se indicó en el capítulo relativo al mercado industrial, se está instalando un gasoducto virtual a base de camiones de GNL y una planta de regasificación en la VIII región con una capacidad de hasta 1,2 Mill m3/día y se ha declarado la posibilidad de reemplazarla por un gasoducto real con una inversión de US$ 300 Millones. El presente capítulo se basa en el estudio de la literatura técnica y económica respecto del tema y en entrevistas a ejecutivos de empresas participantes en este mercado. 10.2.2. Evolución de los Consumos de la Zona Central.

Los consumos de gas natural de la zona central se han desarrollado en la V y VI Región y en la Región Metropolitana. En el cuadro siguiente se indican los consumos desde el año 1997 hasta la fecha. Debe hacerse notar que a partir del año 2004 la demanda de gas natural fue



91

atendida sólo parcialmente por las restricciones de entrega del gas Natural Argentino, el que se reservó prioritariamente para el sector residencial y comercial. A partir del mes de Septiembre del 2009, fecha en la que comenzó a operar normalmente la Planta de GNL de Quintero, los consumos han subido, y se espera que a lo menos se recuperen los consumos del año 2004 más un aumento de la demanda histórica de combustibles de un 3,5% /año. Aún no se cuenta a la fecha del estudio con información de consumos de Gas Natural proveniente del Terminal de GNL de Quintero.

Cuadro N° 10.3. Consumos Zona Central de Chile, Región Metropolitana y V Región

1997 164,6 0,5

1998 1.119,6 3,1

1999 1.804,9 4,9

2000 1.740,7 4,8

2001 1.831,6 5,0

2002 1.921,5 5,3

2003 2.257,6 6,2

2004 2.659,1 7,3

2005 1.996,2 5,5

2006 2.056,6 5,6

2007 952,7 2,6

2008 518,0 1,4

AñoTotal

Mill. m3 GN/año

Promedio Diario

Mill. m3 GN/día

Fuente: Estadísticas SEC

Una extrapolación al año 2010 basada en el año 2009 más 3,5% por año, daría un mercado total de 3.269 Mill m3/año al año 2006. Resulta también interesante observar la demanda estacional de los consumos zonales, indicada en la Figura 10.4. En ella se indican los despachos diarios que se entregaron al gasoducto Gas Andes en su punto de conexión ubicado en la localidad argentina de La Mora, antes de que se iniciaran las restricciones al gas natural argentino.



92

Fuente: Gráfico tomado del Estudio “Efectos de la restricción en el Sistema Argentino de Gas Natural sobre las Exportaciones a Chile”, Rubén de Muria y otros, Oct. 2003.

Figura N° 10.4 : Gas Pasante por La Mora

Es interesante hacer notar que los meses de Enero a Abril, meses de verano, tienen consumos altos, lo que se produciría por el mayor consumo de la Plantas termoeléctricas durante el período de menor disponibilidad de agua para las plantas hidroeléctricas. 10.2.3. Volúmenes y Precios para un Posible Mercado en la Zona Central.

British Gas tiene el contrato exclusivo de suministro al terminal Quintero. De acuerdo con este contrato los precios a los que compra el GNL la Planta Regasificadora de Quintero han variado en función del precio del petróleo, por lo cual los precios no han sido afectados por la reducción de precios registrada por el índice Henry Hub y son relativamente altos respectos de los precios Henry Hub y de los precios que compra Argentina a Bolivia o que importa como GNL. Sin embargo, al año 2012 luego del término del contrato de suministro actual al Terminal de GNL de Quintero, se prevé que los precios bajarían a valores más cercanos a los precios Henry Hub, más los costos de GNL un premio por la seguridad de abastecimiento a largo plazo. El precio de venta a los distribuidores del Terminal Quintero de GNL sería a corto plazo igual al precio del Henry Hub más 2 US$/Mill Btu de costos del GNL más el costo del Terminal que es fijo, más un premio por seguridad de abastecimiento aún no definido que se estimará en 1 US$/Mill Btu.



93

El nivel de precios necesario para penetrar este mercado a nivel de mayorista, es decir vendiendo a los distribuidores, debería ser por lo tanto del orden del precio esperado del índice Henry Hub más aproximadamente 3 US$/Mill Btu. Considerando un valor del Henry Hub actual de 4 US$/Mill Btu el precio de venta estimado sería de 7 US$/Mill Btu. Un productor chileno ubicado en la zona centro sur debería financiar el costo de transporte a la zona central. También debe considerarse la posibilidad de que Argentina vuelva a convertirse en un exportador de gas y compita a través del gasoducto Gas Andes. Debe hacerse notar que en este momento las importaciones de gas natural desde Argentina no están afectas a ningún pago de tipo aduanero en Chile. 10.2.4. Principales Conclusiones relativas a la Posible Venta de Gas Natural a la

Zona Central de Chile.

En resumen se tiene que :

Existe un mercado factible bastante grande en la zona Central de Chile que actualmente es del orden de 3.269 Mill m3/año o de 9,0 Mill m3/día promedio. Este mercado se estima crecería a una tasa anual promedio de los sectores industrial y residencial del 4,2% /año. En este mercado un productor de la zona sur podría competir con o complementar el abastecimiento desde el Terminal de Regasificación de GNL de la Planta de GNL de Quintero.

Se supondrá que se podría captar un 30% de este mercado proyectado, lo que se indica en el cuadro siguiente N° 10.4.

Cuadro N° 10.4.

Ventas Esperadas en la Zona Central de Chile Mill m3 GN/año

Año Demanda Total Ventas

Estimadas (30%)

2010 3.269 981

2015 4.016 1.205

2020 4.932 1.480

2025 6.059 1.818 Fuente: Elaboración propia



94

Los precios de venta requeridos serían del orden de los precios internacionales, tomando como referencia el precio Henry Hub más 3 US$/Mill Btu.

Debe considerarse que si se vendiera a la zona central al precio indicado, el precio a los distribuidores de la Zona Centro Sur en estudio debieran bajar hasta llegar a precios similares o ligeramente superiores del orden del Henry Hub más 4 US$/Mill Btu.

Sería necesaria la construcción de un gasoducto que conecte la región central de Chile con el Gasoducto del Pacífico, con una inversión estimada en US$ 300 millones o en forma equivalente un costo de transporte del orden de 1 US$/Mill Btu.



95

11. RESUMEN DEL MERCADO DEL GAS NATURAL

11.1. Volumen Global del Mercado. A continuación se resumen los consumos esperados de gas natural de los diferentes mercados estudiados en los capítulos anteriores, destacando los propios de la zona centro-sur en estudio y los otros mercados externos a esta zona, es decir Argentina y la zona central de Chile. Se presentan los volúmenes de mercado para los años 2015, 2020 y 2025, en sus dos escenarios, de mayor o menor desarrollo (escenario alto y escenario bajo)

Cuadro N° 11.1. Resumen de la Demanda de GN para un Productor de la Zona Centro-Sur

2015 2020 2025 2015 2020 2025

Industrial 1.324,8 1.699,9 2.181,2 1.214,1 1.463,7 1.764,7

Residencial y Comercial 144,5 182,0 229,1 134,9 160,3 190,5

Generación Eléctrica 2.394,0 3.968,4 5.268,3 2.179,4 3.359,2 4.109,0

Gas Natural Vehicular 8,7 8,7 8,7 4,9 4,9 4,9

Sub Total Zona Centro-Sur 3.872,0 5.859,0 7.687,3 3.533,3 4.988,2 6.069,1

Mercado Argentino 1.734,0 1.734,0 1.734,0 1.734,0 1.734,0 1.734,0

Mercado Zona Central 1.205,0 1.480,0 1.818,0 1.205,0 1.480,0 1.818,0

Sub Total Otros Mercados 2.939,0 3.214,0 3.552,0 2.939,0 3.214,0 3.552,0

Total General 6.811,0 9.073,0 11.239,3 6.472,3 8.202,2 9.621,1

Sector

Escenario Alto Escenario Bajo

Año Año

Fuente: Elaboración propia. En el siguiente gráfico se muestran las proyecciones totales de ventas de un productor de gas natural en la zona centro sur para los escenarios Alto y Bajo respectivamente.



96

Sur-Alto

Zona Centro

Total-Bajo

Total-Alto

Zona Centro Sur-Bajo

0

1.500

3.000

4.500

6.000

7.500

9.000

10.500

12.000

2010 2015 2020 2025 2030

Mile

s M

illo

ne

s m

3/a

ño


Figura Nº 11.1: Resumen de Ventas de GN para un Productor de la Zona Centro-Sur

Años 2015 a 2025

11.2. Detalle del Mercado por Regiones. A continuación se acompañan las cifras del mercado individualizadas por región.



97


Año 2015 – Escenario Alto

Sector VII VIII IX X y XIV

Industrial 104,9 952,0 54,1 213,8 1.324,8

Residencial y Comercial 24,7 70,3 19,3 30,2 144,5

Generación Eléctrica 0,0 2.259,9 0,0 134,1 2.394,0

Gas Natural Vehicular 1,0 3,6 1,4 2,7 8,7

Sub Total Zona Centro-Sur 130,6 3.286,0 74,7 380,7 3.872,0

Mercado Argentino 1.734,0

Mercado Zona Central 1.205,0

Sub Total Otros Mercados 2.939,0

Total General 6.811,0

TOTALREGION





Industrial 134,6 1.221,6 69,4 274,3 1.699,9









REGIONTOTAL




98




Industrial 172,7 1.567,5 89,0 352,0 2.181,2









REGIONTOTAL



Año 2015 – Escenario Bajo


Industrial 96,1 872,5 49,6 195,9 1.214,1









REGIONTOTAL




99




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









REGIONTOTAL





Industrial 139,7 1.268,1 72,0 284,8 1.764,7









REGIONTOTAL




100

11.3. Estimación de Precios de Ventas del Gas Natural.

Los precios de venta considerados en el estudio se indican en el cuadro siguiente Nº 11.8.

