pdvsa costa afuera cigma

Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG)

Sociedad Venezolana de GeólogosColegio de Ingenieros de Venezuela

Asociación Venezolana de Procesadores de Gas

Industria del Gas Natural en Venezuela, “Perspectivas de Desarrollo”

Agosto 2005


Contenido:

Sociedad Venezolana de GeólogosColegio de Ingenieros de Venezuela

• Comportamiento del Mercado de Gas NaturalDemanda MundialComercio Internacional“Precios”

• Mercado Interno (Venezuela)

• Potencial de Producción de Gas (Disponibilidad de Reservas)Ubicación de las principales reservas a nivel mundialVenezuela (Reservas Probadas + Potencial)

• Perspectivas de desarrollo de la industria del Gas Natural en Venezuela

Proyectos en marchaPotencial de desarrollo

• Reflexiones ..?

Contenido:• Comportamiento del Mercado de Gas Natural

Demanda MundialComercio Internacional“Precios”

• Mercado Interno (Venezuela)

• Potencial de Producción de Gas (Disponibilidad de Reservas)Ubicación de las principales reservas a nivel mundialVenezuela (Reservas Probadas + Potencial)

• Perspectivas de desarrollo de la industria del Gas Natural en Venezuela

Proyectos en marchaPotencial de desarrollo

• Reflexiones ..?


Comportamiento del Mercado de Gas Natural

Europa y Rusia40%

Medio Oriente

9%

Asia Pacífico

14%

America34%

Africa3%

BCM: “Billion Cubic Meters”

Demanda Mundial de Gas Natural 2004Demanda Mundial de Gas Natural 2004

Fuente: BP Statistical Review 2005

Demanda (Año 2004) BCMEuropa y Rusia 1.108,5América 902,2Asia Pacifico 367,7Medio Oriente 242,2Africa 68,6

2.689,2



Demanda Mundial de Gas Natural 2004Demanda Mundial de Gas Natural 2004

Europa26%

Rusia15%Asia

Pacífico14%

Otros21%

USA24%


USAUSA:-. 646,7 BCM 62.570 MMSPCD-. 24% de la demanda mundial-. 72% de la demanda de América



Demanda Mundial de Gas NaturalDemanda Mundial de Gas Natural


0500

10001500200025003000

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

BCM

Comportamiento 1992 – 2004:• 2,7% Anual• 54,1 BCM/Anual

= 5.234 MMSPCD= 5.234 MMSPCD

Crecimiento mundial 2003-2004:3,3%

-- Asia Pacífico: Asia Pacífico: 8,8% Anual (15,7 BCM/Anual) 8,8% Anual (15,7 BCM/Anual) 1.519 MMSPCD)1.519 MMSPCD)-- USA: USA: 0,9% Anual ( 5,3 BCM/Anual) 0,9% Anual ( 5,3 BCM/Anual) 513 MMSPCD)513 MMSPCD)-- Europa:Europa: 1,2% Anual (12,0 BCM/Anual) 1,2% Anual (12,0 BCM/Anual) 1.161 MMSPCD)1.161 MMSPCD)-- Otros:Otros: 6,8% Anual (21,2 BCM/Anual) 6,8% Anual (21,2 BCM/Anual) 2.051 MMSPCD)2.051 MMSPCD)

Fuente: BP Statistical Review 2005 / Estimados AVPG BCM: “Billion Cubic Meters”



0500

10001500200025003000

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

BCMCrecimiento mundial 2003-2004:

3,3%

Comportamiento 1992 – 2004:• 2,7% Anual• 54,1 BCM/Anual

= 5.234 MMSPCD= 5.234 MMSPCD

Demanda Mundial de Gas NaturalDemanda Mundial de Gas Natural

2% Anual2% Anual53,8 BCM/Anual53,8 BCM/Anual5.200 MMSPCD5.200 MMSPCD

3% Anual3% Anual80,7 BCM/Anual80,7 BCM/Anual7.800 MMSPCD7.800 MMSPCD

1,5% Anual1,5% Anual40,3 BCM/Anual40,3 BCM/Anual3.900 MMSPCD3.900 MMSPCD

Potencial Crecimiento de la Demanda MundialPotencial Crecimiento de la Demanda Mundial (*)(*)