Cuadro N° 11.8. Resumen de Precios de Venta Estimados

US$/MMBtu

Precio de Venta Estimado a:Regla de

Cálculo

Precio

Estimado a la

Fecha

Distribuidor de la Zzona Centro Sur H-H + 3 7

Distribuidor de la Zona Centro H-H + 3 7

Plantas Termoeléctricas H-H + 1 5

Argentina H-H + 2 6

Nota: H-H corresponde al Precio Spot Henry Hub en US$/MMBtu




101

ANEXO N° 1

MAPAS DE LA ZONA EN ESTUDIO

A.1. VII Región A.2. VIII Región A.3. IX Región

A.4. Ex X Región



102



103



104



105



106

ANEXO N° 2 FUENTES DE INFORMACIÓN PARA EL CÁLCULO DE LA MATRIZ ENERGÉTICA



107

Cuadro N° A2.1. Consumos Energéticos Total año 2005

Zona en Estudio

Gas Natural

(c)

Gas

Licuado (c) Diesel

Petróleo

CombustibleCarbón Leña (g)

Industrial (b) 723,0 321,7 38,7 401,3 333,3 150,0 69,8 2.037,7 32,3%

Transporte (d) 0,0 0,0 0,7 1.154,9 0,0 0,0 0,0 1.155,6 18,3%

Residencial (e) 278,4 19,4 250,9 86,5 0,0 N/D 2.335,7 2.971,0 47,1%

Generación (f) 0,0 11,8 0,0 15,2 0,0 111,4 0,0 138,4 2,2%

Total 1.001,4 352,9 290,3 1.657,9 333,3 261,4 2.405,5 6.302,8 100,0%

% 15,9% 5,6% 4,6% 26,3% 5,3% 4,1% 38,2% 100,0%

Total %Tipo

Cliente

Electricidad

(a)

Combustible, Millones de m3 GN equivalentes/año

Cuadro N° A2.2. Consumos Energéticos Total año 2005 en Zona de Estudio

(Electricidad y Combustibles) por Región Millones m3/año de Gas Natural Equivalente

VII VIII IX X*

Industrial (b) 246,5 1.344,4 141,8 305,0 2.037,7 32,3%

Transporte (d) 251,1 461,9 185,1 257,5 1.155,6 18,3%

Residencial (e) 571,2 893,8 489,7 1.016,3 2.971,0 47,1%Generación (f) 0,0 124,3 0,0 14,1 138,4 2,2%

Total 1.068,8 2.824,5 816,6 1.592,9 6.302,8 100,0%% 17,0% 44,8% 13,0% 25,3% 100,0%

* Incluye regiones de Los Ríos y de Los lagos (Ex X Región)

Tipo ClienteRegión

Total %

La matriz energética mostrada se determinó en base a las siguientes referencias.

(a) Informe Anual de Energía 2008, INE, Cifras año 2005. No incluye el sector “varios” ni el

“agrícola”.

(b) Consumos de Sector Industrial de carbón y leña Basados en Encuesta ENIA (Año 2005). Consumo de Diesel y Petróleo combustible a partir de consumos de Diesel Industrial determinados en base a encuestas realizadas y cifras SEC en (h).

(c) Encuestas a empresas distribuidoras de gas licuado y gas natural realizadas para el presente estudio.

(d) Transporte estimado de acuerdo a Estadísticas SEC de Ventas de Diesel, menos consumo de Diesel Industrial realizadas en estudio referido en (h), extrapolando su proporción a la X Región.



108

(e) Residencial (Salvo Electricidad, Gas Natural, Gas Licuado y Leña) estimado de acuerdo a Estadísticas SEC, distribuidos según encuestas realizadas en (h)

(f) Estadísticas de Operación 1997 / 2006 CDEC - SIC, Cifras del 2005 .

(g) Diagnóstico del Mercado de la Leña en Chile, Centro Micro Datos - CNE 2006. Datos Estimados para 2003. El consumo de Leña residencial considera viviendas en zonas urbanas y rurales, el consumo urbano es aproximadamente el 30% del consumo total residencial.

(h) "Estudio de Impacto en la demanda de combustibles por cortes de suministro de gas argentino y aumentos de precios del gas natural", elaborado para ENAP el año 2007.

(i) La equivalencia de los consumos energéticos se realizó igualando los poderes caloríficos superiores de los energéticos, con un poder calorífico del Gas Natural de 9.300 kcal/m3N en estado gaseoso.



109

ANEXO N° 3

CENTRALES ELÉCTRICAS EXISTENTES Y EN PROYECTO QUE PUEDEN OPERAR CON GAS NATURAL

Regiones VII a X



110

Empresas

ExistentesPlanta

Año Puesta

en servicioCombustibles

N°

Unidades

Capacidad

Total

Actual

(MW)

Producción MWh

Enero-Agosto

2010

Ubicación

Arauco Horcones 2004 GN-D 1 24,3 2.958 Horcones VIII Reg.

PSEG Coronel 2005 GN-D 1 46,7 46.089 Coronel VIII Reg.

Campanario 1 y 2 2006 GN-D 2 118 25.846 Charrúa VIII Reg.

Campanario 3 2008 GN-D 1 56 0 Charrúa VIII Reg.

Gas Sur Newen 2009 GN-D-LPG 1 14,9 25.195 Talcahuano VIII Reg.

Colbún Los Pinos 2010 GN-D 1 104 (a) 130.165 Charrúa VIII Reg.

Cenelca Antilhue 2005 GN-D 2 100,1 63.400 Valdivia XIV Reg

Aes Gener Santa Lidia 2009 GN-D 1 139 (b) 4937 (c) Charrúa VIII Reg.

En Proyecto

AGD Los Guindos S/i GN-D 1 132 (d) Charrúa VIII Reg.

Campanario

(b) Proyecto total 750 MW. (4 turbinas a Gas y 2 a vapor [125 MW c/u]) (c) Proyecto total es de 396 MW en 3 etapas (ciclo combinado con 2 turbinas de gas y una de vapor (132 MW c/u) (d) Proyecto total 396 MW con EIA aprobado. (e) EIA – DIA aprobado. Se habría desechado o postergado.



111

ANEXO N° 4

DETALLE DEL CÁLCULO DE LOS RESULTADOS DE LAS CORRELACIONES DE LA DEMANDA CON EL PIB Y EL PRECIO DEL BARRIL WTI



112

En el estudio Enap 2007 se analizó la regresión con y sin Rezago, y se compararon las Elasticidades a Largo Plazo. La aplicación del modelo con rezago no fue viable por disminuir la cantidad de datos, es decir los grados de libertad, y los resultados son más inestables. Más aún, considerando que los datos son anuales, y los rezagos relevantes pueden ser menores a un año (o también mayores pero en períodos fraccionados), surgen otros problemas que son muy complejos de abordar dado el período extremadamente corto que se dispone. El tamaño de la muestra fue de 10 datos dado que SEC informa consumos anuales por región, además de la dificultad de conocer el mercado industrial a través de encuestas. Los datos considerados para el desarrollo de la regresión son los que se indican en el Cuadro A.4.1, a continuación.

Cuadro A.4.1.

Datos Considerados para Regresión Lineal

PIB $ WTI

Consumo

Industrial

Histórico

(1) Consumo

Industrial

Modelado

Consumo

Residencial

Histórico

(2) Consumo

Residencial

Modelado

Año$ base 2003

US$/barril

base 2007Miles m3GN eq. Miles m3 GN eq. Miles m3 GN eq. Miles m3 GN eq.

1996 40.837.856 28,8 654,8 670,9 213,9 222,11997 43.535.435 27,3 743,6 707,5 230,9 233,91998 44.942.009 19,8 707,5 726,5 241,6 243,71999 44.600.068 25,2 708,3 721,9 249,0 239,32000 46.602.201 37,5 787,0 748,7 264,1 242,52001 48.175.975 34,2 747,9 769,7 260,1 250,02002 49.228.192 33,1 761,8 783,6 265,4 254,62003 51.156.415 37,6 774,7 809,0 262,5 260,52004 54.217.377 46,6 844,7 849,1 271,4 269,42005 57.315.532 58,5 913,5 889,2 266,4 277,9

La variable precio Barril fue incluida en todas las regresiones, pero en el caso del sector industrial, la regresión dio como resultado una elasticidad-precio barril positiva. Lo anterior está en contra de la teoría económica, por lo se probó la hipótesis de que la Demanda de Combustibles fuera inelástica frente al precio barril. El resultado es coherente con la teoría económica y es el que se indicó en el punto 5.3.3.1. En los siguientes cuadros se presentan los resultados de los parámetros calculados para el modelo establecido en el Capítulo 5, y que fueron incluidos en el estudio ENAP 2007. Se incluyó la variable auxiliar Dummy-Año, pej Dummy 99, para aislar los datos de dicho año por cuanto el ingreso del GN pudiera haber influido positivamente en la eficiencia de los sistemas y disminuir los consumos globales de combustibles, lo cual hace a ese año un año particular que no obedece al modelo.



113

Cuadro A.4.2 Parámetros del Modelo del Sector Industrial.

Fuente Valor R2 tLímite inferior

(95%)

Límite superior

(95%)

Intersección -1,147 -0,489 -6,890 4,596

DUMMY01 -0,029 -0,671 -0,133 0,076

DUMMY99 -0,019 -0,431 -0,126 0,088

ln(PIB N) 0,831 6,265 0,506 1,156

0,817

Cuadro A.4.3 Parámetros del Modelo del Sector Residencial.