Fuente: BP Statistical Review 2005* Estimados AVPG




Comercio InternacionalComercio Internacional

Zona del Zona del AtlánticoAtlántico

Zona del Zona del PacíficoPacífico





BCM: “Billion Cubic Meters” / “GNL”: Gas Natural Licuado

680 BCM680 BCM•• 74% Gasoductos74% Gasoductos•• 26% GNL26% GNL


Principales Países Importadores de Gas - 2004

Tubería "LNG" Total "Share"1 USA 102,1 18,5 120,5 17,7%2 Alemania 91,8 0,0 91,8 13,5%3 Japon 0,0 77,0 77,0 11,3%4 Italia 61,4 5,9 67,3 9,9%5 Francia 37,1 7,6 44,7 6,6%6 Korea del Sur 0,0 29,9 29,9 4,4%7 España 9,7 17,5 27,3 4,0%8 Turkia 17,9 4,3 22,2 3,3%9 Belgica 16,4 2,9 19,3 2,8%

10 Hungria 11,0 0,0 11,0 1,6%11 Polonia 9,1 0,0 9,1 1,3%12 Slovakia 7,3 0,0 7,3 1,1%13 México 11,0 0,0 11,0 1,6%14 Taiwan 0,0 9,1 9,1 1,3%15 Austria 7,8 0,0 7,8 1,1%16 Brazil 7,6 0,0 7,6 1,1%

Otros Paises 111,9 5,3 117,3502,1 177,95 680,0

Importaciones en "BCM"

75%75%10 Países10 Países



Japón44%

Korea17%

España10%

Francia4%

USA10%

Otros10% Italia

3%

Principales Países Importadores de GNL - 2004

Turquía2%

Total GNLTotal GNL178 BCM178 BCM

BCM: “Billion Cubic Meters” / “GNL”: Gas Natural LicuadoFuente: BP Statistical Review 2005




Comercio InternacionalComercio InternacionalPrincipales Países Importadores de GNL - 2004

Japón44%

Korea17%

España10%

Francia4%

USA10%

Otros10% Italia

3%

"BCM" -. USA 18,5 -. España 17,5 -. Francia 7,6 -. Italia 5,9

31,0 17,4%

Zona del Atlántico

"BCM" -. USA 18,5 -. España 17,5 -. Francia 7,6 -. Italia 5,9

31,0 17,4%

Zona del Atlántico

"BCM" -. Japon 77,0 -. Korea del Sur 29,9 -. Taiwan 9,1

116,0 65,2%

Zona del Pacífico

"BCM" -. Japon 77,0 -. Korea del Sur 29,9 -. Taiwan 9,1

116,0 65,2%

Zona del Pacífico


Turquía2%




Potencial de Crecimiento de la Demanda de Gas Natural vía “GNL”

Expectativas de Expectativas de Crecimiento en los Crecimiento en los próximos 6 años próximos 6 años (2005 (2005 –– 2010)2010)

9,6% Promedio9,6% PromedioAmérica:América: + 26%+ 26%Europa:Europa: + 10%+ 10%Asia:Asia: + 6%+ 6%

USAUSAEuropa

Occidental

México

Brasil

Zona AtlánticaZona Atlántica, , Principal área de desarrolloPrincipal área de desarrollo

20% de la 20% de la Demanda Total Demanda Total de los EEUU de los EEUU para el año para el año

20202020

Fuente: Cedigaz



Comercio InternacionalComercio InternacionalPrincipales Países Exportadores de Gas - 2004

BCM: “Billion Cubic Meters” / “GNL”: Gas Natural Licuado

680 BCM680 BCM•• 74% Gasoductos74% Gasoductos•• 26% GNL26% GNL


83%83%10 Países10 Países

%Tubería GNL Total Share

1 Rusia 148,4 148,4 21,8%2 Canada 102,1 102,1 15,0%3 Noruega 74,9 74,9 11,0%4 Algeria 35,1 25,8 60,9 9,0%5 Holanda 49,2 49,2 7,2%6 Indonesia 6,2 33,5 39,6 5,8%7 Malasia 1,6 27,7 29,3 4,3%8 Qatar 24,1 24,1 3,5%9 USA 19,7 1,7 21,4 3,1%

10 Reino Unido 9,6 9,6 1,4%11 Australia 12,2 12,2 1,8%12 Brunei 9,5 9,5 1,4%13 Oman 9,0 9,0 1,3%14 Nigeria 12,6 12,6 1,9%15 Emiratos Arabes Unidos 7,4 7,4 1,1%16 Argentina 7,8 7,8 1,2%17 Trinidad & Tobago 14,0 14,0 2,1%

Otros Paises (13) 47,5 0,6 48,1 7,1%502,1 177,95 680,0 100%

Exportaciones en "BCM"



Argelia15%

Malasia15%

Qatar14%

Australia7%

Brunei5%

T&T8%

Indonesia18%

Otros11%

Nigeria7%

Principales Países Exportadores de GNL - 2004

GNL: Gas Natural Licuado



Fuente: CEDIGAZ (2004).