Fuente Valor R2 tLímite inferior

(95%)

Límite superior

(95%)Intersección -0,977 -0,212 -12,273 10,319

DUMMY99 0,031 0,594 -0,098 0,160

ln(PIB N) 0,768 2,781 0,092 1,445

ln (Barril) -0,051 -0,536 -0,282 0,181

0,616

En conversaciones con los economistas de ENAP y el Economista que asesoró a Gamma, se consideró que otras variables no eran significativas ni necesarias, y que los parámetros de evaluación calculados (R2 y la prueba t de student) entregan resultados razonables considerando que el ajuste de las curvas fue lo suficientemente acertado. Según los parámetros indicados en los cuadros anteriores los modelos para calcular el Consumo Industrial y Consumo Residencial son los siguientes:

(1) Modelo Consumo Industrial:

0.8311.147 PIBxeI

(2) Modelo Consumo Residencial:

0.0510.7680.977 $WTIxPIBxeR



114

ANEXO N° 5 RESUMEN ENCUESTAS GLP



115

RESUMEN ENCUESTAS GLP

Cuadro N° A.5.1.

Consumo Histórico de GLP por Sectores VII Región – Año 2003 al 2009

Región

Sector

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Industrial 6,9 6,4 7,9 8,2 9,0 9,5 8,6

Res+Comercial 56,6 48,5 54,8 54,2 57,3 54,1 57,5

Transporte 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

Totales 63,4 55,0 62,9 62,5 66,3 63,7 66,2

VII

Cantidades en Mill m3GNeq./año

Cuadro N° A.5.2. Consumo Histórico de GLP por Sectores

VIII Región – Año 2003 al 2009

Región

Sector

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Industrial 10,1 9,0 16,6 15,1 17,2 16,1 18,5

Res+Comercial 103,1 95,2 96,7 95,8 99,6 93,6 97,9

Transporte 0,0 0,0 0,2 0,2 0,3 0,4 0,3

Totales 113,3 104,2 113,5 111,1 117,1 110,1 116,8

VIII


Cuadro N° A.5.3. Consumo Histórico de GLP por Sectores

IX Región – Año 2003 al 2009

Región

Sector

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Industrial 7,7 6,3 2,6 3,9 5,5 6,2 4,7

Res+Comercial 43,4 40,1 42,6 42,3 43,1 39,9 42,8

Transporte 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0

Totales 51,2 46,4 45,3 46,3 48,7 46,2 47,6

IX




116

Cuadro N° A.5.4.

Consumo Histórico de GLP por Sectores Ex X Región – Año 2005 al 2009

Región

Sector

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Industrial 11,4 14,6 17,8 19,1 14,8

Res+Comercial 56,9 59,6 62,6 58,1 59,9

Transporte 0,3 0,1 0,3 0,4 0,6

Totales 68,6 74,3 80,7 77,6 75,3

Ex X


Cuadro N° A.5.5. Consumo Histórico de GLP por Sectores Todas las Regiones – Año 2005 al 2009

Región

Sector

2005 2006 2007 2008 2009

Industrial 38,7 41,8 49,4 50,9 46,7

Res+Comercial 250,9 251,9 262,5 245,8 258,1

Transporte 0,7 0,4 0,8 1,0 1,0

Totales 290,3 294,2 312,7 297,7 305,9

Todas las Regiones en Estudio




117

ANEXO N° 6 RESUMEN DE CONSULTAS A INDUSTRIALES



118

RESUMEN DE CONSULTAS A INDUSTRIALES

A continuación se presenta el resumen de consultas a industriales. Las preguntas enunciadas en este anexo corresponden a la numeración indicada en el formulario que se adjunta en el Anexo Nº 9. A.6.1. PREGUNTA B.1: ¿Ha utilizado Gas Natural?

En los cuadros a continuación se presenta el conteo total de respuestas afirmativas y negativas, separadas por región.

Cuadro Nº A.6.1 Resumen de respuestas de industriales en Pregunta B.1 del Formulario

VII VIII IX X Total %

Si 0 13 0 0 13 35%No 8 0 7 9 24 65%

Total 8 13 7 9 37 100%

A.6.2. PREGUNTA B.3 Y B.4: ¿ En el caso de existir un abastecimiento de GNV seguro y a precios competitivos ¿Estaría interesado en evaluar su utilización??

Cuadro Nº A.6.2

Resumen de respuestas de industriales en Pregunta B.3 y B4 del Formulario

VII VIII IX X Total %Si 8 13 5 5 31 84%

No 0 0 2 3 5 14%No Responde 0 0 0 1 1 3%

Total 8 13 7 9 37 100%



119

A.6.3. PREGUNTA 9: Principales Equipos y/o Procesos que consumen Combustibles

Cuadro Nº A.6.3

Principales Equipos y/o Procesos en la VII Región

1 Calderas de Vapor2 Calderas de Agua Caliente3 Termos Agua Sanitaria4 Horno para Molino Cementero

Cuadro Nº A.6.4 Principales Equipos y/o Procesos en la VIII Región

1 Calderas de Vapor2 Caldera Recuperadora3 Hornos de Cal4 Hornos de Trat Térmico5 Horno para Molino Cementero

Cuadro Nº A.6.5

Principales Equipos y/o Procesos en la IX Región

1 Calderas de Vapor

2 Calderas de Agua Sanitaria

3 Secadores

Cuadro Nº A.6.6 Principales Equipos y/o Procesos en la X Región

1 Caldera de Vapor2 Caldera Recuperadora



120

ANEXO N° 7 ESTIMACIÓN DE LONGITUDES MÁXIMAS ECONÓMICAS DE GASODUCTOS

EN FUNCIÓN DE LA DEMANDA



121

ESTIMACIÓN DE LONGITUDES MÁXIMAS ECONÓMICAS DE GASODUCTOS

EN FUNCIÓN DE LA DEMANDA

A.7.1. ESTIMACIÓN TEÓRICA DE LAS LONGITUDES MÁXIMAS ECONÓMICAS DE GASODUCTOS

1. Diámetro de Gasoducto.

Se considera que aproximadamente un gasoducto se diseña para una velocidad máxima del gas natural en el gasoducto la que varía de 3,3 a 8,9 m/seg. (Ver punto A.7.2.), con un promedio de 6 m/seg.

Conociendo la velocidad máxima y la capacidad máxima en m3/hora a la presión del

gasoducto, el diámetro de la tubería se puede calcular como :

d = (4 / v )1/2 x 39,37 pulg Ec.1.

Donde: d= diámetro en pulgadas v= velocidad máxima en m/hora del gas en el gasoducto

= flujo máximo en m3 /hora a la presión del gasoducto

2. Inversión en Gasoductos.

Se considera un costo de 22 US$/m-pulg, costo que corresponde a la experiencia de trazados de gasoductos de acero de 8 a 24 pulg de hasta 100 bar de presión máxima.

I = x d x 22 (US$) Ec.2 En que : I = Inversión en el gasoducto en US$ = largo del gasoducto en metros d = diámetro del gasoducto en pulgadas 22 = Costo en US$/metro-pulgada de diámetro



122

3. Pagos Anuales al Gasoducto.

Se considera un margen de m US$/MBtu para el gasoducto y una operación promedio al % de su capacidad

P = x m3/hr x F x x 8760 hr/año x 36.880 Btu/m3 x m US$/MBtu / 1.000.000 Mill/unidad

Ec.3 Donde: P = pagos anuales al gasoducto en US$/año

= flujo máximo en m3/hr a la presión del gasoducto

= porcentaje de utilización esperada de la capacidad máxima del gasoducto

F = factor de compresión del gasoducto = aumento de volumen para llegar a volumen estándar (15°C y 1 bar de presión)

36880 = conversión de m3 de gas natural ( de 9300 kcal/kg) a Mill de Btu m = margen o pago unitario al gasoducto en US$/MBtu transportado 4. Condición para un Plazo de Pago de n Años.

Plazo de pago = PP = I (US$)/=P US$/año n años Ec.4

PP = Plazo de Pago del gasoducto en años I = Inversión en el gasoducto (US$) P = pagos al gasoducto (US$/año) n = plazo de recuperación de la inversión

d x 22/ x F x n x 8,76 x 36,88 x m n Ec.5

Reemplazando Ecuación 1 :

(4 / v )1/2 x39,37 x 22/ x F x x 8,76 x 36,880 x m n Ec. 6

/ 2/1 n x F x x 8,76 x 36,88 x m/ (22 x39,37 x (4 /v )1/2) Ec. 7

Considerando que: C = flujo máximo en m3 st/hora = F

/C1/2 n F1/2 x 8,76 x 36,88 x m/ (22 x 39,37 x (4 /v)1/2) Ec.8



123

Como una ilustración se calcula la fórmula para un caso típico con : v = 21.600 m3/hora (= 6 m/seg) F = 50 (para presión del gasoducto de 50 bar)

= 0,5

m = 0,5 US$/MBtu Se tiene para n = 10 años de plazo de pago

L (km) 0,859 C1/2 Ec. 9 Se tiene para n = 20 años

L(km) 1,718 C1/2 Ec. 10 Donde: L = longitud máxima económica del gasoducto en kilómetros C = flujo máximo en m3 estándar de gas natural por hora

A.7.2. ANTECEDENTES DE LA OPERACIÓN DE GASODUCTOS

En el cuadro siguiente se indican las principales características de los gasoductos nacionales, incluyéndose aquellos que tienen su origen en Argentina. Las últimas seis columnas corresponden a cálculos de la velocidad real del gas natural si éste estuviera comprimido a 50 bar. Este valor varía de 3,3 a 8,9 m/seg con un valor medio de 6 m/seg.



124

Cuadro N° A.7.1. Antecedentes de Gasoductos en Chile

GASODUCTOS ZONA NORTE (1)

GASODUCTO PROPIETARIO (2)

CAPACIDAD (3)

(Millones

m3/día)

TRAMOS

(Origen/Destino)

DIÁMETRO

MÁX. (pulg)

LONGITUD (4)

(km)

M3Std/S

EG

Diametro

(m)RADIO Área m2

VELOCIDAD m

std./ Segundo

Velocidad real

a 50 bar (

M/seg)

Gasatacama

(Internacional)

Gasoducto Atacama

Chile Ltda.4,5

Cornejo (Salta, Argentina)/

Mejillones20,0 950,00 52,08 0,51 0,25 0,20 256,97 5,1

Norandino (Internacional)Gasoducto Nor Andino

S.A.4,5

Pichanal (Salta, Argentina) /

Tocopilla, Mejillones, laterales20,0 1.070 52,08 0,51 0,25 0,20 256,97 5,1

Taltal (Nacional) Gasoducto Taltal Ltda. 2,5 Mejillones / Paposo (Taltal) 12,0 229 28,36 0,30 0,15 0,07 388,62 7,8

(1) Información de gasoductos actualizada a 2005.(2) En caso de gasoductos internacionales se muestra el propietario del tramo chileno.(3) Corresponde al tramo de mayor capacidad.(4) Se refiere a longitud total, incluyendo laterales y tramo en el extranjero.