Argelia15%

Malasia15%

Qatar14%

Australia7%

Brunei5%

T&T8%

Indonesia18%

Otros11%

Nigeria7%

Principales Países Exportadores de GNL - 2004

GNL: Gas Natural Licuado



"BCM" -. Indonesia 33,5 -. Malasia 27,7 -. Algeria 25,8 -. Qatar 24,1 -. Australia 12,2 -. Otros (3 Paises): 25,9

149,1 83,8%

Zona del Pacífico"BCM"

-. Indonesia 33,5 -. Malasia 27,7 -. Algeria 25,8 -. Qatar 24,1 -. Australia 12,2 -. Otros (3 Paises): 25,9

149,1 83,8%

Zona del Pacífico

"BCM" -. Trinidad y Tobago 14,0 -. Nigeria 12,6 -. USA 1,7

28,3 15,9%

Zona del Atlántico"BCM"

-. Trinidad y Tobago 14,0 -. Nigeria 12,6 -. USA 1,7

28,3 15,9%

Zona del Atlántico

21,3 BCM21,3 BCM4to. Tren

Fuente: CEDIGAZ (2004).



Comercio InternacionalComercio InternacionalPrecios Internacionales del Gas Natural

Fuente:”oilenergy.com”

5,50 US$ x MMBTU5,50 US$ x MMBTU



Comercio InternacionalComercio InternacionalPrecios Internacionales del Gas Natural


0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

Henry Hub USAAlberta CanadaGNL(CIF) JapónCrudo (OECD) CIF

4,50 – 6,50 US$ x MMBTU4,50 – 6,50 US$ x MMBTU


Mercado Interno de Gas NaturalMercado Interno de Gas Natural

VenezuelaVenezuela


Contexto Nacional (Venezuela)

Otros Usos Ind. Petrolera

29%

Inyectado39%

Mercado Interno

32%

6.210 MMSPCD

Demanda Interna x Tipo de ActividadDemanda Interna x Tipo de Actividad

2.480 MMSPCD2.480 MMSPCD1.990 MMSPCD1.990 MMSPCD

1.794 MMSPCD1.794 MMSPCD•• Incluye 530 MMSPCD Incluye 530 MMSPCD

Transformado / GLP (1)Transformado / GLP (1)

Otros Usos Ind. Pet.Otros Usos Ind. Pet.: Combustible propio, Refinación, GLP, Mermas y Arrojado.Fuente: MEM (Estadísticas Página Web – Año 2002).

(1) Estimados AVPG



Mercado Interno (Consumo por Sectores)Mercado Interno (Consumo por Sectores)

Eléctrico33%

Petroquímico22%

Siderúrgico19%

Doméstico4%

Otros22%

1.990 MMSPCD(32% de la Producción Nacional)

Fuente: MEM (Estadísticas Página Web – Año 2002).Estimados AVPG



Mercado Interno (Producción y usos del Gas Natural)Mercado Interno (Producción y usos del Gas Natural)

0,0

1.000,0

2.000,0

3.000,0

4.000,0

5.000,0

6.000,0

7.000,0

1997 1998 1999 2000 2001 2002

MM

SPC

D

Inyectado

Otros Usos Ind.PetroleraMercado Interno

Total

Período 1997 – 2002:• 1,9% Anual• 110,8 MMSPCD

• Inyectado: + 7,9% Anual + 140,3 MMSPCD x Año.• Mercado Interno: + 1,5% Anual + 27,0 MMSPCD x Año.• Otros Usos Ind. Pet.: - 2,7% Anual - 56,5 MMSPCD x Año.

Otros Usos Ind. Pet.Otros Usos Ind. Pet.: Combustible propio, Refinación, GLP, Mermas y Arrojado.

Fuente: MEM (Estadísticas Página Web).Estimados AVPG



Mercado Interno (Sector Eléctrico)Mercado Interno (Sector Eléctrico)




Mercado Interno (Sector Eléctrico)Mercado Interno (Sector Eléctrico)


Período 1995 - 1999• 10,2 %

Período 2000 - 2002• 33,3 %• 37,3 % (Año 2002)

+ 380 MMSPCD+ 19,9% Consumo

Mercado Interno

Aporte Combustibles Líquidos


Reservas Probadas de Reservas Probadas de

Gas Natural 2004Gas Natural 2004

“Potencial de Producción”“Potencial de Producción”

Región TCFMedio Oriente 2.570,8Europa / Rusia 2.259,7América 508,9Asia Pacifico 501,5Africa 496,4

6.337,3

Reservas / 2004

76 %76 %



Potencial de Producción

Reservas Probadas de Gas Natural 2004Reservas Probadas de Gas Natural 2004

Europa y Rusia36%

Medio Oriente

40%

America8%

Asia Pacífico

8%Africa

8%

Región TCFMedio Oriente 2.570,8Europa / Rusia 2.259,7América 508,9Asia Pacifico 501,5Africa 496,4

6.337,3

Reservas / 2004

76 %76 %




Reservas Probadas de Gas Natural 2004Reservas Probadas de Gas Natural 2004

76 % 76 % Reservas Reservas Mundiales Mundiales

TCF Participación1 Rusia 1.694,4 26,7%2 Iran 970,8 15,3%3 Qatar 910,1 14,4%4 Arabia Saudita 238,4 3,8%5 Emiratos Arabes Unidos 213,9 3,4%6 USA 186,9 2,9%7 Algeria 160,4 2,5%8 Venezuela 148,9 2,3%9 Nigeria 176,4 2,8%

10 Iraq 111,9 1,8%Otros Paises Mundo 1.525,2 24,1%

6.337,3

Reservas Probadas




Reservas Probadas de Gas Natural / AméricaReservas Probadas de Gas Natural / América

Reservas Probadas Venezuela• Asociado a Petróleo: 134,5 TCF (91%)• NO Asociado: 13,5 TCF ( 9%)

Reservas Probadas Venezuela• Asociado a Petróleo: 134,5 TCF (91%)• NO Asociado: 13,5 TCF ( 9%)

TCF América Mundo1 USA 186,9 36,7% 2,9%2 Venezuela 148,9 29,3% 2,3%3 Canadá 56,6 11,1% 0,9%4 Argentina 21,4 4,2% 0,3%5 Bolivia 31,4 6,2% 0,5%6 Trinidad y Tobago 18,8 3,7% 0,3%7 México 14,9 2,9% 0,2%8 Perú 8,7 1,7% 0,1%9 Brasil 11,5 2,3% 0,2%

Otros Países América 9,9 1,9% 0,2%509,0

Reservas ProbadasParticipación

“Expectativas Gas No Asociado ….?”+ 140 TCF …? “288 TCF”“4tas. Reservas en el Mundo”


Estimados AVPG


Potencial de Producción / Oportunidades

Tierra FirmeTierra Firme

2 1Anaco

3456789

10

11

Licencias de Gas 2001:1. Yucal Placer (YPergas)2. Memo3. Totumo4. Barbacoas (Pluspetrol)5. Tiznado (Pluspetrol)6. El Pao7. La Galera8. Tinaco (Petrobras)9. San Carlos (Petrobras)10. Barrancas (Repsol YPF)11. Norte de Ambrosio

PDVSA

Expectativas de Reservas Tierra Firme:• Lic. Otorgadas (6): 11 – 30 TCF• Lic. No Otorgadas (5): 9 – 40 TCF

Estimado: 20 – 70 TCF

Expectativas de Reservas Tierra Firme:• Lic. Otorgadas (6): 11 – 30 TCF• Lic. No Otorgadas (5): 9 – 40 TCF

Estimado: 20 – 70 TCF



Tierra FirmeTierra Firme

2 1Anaco

3456789

10

11

Licencias de Gas 2001:1. Yucal Placer (YPergas)2. Memo3. Totumo4. Barbacoas (Pluspetrol)5. Tiznado (Pluspetrol)6. El Pao7. La Galera8. Tinaco (Petrobras)9. San Carlos (Petrobras)10. Barrancas (Repsol YPF)11. Norte de Ambrosio