Fuente: Empresas.Elaboración: CNE (Mayo, 2005). GASODUCTOS ZONA CENTRO SUR

(1)


CAPACIDAD (3)

(Millones

m3/día)

TRAMOS

(Origen/Destino)

DIÁMETRO

MÁX. (pulg)

LONGITUD (4) (km)

M3Std/S

EG

Diametro(

M)RADIO Área m2

VELOCIDAD

M/SEGUNDO

Velocidad real

a 50 bar

( M/seg)

GasAndes (Internacional) GasAndes S.A. 10,7

La Mora (Mendoza, Argentina) /

Puente Alto, San Bernardo,

Codegua

24,0 540 123,84 0,61 0,30 0,29 424,31 8,5

Electrogas (Nacional) Electrogas S.A. 6,1San Bernardo / Quillota, Est.

Colmo30,0 138 70,60 0,76 0,38 0,46 154,82 3,1

Gas Pacífico (Internacional) Gas Pacífico S.A. 4,3

Loma La Lata (Cullen, Argentina) /

Concepción, Talcahuano, Coronel,

Nacimiento

24,0 568 49,77 0,61 0,30 0,29 170,52 3,4

Red Innergy (Nacional) Innergy Transporte S.A. 2,6

Red ductos Concepción,

Talcahuano, Penco, Lirquén,

Coronel, otros laterales

16,0 77 30,09 0,41 0,20 0,13 231,98 4,6



125

GASODUCTOS ZONA AUSTRAL (1)


CAPACIDAD (3)

(Millones

m3/día)

TRAMOS

(Origen/Destino)

DIÁMETRO

MÁX. (pulg)

LONGITUD (4) (km)

M3

Std/SEG

Diametro(

M)RADIO Área m2

VELOCIDAD

M/SEGUNDO

Velocidad real

a 50 bar (

M/seg)

Bandurria (Internacional) ENAP 2,4

San Sebastián (Tierra del Fuego,

Argentina) /Planta Cullen (Tierra

del Fuego)

14,0 83,00 27,78 0,36 0,18 0,10 279,69 5,6

Dungeness - Monte Dinero

(Internacional)ENAP 1,2

Dungeness (frontera, Argentina) /

Planta Posesión8,0 10,8 13,89 0,20 0,10 0,03 428,28 8,6

Condor-Posesión

(Internacional)ENAP 2,3

El Condor (Argentina)/ Planta

Posesión12,0 9,0 26,62 0,30 0,15 0,07 364,83 7,3

Posesión - Cabo Negro

(Nacional)ENAP 6,3

Planta Posesión / Planta Cabo

Negro18,0 177,0 72,92 0,46 0,23 0,16 444,14 8,9

Posesión - Cabo Negro 2

(Nacional)ENAP 2,9

Planta Posesión / Planta Cabo

Negro20,0 177,0 33,56 0,51 0,25 0,20 165,60 3,3

Red ENAP (Nacional) ENAP 4,0Red ductos Tierra del Fuego,

Estrecho Magallanes y Continente12,0 105,6 46,30 0,30 0,15 0,07 634,49

(1) Información de gasoductos actualizada a 2005.

Elaboración: CNE (Mayo, 2005).



126

En el Cuadro N° A.7.2. se calcula la relación entre la capacidad de cada gasoducto en m3 std/hora y la longitud de cada uno.

Cuadro N° A.7.2.

Características de Gasoductos Nacionales (Incluye sectores en Argentina)

Longitud

Mm3std/día m3std/hora km

Gas Atacama 4,5 187.500 950

Norandino 4,5 187.500 1.070

Taltal 2,5 102.083 229

Gas Andes 10,7 445.833 540

Electrogas 6,1 254.167 138

Gas Pacífico 4,3 179.167 568

Red Innergy 2,6 108.333 77

Bandurria 2,4 100.000 83

Dungeness 1,2 50.000 11

Condor 2,3 95.833 9

Posesión Cabo 1 6,3 262.500 177

Posesión Cabo 2 2,9 120.833 177Red ENAP 4,0 166.667 106

Capacidad de FlujoGasoductos

En la figura siguiente se muestra en forma de puntos en un gráfico los datos del Cuadro A.7.2. y las dos curvas indicadas como ecuación 9 y ecuación 10. Estas ecuaciones podrían limitar la longitud económica de los gasoductos a base de su capacidad de transporte. La curva superior, correspondiente a un plazo de pago de 20 años es cercana al punto definido por el Gasoducto del Pacífico que atiende la VIII Región. La curva inferior correspondiente a un plazo de pago de 10 años prácticamente coincide con el punto definido por el Gasoducto Gas Andes que atiende la zona central de Chile. Este límite (PP = 10 años), Ec. 9 , se utilizará para verificar la factibilidad de conexión de las grandes industrias alejadas del Gasoducto central. La parte inferior de estas curvas muestra el área de diseño económico que es donde se ubican los puntos restantes. No se consideraron los dos puntos superiores correspondientes a los dos gasoductos trasandinos de la zona norte.



127

Figura N° A.7.1. : Longitudes Máximas de Gasoductos

Longitud Máxima Gasoductos

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000

Capacidad de Flujo, m3 std/h

Lon

gitu

d, k

m Gas. Andes

Gas. Pacífico

PP = 20 años

PP = 10 años



128

ANEXO N° 8

UBICACIÓN Y CONEXIÓN A INDUSTRIAS



129

UBICACIÓN Y CONEXIÓN A INDUSTRIAS

A.8.1. UBICACIÓN DE INDUSTRIAS.

En las figuras siguientes se observa la ubicación de las industrias encuestadas, seleccionadas entre las más importantes de la Zona en estudio. En la zona sur la mayoría de las industrias medianas y pequeñas se encuentran cercanas al eje central del país determinado por la carretera Panamericana Sur, (Ruta 5 Sur), la que a su vez va recorriendo las principales ciudades. Por otra parte las grandes industrias de papel y celulosa pueden estar distantes de este eje central, pues ellas deben ubicarse cercanas a las plantaciones forestales, las que no siempre están en el centro del país. La excepción es el centro industrial de Concepción – Talcahuano formado por muy grandes empresas que en general requieren un puerto cercano pero que ya cuentan con redes de gas natural. Por este motivo se considerará que el gasoducto central seguirá de cerca a la Ruta 5 Sur con ramales a las industrias y/o localidades cercanas.

A.8.2. FACTIBILIDAD DE CONECTAR INDUSTRIAS ALEJADAS DE LA RUTA PANAMERICANA 5 SUR. Debido a que se considera un precio menor al PC-6, lo que permite dejar un margen para los costos de conversión de la industria, la única dificultad para el reemplazo del PC-6 y de los otros combustibles gaseosos o líquidos sería que la inversión requerida en gasoductos para llegar a ellas no se compensara suficientemente con el mayor ingreso marginal proveniente del mayor volumen de ventas correspondientes.

La condición de factibilidad de conexión se estimó en el Anexo N° 7, de la relación entre los consumos potenciales de gas natural de las grandes industrias a ser conectadas y la distancia al gasoducto principal, es decir de los ramales que las alimentan, considerando un pago de 0,5 US$/MBtu al gasoducto y un plazo de pago de 10 años y una utilización promedio del 50%.

Longitud máxima económica (km) 0,859 C1/2 Ec. 8.1.

(Para un plazo de pago de 10 años) C = flujo horario máximo en m3 std/hora



130

La relación anterior se verificó con las capacidades y longitudes de diseño de los gasoductos nacionales instalados. De la observación de las figuras siguientes se desprende que sería necesario efectuar ramales del gasoducto principal a las industrias que se indican en el cuadro siguiente. Se exceptúan las de la VIII Región donde las industrias más importantes cuentan con ramales dedicados a gasoductos cercanos existentes, varios de ellos terminados posteriormente al año 2004. Del cuadro se puede observar que todas las grandes industrias encuestadas son factibles de conectar al gasoducto utilizando un criterio económico de pago menor a 10 años.



131

Cuadro N° A.8.1.

Factibilidad de Conectar Industrias Alejadas de la Ruta Panamericana Sur

PRINCIPALES CONSUMOS 2009 Consumo Equ. Consumo Equ. Consumo Equ. Distancia Longitud Factibilidad

INDUSTRIAS Gas Licuado Diesel Pet. Comb. Gas Natural Gas Natural Gas Natural Económica de Conexión

Región m3 m3 Ton m3 GN m3GN/día m3 GN/hora km km (PP=10 años)

Surfrut VII 3.584 4.038.217 11.064 461 7 90 SI

Luchetti Tres Montes (1) VII 2.000.000 5.479 228 13 64 SI

Cartulinas CMPC VII 1.564 5.811 7.543.614 20.667 861 8 123 SI

Arauco Licancén VII 9.258 10.431.310 28.579 1.191 61 145 SI

Arauco Constitución VII 9.353 10.538.350 28.872 1.203 70 146 SI

Cartulinas CMPC (Valdivia) ex X 603 13 1.878 2.512.873 6.885 287 26 71 SI

Colún ex X 376 7.702 9.048.207 24.790 1.033 7 135 SI

(1) Consumo estimado

Equivalencias

1m3 Gas licuado 636,9 m3 equ. GN

1 m3 Diesel 984,3 m3 equ. GN

1 Ton Pet. Comb. PC-6 1.126,7 m3 equ. GN



132



133



134



135



136



137

ANEXO N° 9 ENCUESTAS ENVIADAS

A.9.1. FORMULARIO DE ENCUESTA CONSUMIDORES COMBUSTIBLES INDUSTRIAL. A.9.2. FORMULARIO DE ENCUESTA DISTRIBUIDORAS DE GAS NATURAL. A.9.2. FORMULARIO DE ENCUESTA DISTRIBUIDORAS DE GAS LICUADO. A.9.3. FORMULARIO DE ENCUESTA A METROGAS



138

ENCUESTAS ENVIADAS

A.9.1. FORMULARIO DE ENCUESTA CONSUMIDORES COMBUSTIBLES INDUSTRIAL.