PDVSA

Otras Oportunidades:

1. Convenios Operativos- Quiriquire (Repsol YPF)- Guarico Oriental (Teikoku)- Falcón Oriental (B-V)

2. Asociaciones Estratégicas

3. Campos inactivos x alta relación gas / crudo-. Aprox. 400 Yacimientos / 130 Areas

Otras Oportunidades:

1. Convenios Operativos- Quiriquire (Repsol YPF)- Guarico Oriental (Teikoku)- Falcón Oriental (B-V)

2. Asociaciones Estratégicas

3. Campos inactivos x alta relación gas / crudo-. Aprox. 400 Yacimientos / 130 Areas



Plataforma Deltana38 TCF

Paria Norte16 TCF

Blanquilla9 TCF

Falcón Nor Este3 TCF

Golfo de Venezuela26 TCF

Expectativas de Gas No Asociado(Costa Afuera):1. Plataforma Deltana: 38 TCF2. Paria Norte: 16 TCF3. Golfo de Venezuela: 26 TCF4. Blanquilla: 09 TCF5. Bonaire / G. Triste: 06 TCF 6. Falcón Nor Este: 03 TCF7. Golfo de Paria: 02 TCF

Total: 100 TCF

Costa Afuera

Bonaire / Golfo Triste

6 TCF



Plataforma Deltana38 TCF

Paria Norte16 TCF

Blanquilla9 TCF

Falcón Nor Este3 TCF

Golfo de Venezuela26 TCF

Expectativas de Gas No Asociado(Costa Afuera):1. Plataforma Deltana: 38 TCF2. Paria Norte: 16 TCF3. Golfo de Venezuela: 26 TCF4. Blanquilla: 09 TCF5. Bonaire / G. Triste: 06 TCF 6. Falcón Nor Este: 03 TCF7. Golfo de Paria: 02 TCF

Total: 100 TCF

Costa Afuera

Bonaire / Golfo Triste

6 TCF

Proyecto “Rafael Urdaneta”Ronda de Licitación 2005

Seis (06) Bloques de un total de 28Seis (06) Bloques de un total de 28--. “La Vela Sur”. “La Vela Sur”--. “Cardón Bloque III”. “Cardón Bloque III”--. “. “UrumacoUrumaco Bloque I, II y III”Bloque I, II y III”--. “. “MoruyMoruy Bloque III”Bloque III”


Proyectos (Producción de Gas)

Desarrollos Tierra Firme:• Anaco (PDVSA)

2.200 – 2.500 MMSPCD / 35 MBPDInversión estimada: 800 MMUS$233 Pozos + 7 Centros Operacionales-. Fase 1: San Joaquin, Sta. Rosa y Mata R.-. Fase 2: Sta. Ana, Soto Mapiri, La Ceibita y Aguasay.

• Yucal Placer (YPergas).Fase 1 (EPF) – 90 MMSPCD (Año 2004).Fase 2 – 300 MMSPCD (Año 2007 - 2008).

• Barrancas (Repsol – YPF).Fase 1 (EPF): 20 – 30 MMSPCD (Sept. 2005).Fase 2 (Por Definir).

• San Carlos y Tinaco (Petrobras)Fase de Exploración.

Desarrollos Tierra Firme:• Anaco (PDVSA)

2.200 – 2.500 MMSPCD / 35 MBPDInversión estimada: 800 MMUS$233 Pozos + 7 Centros Operacionales-. Fase 1: San Joaquin, Sta. Rosa y Mata R.-. Fase 2: Sta. Ana, Soto Mapiri, La Ceibita y Aguasay.

• Yucal Placer (YPergas).Fase 1 (EPF) – 90 MMSPCD (Año 2004).Fase 2 – 300 MMSPCD (Año 2007 - 2008).

• Barrancas (Repsol – YPF).Fase 1 (EPF): 20 – 30 MMSPCD (Sept. 2005).Fase 2 (Por Definir).

• San Carlos y Tinaco (Petrobras)Fase de Exploración.

Proyecto Integrado Gas – Electricidad 80 MW80 MW (Fase 1)


Proyectos (Producción de Gas)

Desarrollos Costa Afuera:• Plataforma Deltana, Bloques 2 y 3 (Chevron Corp.)