A. IDENTIFICACIÓN DE LA EMPRESA

Nombre de la Empresa

Planta Fecha respuesta

Ejecutivo que entrega Información

Cargo

Calle y Número Comuna Región

Teléfono E-mail

Instrucciones generales para el despacho de la encuesta

1. ¿Utiliza o ha utilizado gas natural su empresa/planta? Si No

2. ¿Ha sufrido su empresa/planta restricciones al consumo de gas natural? Si No

a utilizar gas natural bajo condiciones similares a las que tuvo previamente? Si No

posibilidad de abastecimiento de gas natural a su empresa en condiciones competitivas

¿estaría intresado en considerar y evaluar su utilización? Si No

3. En el caso de abastecimiento seguro de Gas natural ¿Está interesado en volver

4. Si no ha tenido acceso al gas natural y en el caso que en el futuro exista la

posibilidad de abastecimiento de gas natural a su

Encuesta Empresas Consumidoras de Combustible tipo Industrial

- En caso que una empresa posea varias plantas industriales separadas, contestar una encuesta por cada planta.

- Favor despachar por correo electrónico a [email protected] con copia a [email protected]

- Cualquier duda contactar a Carolina Barros, Francisco Negroni ó Alvaro Ligarius en el teléfono 02 2232424

B. CONSULTAS SOBRE CONSUMOS DE COMBUSTIBLE

Si la respuesta a la pregunta anterior es SI por favor contestar las preguntas siguientes. En caso contrario saltarse a la

pregunta Nº 4

Pág. 1 de 3



139

Empresa Planta

5. Cantidad total real de combustibles utilizados durante el año 2004 y 2009

1.1 Gas Natural

1.2 Gas Licuado *

1.3 Kerosene

1.4 Diesel

1.5 Petróleo N° 5

1.6 Petróleo N° 6

1.7 Carbón

Otro: Indicar cual

* Incluye Propano y Butano Comercial y Gas Licuado corriente.

6. Utilizó gas Natural el año 2004 - 2005 Si No

7. Si la respuesta a a consulta anterior es sí, indicar si sufrió corte del gas Natural entre

los años 2004 y 2009 Si No

8. Proyectos de Ampliación.

¿Existen proyectos de ampliación que pudieran aumentar su consumo de combustibles Si No

%

%

CANTIDAD

2009

Ton/año

Continúa en Página 3

COMBUSTIBLE

m3/año


m3/año

m3/año

UNIDAD

2004

m3/año

Ton/año

a 10 años

a 5 años

en los próximos 5 años y 10 años?

Ton/año

En caso que existan proyectos de ampliación, por favor, estime el porcentaje global de

aumento del consumo de combustible :

Porcentaje esperado de aumento del consumo de combustible a 5 y a 10 años

Pág. 2 de 3



140

Empresa Planta

9. Principales equipos y combustibles utilizados y sus consumos.

Se pide indicar cada uno de los principales equipos o grupos de equipos similares que cubran aproximadamente un 70% o mas del consumo total.

(2) Combustible base: es el combustible utilizado durante el año 2009. Puede ser gas natural, gas licuado, kerosene, diesel, PC-5, PC-6, leña, carbón u otro a indicar).

(1) Caldera, horno, calcinador, o grupo de equipos similares como camiones,cargadores, equipos de movimiento de tierra, etc. En caso de especificar un grupo de equipos

similares, favor indicar su cantidad


(4) Unidades en que se expresa el consumo, ya sea m3/año o ton/año según corresponda.

(5) Si no existe sistema de abatimiento de emisiones, indicar NO. Si existe indicar el tipo de sistema: filtro de manga, ciclón, lavador de gases, u otro.

(3) Consumo anual estimado del combustible durante el año 2009.

Cant. Equipos

Similares

Consumo anual estimado del

combustible en cada equipo (año

2009) (3)

Descripción del Equipo o equipos

similares

Nombre del Combustible

utilizado en cada equipo

(Año 2009) (2)

Existencia de Sistema de

Abatimiento de

contaminantes de los

gases de Combustión (5)

Descripción resumida y número de los principales

equipos que consumen combustible (1)

Unidad (4)Cantidad

Pág. 3 de 3



141

A.9.2. FORMULARIO DE ENCUESTA DISTRIBUIDORAS DE GAS.

A. IDENTIFICACION DEL DISTRIBUIDOR

Nombre del Distribuidor


Cargo

Teléfono E-mail

B. CONSULTAS SOBRE VENTAS

1. Ventas de gas natural por sector

2.

%

3.

Generación Eléctrica

Totales

Residencial

Transporte

Industrial

Comercial

Nota: En caso de venta de Gas de Ciudad, o sustitutos del gas de ciudad o del gas natural, favor agregar sus

volúmenes convertidos en m3 equivalentes de Gas Natural de 9.300 kcal/m3N.

¿Qué porcentaje (%) estimado del volumen de las ventas Comerciales podrían ser consumidores

mayores tipo hoteles, hospitales o similares?

Número de Clientes de Gas Natural por Sector

SectorNúmero de Clientes

2007 2008 2009

Generación Eléctrica

Totales

Residencial

Transporte

2007 2008 2009

Comercial

Encuesta a Distribuidores de Gas Natural(Estudio del Mercado del GN de las Regiones VII a la X)

Octubre 2010

Industrial

SectorCantidades en m

3/año



142

4.

5.

6.

Industrial % %

Comercial % %

Residencial % %

_

_

_

Aumentos de venta estimados si se completara la distribución de gas natural a las comunas

indicadas en el punto 5 y existiera disponibilidad completa de gas natural:

SectoresAumento de ventas por sector respecto al año

2005

al año 2009 al año 2015

Nota: el volumen de Ventas Residenciales debe incluir las ventas por medidor más las centrales

térmicas de edificios.

Nuevas comunas o zonas en que estima sería factible distribuir gas natural en el futuro, suponiendo

que se dispone de cantidad suficiente de Gas Natural.

Talcahuano 2000

Los Ángeles 2005

San Pedro de la Paz 2002

Concepción 2000

Hualpén 2000

Ampliación Mercado Residencial: Principales comunas donde tiene redes de distribución con mayor

cobertura del mercado objetivo: indicar las cifras solicitadas.

ComunasN° Clientes

Residenciales

(Clientes medidor)

Volumen de

Ventas

residenciales

m3/año

Año que llegó el Gas

Natural a cada Comuna

Chiguayante 2001



143

7.

Industrial

Comercial

Residencial

C. CONSULTAS SOBRE GASODUCTOS DE GAS NATURAL

Señalar también los diámetros y/ capacidades de los gasoductos y ramales principales actuales y en

proyecto.

Favor despachar por correo electrónico a [email protected] con copia a [email protected]

Cualquier duda contactar a Francisco Negroni ó Carolina Barros en el teléfono 02-223 2424

Generación Eléctrica 0% 0% 0%

Favor acompañar esquema de trazados de gasoductos interurbanos, es decir de Gasoducto del Pacífico y

gasoductos ramales principales actuales y en proyecto, que sean de propiedad y/o administrados por el

distribuidor.

Favor indicar en el plano: las principales ciudades, las áreas industriales importantes y los clientes de

generación eléctrica actuales y proyectados.

0% 0% 0%

Transporte 0% 0% 0%

0% 0% 0%

0% 0% 0%

Porcentaje histórico aproximado de faltante de GN en relación al total requerido en cada sector,

debido a la crisis de gas natural proveniente de Argentina:

Sector 2004 2005 2006



144

A. IDENTIFICACION DEL DISTRIBUIDOR

Nombre del Distribuidor


Cargo

Teléfono E-mail

B. CONSULTAS SOBRE VENTAS

B.1. Ventas de gas licuado por sector y para cada una de las regiones que se indican

B.1.1. Región del Maule

Industrial

Comercial

Residencial

Transporte

Totales

B.1.2.2. Región del Bío Bío

Industrial

Comercial

Residencial

Transporte

Totales

B.1.3. Región de la Araucanía

Industrial

Comercial

Residencial

Transporte

Totales

0

200920082005 2006 2007

0

SectorCantidades en m3/año

0 0

0

Encuesta a Distribuidores de Gas Licuado

20092007 2008

Región VII

Región VIII

2005Sector

Cantidades en m3/año

0

2006

SectorCantidades en m3/año

2005 2006 2007 2008 2009

0 0 0 0 0

Región IX

0 0 0 0

(Estudio del Mercado de GN de las Regiones VII a la X)

Octubre 2010



145

B.1.4. Regiones de Los Ríos y Los Lagos

Industrial

Comercial

Residencial

Transporte

Totales

B.2.

%

B.3.

B.4

Nota: el volumen en m3 se refiere a Gas Licuado en estado líquido. Alternativamente indicar la unidad

correspondiente.

¿Cuál es el nivel de ventas estimadas en clientes residenciales tipo medidor: cantidad de clientes y

ventas al año 2009.

Regiones

VII Región del Maule

VIII Región del Biobio

IX Región de la Araucanía

X y XIV Regiones de Los Ríos y

Los Lagos

Cantidad de

Clientes Medidor

Consumo Cliente

Medidor (m3/año)

Sector2009

Cualquier duda contactar a Carolina Barros, Francisco Negroni ó Alvaro Ligarius en el teléfono 02-223 2424

2005 2006

Favor despachar por correo electrónico a [email protected]

¿Qué porcentaje (%) estimado de las ventas Comerciales indicadas, podrían ser consumidores mayores tipo

hoteles, hospitales o similares?

Región X y XIV

2007 2008

Cantidades en m3/año

00 0 0 0

Venta por red de cañerías (cliente medidor)

Venta directa a estanques domiciliarios

Cilindros de 45 kg o similares

Residencial %

físicas? Total zona comprendida entre las regiones del Maule y Los Lagos

Ventas Residenciales por tipo

Cilindros pequeños de 5, 11 y 15 kg

¿Cuál es la distribución actual de ventas estimadas en el segmento residencial: cantidad de clientes y



146

A.9.3. FORMULARIO DE ENCUESTA A METROGAS.

Antecedentes Solicitados para el Estudio del Mercado de Gas Natural entre las Regiones del Maule y Los Lagos

METROGAS S.A.

Encuesta sobre Número de Clientes Residenciales y sus Consumos por Comuna

Se solicita la siguiente información para el año 2009 :

Comuna

Gas Natural Gas de Ciudad

N° de Clientes Residenciales

Consumo Residencial

Miles m3/año

N° de Clientes Residenciales

Consumo Residencial

Miles m3/año

Barnechea

Vitacura

Las Condes

La Reina

Ñuñoa

Macul

La Florida

San Miguel

Santiago

Estación Central

Recoleta

Independencia

Otras Comunas (Agregar)

Notas: (1)El número de clientes residenciales considera el número de medidores. (2)El consumo residencial debe incluir los consumos de las centrales térmicas de edificios. Ante cualquier duda por favor contactar a los profesionales de Gamma Ingenieros S.A., señores Francisco Negroni E. ó Carolina Barros C., al fono 223 2424 ó a los siguientes correos electrónicos : [email protected] ó [email protected].

mailto:[email protected]



147

ANEXO N° 10 INFORMACIÓN SOBRE CONEXIÓN DE GAS NATURAL

DESDE QUINTERO A LA VIII REGIÓN



148

INFORMACIÓN SOBRE CONEXIÓN DE GAS NATURAL

DESDE QUINTERO A LA VIII REGIÓN

Se acompañan las siguientes publicaciones y declaraciones públicas del Ministerio de Energía y de ENAP:

Ministerio de Energía 18.11.2010

El Mercurio 18.11.2010

Estrategia 18.11.2010

ENAP 24.10.2010

Declaración de Impacto Ambiental Planta de Regasificación en la VIII Región Aspectos Técnicos. (ENAP).

24.112009



149



150



151



152



153

Extracto Técnico de la Declaración de Impacto Ambiental Proyecto “Planta Satélite de Regasificación”

(9 de 63 páginas)



154



155



156



157



158



159



160



161



162



163

ANEXO N° 11 ESTIMACIÓN DE LA PROYECCIÓN DEL PIB NACIONAL



164

ESTIMACIÓN DE LA PROYECCIÓN DEL PIB NACIONAL

A.11.1. OBJETIVO.

El modelo de demanda de combustibles considera, entre otros factores, a la variable ingreso como variable independiente. Este anexo tiene como objetivo general estimar dos escenarios para el aumento futuro del PIB hasta los años 2015, 2020 y 2025.

A.11.2. FUENTES DE INFORMACIÓN. Se consideraron los datos históricos de PIB Nacional en el período 1996 a 2009, los cuales están publicados por el Banco Central en su página web, específicamente la serie “PIB a precios constantes”, la que considera como base el valor del dinero del año 2003. Para el PIB del 2010 se cuenta con la publicación del Banco Central de Chile que hasta ahora ha indicado un PIB entre Enero y Septiembre de 49,94 Billones de pesos chilenos (base 2003), lo que significa un 5,07 % de crecimiento respecto del mismo período del año 2009. Aplicando este crecimiento se tiene el dato provisorio de un PIB del 2010 de 67.206.439 Millones de pesos base 2003 (= 63.96.490*1.0507). Para el PIB futuro se cuenta con información publicada por el Fondo Monetario Internacional (FMI) en su estudio económico “Perspectivas de la Economía Mundial” publicado en octubre del año 2010. En el documento se proyecta un crecimiento anual promedio de 4,5% hasta el 2015. Para las proyecciones 2020 y 2025 se asume el mismo crecimiento anual promedio anterior. También se considera como una segunda alternativa el crecimiento anual estimado por el Banco Central de Chile que proyecta un crecimiento promedio de 6,0%.

A.11.3. METODOLOGÍA DE PROYECCIÓN. A.11.3.1. Extrapolación del Crecimiento Histórico del PIB. Para proyectar el PIB futuro se utilizará el siguiente modelo matemático:

1) PIBn = PIBo * e a*n



165

Donde, PIB: Producto Interno Bruto Nacional n: período n, por ejemplo el n=5 le corresponde al año 2015 a: crecimiento anual en 1/1

A.11.4. PROYECCIÓN FUTURA DEL PIB. En la figura siguiente se muestra el resultado de aplicar la Ecuación 1) para los años de interés en este estudio y los dos escenarios indicados, Escenario Alto y Escenario Bajo. También se han indicado los datos de PIB históricos que ha informado el Banco Central en los últimos 15 años. Los crecimientos anuales del 4,5% y del 6,0%, multiplicados por las respectivas elasticidades de las demandas de los sectores residencial e industrial con el PIB, se utilizaron para la proyección de la demanda del Gas Natural en estos sectores.

0

15

30

45

60

75

90

105

120

135

150

165

180

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 año

PIB

Bill

on

es

$ 2

00

3

Datos Históricos BC

Proyección Escenario Bajo

Proyección Escenario Alto

Figura A.11.1: Gráfico Evolución del PIB y Proyección a Futuro.



166

ANEXO N° 12 ESTADÍSTICAS USADAS PARA LA ESTIMACIÓN DEL MERCADO RESIDENCIAL

Y COMERCIAL

1) Información Relevante para mercado residencial en ciudades más

pobladas de la zona en estudio.



167

A 12.1 Información relevante recopilada para el mercado residencial en las ciudades más importantes de las regiones en estudio.

GLP % Leña % Otros %

Talca Talca 189.505 56.792 3,34 94 1 4 504.444 26,5 7.160

Curicó Curicó 93.447 27.417 3,41 95 1 4 651.191 13,4 6.949

Linares Linares 65.133 19.063 3,42 92 2 5 399.147 9,5 6.845

Constitución Talca 33.914 9.659 3,51 87 7 6 353.878 3,7 9.051

Cauquenes Cauquenes 30.771 9.602 3,20 90 3 7 285.132 5,3 5.775

Molina Curicó 27.203 7.506 3,62 94 2 4 400.749 3,8 7.119

Parral Linares 26.397 7.905 3,34 92 2 6 421.261 4,5 5.882

466.370 137.944 3,41 92 3 5 430.829

602.976

908.097

Concepción Concepción 212.003 60.181 3,52 81 2 (Gas Nat.) 17 613.383 37,4 7.843

Talcahuano Concepción 161.692 41.709 3,88 89 2 (Gas Nat.) 9 567.292 42,8 5.819

Chillán Ñuble 146.701 42.210 3,48 91 3 6 460.126 24,3 6.034

Los Angeles Biobío 117.972 31.830 3,71 91 4 5 502.153 15,2 7.739

Coronel Concepción 91.469 25.276 3,62 89 6 5 419.800 12,3 7.455

Hualpén Concepción 85.928 22.591 3,80 81 2 (Gas Nat.) 17 491.857

Chiguayante Concepción 81.238 22.228 3,65 94 2 4 631.165 10,5 7.704

San Pedro de la Paz Concepción 80.159 21.627 3,71 92 4 (Gas Nat.) 4 728.168 12,5 6.408

Lota Concepción 48.975 12.968 3,78 80 11 9 321.261 5,6 8.674

Penco Concepción 45.361 11.997 3,78 89 8 3 366.744 6,6 6.912

Tomé Concepción 41.198 11.396 3,62 83 13 4 297.068 5,8 7.050

Curanilahue Arauco 30.126 7.619 3,95 53 36 11 296.800 4,0 7.475

San Carlos Ñuble 29.359 8.450 3,47 90 4 6 464.031 4,7 6.186

Mulchén Biobío 21.819 5.666 3,85 73 21 6 278.385 3,2 6.927

Chillán Viejo Ñuble 18.827 6.014 3,13 89 6 5 457.318 4,2 4.448

1.212.827 331.762 3,66 84 8 7 459.703

1.528.342

1.861.562

Superficie

km 2

Densidad

hab/ha

VII

Reg

ión

Total

Ciudad

Habitantes

en zona

Urbana

Provincia

Ingreso Autónomo

Promedio por Hogar

$/mes

Viviendas en

zona Urbana

Combustible para cocinar

% de Viviendas Urbanas Habitantes

por vivienda

Población Total Región

Población Urbana Región (66,4%)

Total



VIII

Reg

ión



168

Información relevante recopilada para el mercado residencial en las ciudades más importantes de las regiones en estudio. (Cont.)