En progreso el “Programa Mínimo de Exploración”Bloque 2: Tres (03) pozos perforados.Bloque 3: Un (01) pozo perfoado.

• Plataforma Deltana, Bloque 4 (Statoil)Programa de Exploración.En proceso perforación del primer pozo.

• Plataforma Deltana, Bloques 1 y 5Bloque 1: Reservado Negociación / Proceso de Unificación de Yacimientos con T&T.Bloque 5: En estudio esquema de licitación.

• Paria Norte (Mariscal Sucre)Redefinición del Proyecto / 2 Fases.

• Golfo de Venezuela y FalcónLicencias de Gas “Off Shore” 2005 (29 empresas adquirientes del “Paquete de Datos”).

Desarrollos Costa Afuera:• Plataforma Deltana, Bloques 2 y 3 (Chevron Corp.)

En progreso el “Programa Mínimo de Exploración”Bloque 2: Tres (03) pozos perforados.Bloque 3: Un (01) pozo perfoado.

• Plataforma Deltana, Bloque 4 (Statoil)Programa de Exploración.En proceso perforación del primer pozo.

• Plataforma Deltana, Bloques 1 y 5Bloque 1: Reservado Negociación / Proceso de Unificación de Yacimientos con T&T.Bloque 5: En estudio esquema de licitación.

• Paria Norte (Mariscal Sucre)Redefinición del Proyecto / 2 Fases.

• Golfo de Venezuela y FalcónLicencias de Gas “Off Shore” 2005 (29 empresas adquirientes del “Paquete de Datos”).


Proyectos (Infraestructura)

Transporte:• Ampliación Sistema “Anaco – Jose – Pto. La Cruz”.

4 FasesCapacidad: + 500 MMSPCDInversión Estimada: 73 MMUS$Posible inclusión del “Gasoducto a Margarita” (Por definir …?)

• Ampliación Sistema “Anaco – Pto. Ordaz”.3 FasesCapacidad: + 300 MMSPCDInversión Estimada: 46 MMUS$.

• Ampliación Sistema “Anaco – Caracas – Barquisimeto – ICO”.Plantas Compresoras de Altagracia, San Juan de los Morros y Morón.Ampliación Sistema Anaco – Barquisimeto (Nurgas).ICO (280 Kmts. de 30”)Inversión Estimada: 800 MMUS$

Transporte:• Ampliación Sistema “Anaco “Anaco –– JoseJose –– PtoPto. La Cruz”. La Cruz”.

4 FasesCapacidad: + 500 MMSPCDInversión Estimada: 73 MMUS$Posible inclusión del “Gasoducto a Margarita” (Por definir …?)

• Ampliación Sistema “Anaco “Anaco –– PtoPto. Ordaz”. Ordaz”.3 FasesCapacidad: + 300 MMSPCDInversión Estimada: 46 MMUS$.

• Ampliación Sistema “Anaco “Anaco –– Caracas Caracas –– Barquisimeto Barquisimeto –– ICO”ICO”.Plantas Compresoras de Altagracia, San Juan de los Morros y Morón.Altagracia, San Juan de los Morros y Morón.Ampliación Sistema Anaco – Barquisimeto (Nurgas).ICO (280 Kmts. de 30”)Inversión Estimada: 800 MMUS$



Transporte (Continuación):• Interconexión “HUB” Costa Afuera – Sistema de Transporte de PDVSA –

Gas (Por definir..?).

Distribución Industrial y Urbana• Ampliación de redes industriales y urbanas existentes.

• Gasificación de nuevas ciudades y centros industriales.

Procesamiento:• JOSE 250, Planta de Extracción de Etano (Proyecto Olefinas) y C.C.O.

• CIGMA (Güiria, Edo. Sucre).Complejo Petroquímico.Planta de Gas Natural Licuado bajo esquema de “Acceso Abierto”.

Transporte (Continuación):• Interconexión “HUB” Costa Afuera – Sistema de Transporte de PDVSA –

Gas (Por definir..?).

Distribución Industrial y Urbana• Ampliación de redes industriales y urbanas existentes.

• Gasificación de nuevas ciudades y centros industriales.

Procesamiento:• JOSE 250, Planta de Extracción de Etano (Proyecto Olefinas) y C.C.O.

• CIGMA (Güiria, Edo. Sucre).Complejo Petroquímico.Planta de Gas Natural Licuado bajo esquema de “Acceso Abierto”.