GLP % Leña % Otros %

Temuco Cautín 227.086 61.738 3,68 83 12 5 626.387 32,2 7.061

Angol Malleco 43.801 12.144 3,61 77 16 6 417.319 7,3 5.997

Padre Las Casas Cautín 33.697 9.344 3,61 81 16 3 417.908 3,2 10.504

Villarica Cautín 27.408 8.442 3,25 46 50 4 387.515 4,2 6.600

Victoria Malleco 23.977 7.444 3,22 40 56 4 384.713 4,7 5.123

Lautaro Cautín 18.808 5.290 3,56 49 47 4 329.030 3,4 5.522

Nueva Imperaial Cautín 14.980 3.908 3,83 58 36 6 314.029

389.757 108.310 3,54 62 37 5 410.986

587.806

869.535

Valdivia Valdivia 127.750 35.217 3,63 61 34 5 557.078 19,9 6.429

La Unión Valdivia 25.615 7.140 3,59 30 66 4 390.106 4,5 5.686

Río Bueno Valdivia 15.054 4.996 3,01 28 68 4 337.291 3,4 4.455

168.419 47.353 3,41 40 56 4 428.158

243.339

356.396

Pto. Montt Llanquihue 153.118 40.955 3,74 54 40 6 646.549 19,7 7.763

Osorno Osorno 132.245 37.641 3,51 52 43 5 471.898 20,9 6.320

Puerto Varas Llanquihue 22.022 6.367 3,46 43 52 5 622.298 3,7 5.928

Calbuco Llanquihue 12.165 3.158 3,85 39 57 4 403.393

Llanquihue Llanquihue 11.447 3.062 3,74 31 66 3 484.348

330.997 91.183 3,66 44 52 5 525.697

487.383

716.739

IX R

egió

nX

IV R

egió

nX

Reg

ión




Población Urbana Región (68%)

Total



Total

Total

Combustible para cocinar

% de Viviendas Urbanas Habitantes

por vivienda

Superficie

km 2

Densidad

hab/haCiudad

Habitantes

en zona

Urbana

Provincia

Ingreso Autónomo

Promedio por Hogar

$/mes

Viviendas en

zona Urbana



169

ANEXO N° 13

MODELACIÓN DE CONSUMO DE GAS NATURAL EN GENERACIÓN ELÉCTRICA



170

MODELACIÓN DE CONSUMO DE GAS NATURAL EN GENERACIÓN ELÉCTRICA

A.13.1. METODOLOGÍA.

Primero se determinó que centrales existen en la zona que pueden utilizar gas natural, y cuales están en proyecto, sus capacidades de generación (MW). Estos datos se obtuvieron de la página Web de la CNE y del CDEC SIC y del Sistema de Información Ambiental (SIA) Para determinar la demanda de gas natural por año se debe estimar la generación eléctrica (GWh/año) con gas de cada central y multiplicarla por el consumo específico. El consumo unitario de gas natural (m3/kWh) de cada central, se estimó en función de los consumos de diesel señalados en el Informe de Precio de Nudo de Octubre del año 2010. Se supuso que los consumos de gas natural serían equivalentes a los del petróleo diesel en kilocalorías por kWh producido. Para determinar la cantidad de GWh/año generados por cada central, se solicitó a la CNE correr el modelo utilizado para el cálculo del precio de nudo, para cuatro escenarios definidos por el consultor. Estos cuatro escenarios están constituidos por 2 niveles de precio del gas natural y por 2 tamaños de plantas generadoras a gas natural. Los niveles de precio considerados del gas natural son de 5 y 10 US$/MMBtu. El primer precio permite competir a las centrales de ciclo combinado con las centrales a carbón en condiciones similares y el segundo nivel implica un costo de generar con gas mayor al costo de generar con carbón pero inferior al de generar con gas natural licuado, y desde luego inferior al gas licuado, al diesel y al petróleo pesado.. El primer escenario de capacidad de las centrales se basa en las unidades generadoras que están instaladas. El segundo escenario, considera que se realizan las ampliaciones proyectadas de las centrales existentes que cuentan con estudios de Impacto Ambiental aprobados. No se considera el proyecto de una nueva central que tiene el estudio aprobado hace 3 años y no se ha construido. (Central Los Guindos). El fundamento del primer escenario es que el Plan de Obras de la CNE, no considera la entrada en operación de ninguna central o unidad generadora a gas natural, en los próximos 10 años en la zona, dada la falta de suministro de este combustible, y el alto costo del diesel de respaldo. El fundamento del segundo escenario es que esta situación cambiaría en caso de disponerse de suministro. En el hecho, las centrales ampliadas, fueron diseñadas cuando existía la posibilidad de suministro de gas argentino.



171

En el sistema eléctrico chileno operan en cada instante el conjunto de centrales de menor costo marginal, que pueden cubrir la demanda. El modelo simula la operación, calculando la cantidad de GWh/año que genera cada central en función de su costo variable. Por este motivo fue necesario determinar el costo variable para cada central y para cada escenario de precios del gas. Este costo fue estimado para cada central a gas natural multiplicando el consumo unitario estimado por el precio del gas, más un costo de operación estimado en 3 US$/MWh. Este se estimó a partir de los costos de operación de centrales similares que aparecen en el Informe de Precio de Nudo de Octubre de 2010. Los costos considerados fueron los siguientes para los diferentes escenarios:



172

Cuadro N° A.13.1

Escenarios para la Modelación de Generación Eléctrica

Potencia

MW

Costo

US$/MWh

Potencia

MW

Costo

US$/MWh

Potencia

MW

Costo

US$/MWh

Potencia

MW

Costo

US$/MWhHorcones 24,3 81,7 24,3 81,7 24,3 160,3 24,3 160,3

Coronel 46,7 51,4 46,7 51,4 46,7 99,8 46,7 99,8

Campanario 168,0 58,1 390,0 38,7 168,0 113,3 390,0 74,4

Newen 14,9 63,5 14,9 63,5 14,9 124,0 14,9 124,0

Los Pinos 104,0 45,7 750,0 38,7 104,0 88,4 750,0 74,4

Santa Lidia 139,0 61,0 396,0 38,7 139,0 119,1 396,0 74,4

Antilhue --- 100,0 54,6 --- 100,0 106,1

Total 496,9 1.721,9 496,9 1.721,9

Escenario D (b) (d)CENTRAL

Escenario A (a) (c) Escenario B (a) (d) Escenario C (b) (c)

(a) Considera precio del gas natural de 5 US$/MMBtu (b) Considera precio del gas natural de 10 US$/MMBtu (c) Considera las unidades generadoras existentes. (d) Considera además las unidades generadoras con EIA aprobados, excluida la central Los Guindos.



173

A.13.2. RESULTADOS DE LA MODELACIÓN DE PRODUCCIÓN ELÉCTRICA DE LA CNE.

La modelación entregó el total de energía generada por año (GWh/año) de cada central del SIC, para cada escenario definido. En cada uno de los cuadros siguientes (1 a 4) se resume un escenario, indicando la energía generada con gas natural por cada central de la zona en estudio.

A.13.3. CALCULO DE CONSUMO DE GAS NATURAL.

Para el cálculo del consumo de gas natural por central se multiplicó la generación eléctrica de cada central por su consumo unitario, que se muestra en el cuadro N° 8.4 del Informe. El consumo por central y total para cada año se muestra en los cuadros 6 a 9 para los diferentes escenarios.



174

Cuadro N° A. 13.2

Generación Eléctrica con Gas Natural Regiones VII a X GWh/año

CASO A : Precio 5 US$/MBtu Ampliaciones : NO

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Campanario 01 GN 34,5 251,4 135,8 66,6 79,4 125,2 164,6 177,3 179,0 214,5 227,6

Campanario 02 GN 35,0 250,2 136,2 67,0 79,4 125,5 165,5 178,1 178,2 213,5 227,1

Campanario 03 GN 35,5 251,1 137,0 67,1 79,8 124,9 165,0 175,4 179,4 213,3 223,7

Campanario 04 CA GN 25,1 28,5 - - - - - - - - -

Campanario 04 CC GN - 228,3 147,2 70,0 82,8 132,8 176,2 190,1 196,2 228,8 243,5

Coronel TG GN 36,0 217,6 141,2 80,6 100,0 155,6 191,3 186,4 241,4 299,4 362,6

Horcones TG GN 2,0 63,6 17,6 5,3 3,8 6,2 12,7 12,9 9,3 6,3 5,2

Los Pinos GN 109,7 513,5 387,2 483,7 534,1 649,0 739,8 759,2 790,7 816,8 827,9

Newen GN 6,1 53,5 20,2 9,1 7,5 12,7 26,9 27,8 26,1 35,0 35,8

Santa Lidia GN 78,7 575,9 242,2 115,4 106,9 226,2 329,0 326,0 318,4 449,0 429,3

TOTAL 362,4 2.433,6 1.364,6 964,9 1.073,7 1.558,1 1.971,0 2.033,1 2.118,8 2.476,5 2.582,7



175

Cuadro N° A.13.3.


CASO B : Precio 5 US$/Mill Btu Ampliaciones : SI

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Antilhue TG 01 0,0 7,4 - - 0,0 5,3 12,0 18,4 7,9 48,8 154,4

Antilhue TG 02 0,0 7,4 - - 0,1 4,9 12,6 16,9 6,8 43,8 154,5

Campanario 01 GN 182,0 988,4 879,7 830,0 959,2 1.272,2 1.265,5 1.264,5 1.335,2 1.342,6 1.408,6

Campanario 02 GN 41,7 254,3 230,5 218,4 250,9 325,1 330,8 328,5 346,1 357,8 365,8

Campanario 03 GN 48,0 255,4 235,4 230,7 253,8 321,3 327,8 337,2 346,0 352,4 364,3

Campanario 04 CA GN 38,3 5,9 - - - - - - - - -

Campanario 04 CC GN - 225,3 239,4 233,2 235,2 351,9 365,0 369,1 399,3 422,8 451,9

Coronel TG GN 0,0 10,0 - - - 4,4 12,8 14,4 18,4 87,0 180,8

Horcones TG GN - 1,8 - - - 0,0 0,2 0,1 0,0 0,0 0,1

Los Pinos GN 592,4 3.451,4 3.036,8 2.893,0 3.091,1 4.007,3 4.178,1 4.270,7 4.403,3 4.735,8 4.899,2

Newen GN - 1,6 - - - 0,1 0,7 1,3 0,1 0,4 0,5

Santa Lidia GN 164,0 1.790,1 1.667,8 1.523,2 1.607,9 2.335,9 2.478,1 2.497,2 2.721,2 2.884,4 3.000,6

TOTAL 1.066,5 6.999,0 6.289,7 5.928,4 6.398,3 8.628,5 8.983,5 9.118,3 9.584,4 10.275,8 10.980,6



176

Cuadro N° A.13.4


CASO C : Precio 10 US$/MBtu Ampliaciones : NO

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Campanario 01 GN 5,1 123,7 36,8 44,5 26,4 31,9 52,4 54,2 36,0 26,3 16,2