Planta de “Gas Natural Licuado” bajo esquema de“Acceso Abierto”

Productor “1”Productor “2”...Productor “n”

Productor “1”Productor “2”...Productor “n”

Mercado “1”Mercado “2”..Mercado “n”

Mercado “1”Mercado “2”..Mercado “n”

Desarrollo por Módulos ó Trenes

Fuentes:• Plataforma Deltana• Norte de Paria (Mariscal Sucre)• Golfo de Paria


Proyecto CIGMA

PLATAFORMADELTANA

NORTE DE PARIA1050 MMPCD

1000 MMPCD

Punta de Mata

A Mercado Interno

VENEZUELA

GÜIRIA

• Plantas de licuefacción (Crecimiento x Módulos)

• Complejo Petroquímico

Gasoducto a MonagasEXPORTACIÓN

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Proyecto CIGMA


Reflexiones….?

Mercados (Internacional y Nacional)Mercados (Internacional y Nacional)• Existe un mercado y una demanda creciente de gas natural a nivel internacional.

Las necesidades de ese mercado han sido atendidas por proveedoreLas necesidades de ese mercado han sido atendidas por proveedores que s que han contado con la capacidad y voluntad para atender dichos merchan contado con la capacidad y voluntad para atender dichos mercados.ados.

• El principal mercado del mundo está ubicado en Norte América.La principal zona de desarrollo está ubicada en la “Zona Atlántica”.

•• Existen Proveedores con capacidad instalada, experiencia y reserExisten Proveedores con capacidad instalada, experiencia y reservas que están vas que están dispuestos a atender las crecientes necesidades de ese mercado.dispuestos a atender las crecientes necesidades de ese mercado.

• En cuanto al mercado interno, existen requerimientos muy concretos en materia de gas destinado a producción petrolera. Adicionalmente existen necesidades específicas vinculadas a sectores industriales tales como:

ElectricidadPetroquímicaSiderúrgicaOtros

Sector UrbanoSector Urbano(Residencial y Comercial)(Residencial y Comercial)

AproximadamenteAproximadamente1.500 MMSPCD1.500 MMSPCD

23%23%


Reflexiones….?

Desarrollo de InfraestructuraDesarrollo de Infraestructura• Para disponer de la flexibilidad requerida para atender a los mercados

internacionales y las crecientes necesidades del mercado nacionalcrecientes necesidades del mercado nacional, se requiere desarrollar campos de gas no asociado a producción petroleragas no asociado a producción petrolera.

Desarrollo acelerado de los campos tierra firme como soporte temprano de los proyectos costa afuera.

Desarrollo de la Infraestructura requerida para el tratamiento, transporte y distribución del gas (Acceso a los mercados).

• Proyectos intensivos en capital. Esencial definir las fuentes de financiamiento y garantías.

• Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, instrumento legal que incentiva el desarrollo de la actividad en sus diferentes eslabones de la cadena de valor del negocio, con participación activa del capital nacional e internacional.

Desarrollo de Operadores Nacionales


Reflexiones….?

Oferta DemandaPrecioPrecio

• Definidos los proyectos a desarrollar, establecer términos y condiciones que minimicen incertidumbres para evitar vacíos y confusiones.-. Claridad en la definición de incentivos económicos y fiscales.-. Reglas claras en cuanto a transferencia de activos y mecanismos para solucionar

controversias.-. Discusión de los términos de referencia con los participantes para considerar

sugerencias que generen valor al proceso.

La viabilidad económica de cualquier actividad industrial requiere que los preciosprecios que se paguen por los bienes y/o servicios ofrecidos, permitan el reembolso de los costos y gastos de producción, el re pago de la inversión, impuestos y regalías, asegurando una rentabilidad adecuada sobre el capital invertido durante la vida financiera del proyecto.

•• PreciosPrecios


Reflexiones….?

-. Promover el desarrollo de proyectos integrados de gas natural y electricidad.

• Relación con gobiernos regionales, sindicatos y comunidades.

• Alinear las políticas en materia de hidrocarburos y electricidad.

Minimizar Incertidumbres Minimizar Incertidumbres Mitigar Riesgos Mitigar Riesgos ParticipaciónParticipación

Mayor Competencia!..Mayor Competencia!..

Generación de Valor para la Sociedad!..Generación de Valor para la Sociedad!..

pdvsa costa afuera cigma

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