Campanario 02 GN 6,2 124,6 36,4 43,5 28,4 33,6 53,6 54,0 37,7 24,9 16,1

Campanario 03 GN 5,8 126,3 34,2 44,0 26,6 31,7 52,4 54,2 37,4 23,8 15,9

Campanario 04 CA GN 4,2 3,1 - - - - - - - - -

Campanario 04 CC GN - 127,5 36,7 47,5 28,9 31,7 53,9 55,6 39,0 26,9 16,4

Coronel TG GN 8,8 148,6 65,5 64,4 50,2 61,6 80,3 83,4 70,8 47,0 24,3

Horcones TG GN - 2,1 - 4,4 3,0 2,1 7,0 8,4 5,1 1,8 0,6

Los Pinos GN 29,8 365,4 185,1 202,6 217,3 264,8 315,7 309,3 287,5 276,2 175,1

Newen GN 0,0 8,1 0,2 5,8 3,4 3,5 7,1 7,8 4,8 3,0 1,3

Santa Lidia GN 4,0 140,9 6,6 79,5 42,2 45,6 85,6 98,1 58,5 39,8 20,2

TOTAL 64,0 1.170,4 401,6 536,3 426,5 506,5 708,1 725,1 576,8 469,8 286,2



177

Cuadro N° A.13.5


CASO D : Precio 10 US$/Mill Btu Ampliaciones: SI

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Campanario 01 GN - 78,9 7,0 9,6 7,3 14,3 35,4 29,4 12,3 13,1 9,4

Campanario 02 GN - 17,4 0,9 2,7 1,8 4,0 8,9 8,5 3,9 4,0 2,6

Campanario 03 GN - 16,8 0,7 2,4 1,9 3,4 9,6 9,3 3,9 3,5 2,1

Campanario 04 CC GN - 19,1 1,4 1,9 2,5 3,5 9,7 10,3 4,8 2,9 2,3

Coronel TG GN 0,0 57,1 15,6 13,3 9,4 13,5 28,6 25,0 17,3 13,5 7,5

Horcones TG GN - - - - - 0,0 0,2 0,3 0,1 0,1 0,1

Los Pinos GN 117,6 1.998,6 817,3 902,3 946,0 1.381,9 1.683,1 1.590,5 1.447,6 1.431,6 909,3

Newen GN - 0,2 - - - 0,1 0,2 0,4 0,1 0,1 0,1

Santa Lidia GN - 20,4 - 0,8 1,2 6,8 14,9 22,5 5,7 4,7 8,1

Antilhue TG 01 GN 0,1 52,5 16,0 12,3 8,7 17,1 29,6 28,8 21,4 17,1 9,6

Antilhue TG 02 GN 0,1 50,1 15,2 11,9 8,6 15,7 29,3 28,4 20,8 15,6 9,6

TOTAL 117,8 2.311,0 874,1 957,3 987,5 1.460,2 1.849,4 1.753,4 1.538,0 1.506,2 960,5



178

Cuadro N° A.13.6

Consumo de Gas Natural en Generación Eléctrica Regiones VII a X – Millones m3/año

CASO A : Precio 5 US$/Mill Btu Ampliaciones : NO

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Campanario 01 GN 10,6 77,6 41,9 20,6 24,5 38,6 50,8 54,7 55,3 66,2 70,3

Campanario 02 GN 10,8 77,3 42,0 20,7 24,5 38,8 51,1 55,0 55,0 65,9 70,1

Campanario 03 GN 11,0 77,5 42,3 20,7 24,6 38,6 50,9 54,2 55,4 65,9 69,1

Campanario 04 CA GN 7,7 8,8 - - - - - - - - -

Campanario 04 CC GN - 70,5 45,4 21,6 25,5 41,0 54,4 58,7 60,6 70,6 75,2

Coronel TG GN 9,8 59,0 38,3 21,8 27,1 42,2 51,9 50,5 65,4 81,1 98,3

Horcones TG GN 0,9 28,0 7,8 2,3 1,7 2,7 5,6 5,7 4,1 2,8 2,3

Los Pinos GN 26,3 122,8 92,6 115,7 127,8 155,3 177,0 181,6 189,2 195,4 198,1

Newen GN 2,1 18,1 6,9 3,1 2,6 4,3 9,1 9,4 8,8 11,9 12,1

Santa Lidia GN 25,6 187,2 78,7 37,5 34,8 73,5 106,9 106,0 103,5 145,9 139,5

TOTAL 104,6 726,9 396,0 264,1 293,1 435,0 557,8 575,8 597,3 705,8 735,0



179

Cuadro N° A.13.7

Consumo de Gas Natural en Generación Eléctrica Regiones VII a X Millones m3/año

CASO B : Precio 5 US$/Mill Btu Ampliaciones : SI

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Antilhue TG 01 0,0 2,1 - - 0,0 1,5 3,5 5,3 2,3 14,1 44,6

Antilhue TG 02 0,0 2,1 - - 0,0 1,4 3,7 4,9 2,0 12,7 44,6

Campanario 01 GN 36,4 197,7 175,9 166,0 191,8 254,4 253,1 252,9 267,0 268,5 281,7

Campanario 02 GN 8,3 50,9 46,1 43,7 50,2 65,0 66,2 65,7 69,2 71,6 73,2

Campanario 03 GN 9,6 51,1 47,1 46,1 50,8 64,3 65,6 67,4 69,2 70,5 72,9

Campanario 04 CA GN 7,7 1,2 - - - - - - - - -

Campanario 04 CC GN - 45,1 47,9 46,6 47,0 70,4 73,0 73,8 79,9 84,6 90,4

Coronel TG GN 0,0 2,7 - - - 1,2 3,5 3,9 5,0 23,6 49,0

Horcones TG GN - 0,8 - - - 0,0 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0

Los Pinos GN 118,5 690,3 607,4 578,6 618,2 801,5 835,6 854,1 880,7 947,2 979,8

Newen GN - 0,5 - - - 0,0 0,2 0,4 0,0 0,1 0,2

Santa Lidia GN 32,8 358,0 333,6 304,6 321,6 467,2 495,6 499,4 544,2 576,9 600,1

TOTAL 213,3 1.402,5 1.257,9 1.185,7 1.279,7 1.726,9 1.799,9 1.828,0 1.919,5 2.069,6 2.236,5



180

Cuadro N° A.13.8


CASO C : Precio 10 US$/Mill MBtu Ampliaciones : NO

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Campanario 01 GN 1,6 38,2 11,4 13,7 8,1 9,9 16,2 16,7 11,1 8,1 5,0

Campanario 02 GN 1,9 38,5 11,2 13,4 8,8 10,4 16,6 16,7 11,6 7,7 5,0

Campanario 03 GN 1,8 39,0 10,6 13,6 8,2 9,8 16,2 16,7 11,6 7,3 4,9

Campanario 04 CA GN 1,3 1,0 - - - - - - - - -

Campanario 04 CC GN - 39,4 11,3 14,7 8,9 9,8 16,6 17,2 12,0 8,3 5,1

Coronel TG GN 2,4 40,3 17,8 17,5 13,6 16,7 21,8 22,6 19,2 12,7 6,6

Horcones TG GN - 0,9 - 2,0 1,3 0,9 3,1 3,7 2,3 0,8 0,3

Los Pinos GN 7,1 87,4 44,3 48,5 52,0 63,4 75,5 74,0 68,8 66,1 41,9

Newen GN 0,0 2,7 0,1 2,0 1,2 1,2 2,4 2,7 1,6 1,0 0,4

Santa Lidia GN 1,3 45,8 2,1 25,8 13,7 14,8 27,8 31,9 19,0 12,9 6,6

TOTAL 17,4 333,2 108,8 151,1 115,9 136,8 196,2 202,2 157,2 125,1 75,7



181

Cuadro N° A.13.9


CASO D : Precio 10 US$/MBtu Ampliaciones : SI

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Campanario 01 GN - 15,8 1,4 1,9 1,5 2,9 7,1 5,9 2,5 2,6 1,9

Campanario 02 GN - 3,5 0,2 0,5 0,4 0,8 1,8 1,7 0,8 0,8 0,5

Campanario 03 GN - 3,4 0,1 0,5 0,4 0,7 1,9 1,9 0,8 0,7 0,4

Campanario 04 CC GN - 3,8 0,3 0,4 0,5 0,7 1,9 2,1 1,0 0,6 0,5

Coronel TG GN 0,0 15,5 4,2 3,6 2,5 3,7 7,8 6,8 4,7 3,7 2,0

Horcones TG GN - - - - - 0,0 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0

Los Pinos GN 23,5 399,7 163,5 180,5 189,2 276,4 336,6 318,1 289,5 286,3 181,9

Newen GN - 0,1 - - - 0,0 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0

Santa Lidia GN - 4,1 - 0,2 0,2 1,4 3,0 4,5 1,1 0,9 1,6

Antilhue TG 01 GN 0,0 15,2 4,6 3,5 2,5 4,9 8,5 8,3 6,2 4,9 2,8

Antilhue TG 02 GN 0,0 14,5 4,4 3,5 2,5 4,5 8,5 8,2 6,0 4,5 2,8

TOTAL 23,6 475,4 178,7 194,5 199,7 295,9 377,2 357,7 312,6 305,1 194,4



182

ANEXO N° 14 RESUMEN DE REFERENCIAS DEL MERCADO ARGENTINO Y DEL

MERCADO DE LA ZONA CENTRAL DE CHILE

2) Estadísticas OPEP 3) Exportación de Gas Natural Boliviano, 2009 – Parte II –Argentina –

Bernardo Prado Llevana. 4) Bolivia y Argentina Firman Nuevo Acuerdo sobre Exportaciones de Gas. 5) Alertan en Argentina sobre Incremento de Importaciones de Gas por

Barco. 6) Efectos de las Restricciones de Gas Natural sobre las Exportaciones de

Gas Natural a Chile. R. de Muria y Otro, Octubre 2003 (Carátula)



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