Proyecto GNL Quintero

29 de noviembre, 200721 de Enero, 2008

21.01.08 2

Introducción

En 2003 se identifican problemas de abastecimiento de gas natural desde

Argentina

Se estudia el abastecimiento futuro y se concluye que Argentina no

tendrá la capacidad de mantener volúmenes de exportación a Chile

En Mayo 2004, el gobierno encarga a ENAP liderar el desarrollo de un

proyecto de importación de GNL que le permitirá a Chile obtener mayor

independencia energética, seguridad de suministro e integrarse al

mercado mundial de gas natural, diversificando su matriz energética

Para estos efectos se conformó un Pool de Consumidores que generaron

una demanda mínima viable para el acceder al mercado global del GNL

Se crean las sociedades GNL Chile (comercialización) y GNL Quintero

(terminal) para el desarrollo, construcción y operación del proyecto

21.01.08 3

Panorama Regional Gas Natural

• Chile se enfrenta a un

suministro de gas argentino

cada vez más caro y menos

confiable

• Las reservas probadas han

bajado a una tasa compuesta

anual de 9% desde el peak

alcanzado en los años 2001

(Argentina) y 2003 (Bolivia)

(32% y 43% respectivamente

en términos absolutos)

• La inversión en exploración y

producción se ha reducido

dramáticamente sin verse una

recuperación futura

• A Octubre de 2007, las

importaciones de gas

promedio a Chile se han

reducido un 59% desde el

peak del año 2004

• No se ve que el panorama

mejore ya que la demanda

interna de gas argentino (con

precios subsidiados) sigue

aumentando a una tasa que

duplica su promedio histórico

Chile Gas Imports

18.4

7.5

0

5

10

15

20

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

MM

m3/d

N. Chile Central Chile S. Chile Total ChileEnargas, CNE

Natural Gas Reserves (Argentina & Bolivia)

0

10

20

30

40

50

60

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

TC

F

0

10

20

30

40

50

60

P1 Bol P2 Bol P1 Arg P2 ArgEnargas, YPFB, CBH

Southern Cone Gas Imports

0

5

10

15

20

25

30

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

MM

m3/d

Uruguay Argentina Chile BrazilEnargas, GNL Chile

Southern Cone Gas Exports

40.8

47.5

0

10

20

30

40

50

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

MM

m3/d

Bolivia Argentina TotalEnargas, GNL Chile

39.9

21.01.08 4

Distribución Flujos Gas Natural

* YTD Oct 2007

*

Enargas, GNL Chile

Enargas, GNL Chile

*

Brazil Chile Argentina Uruguay

Bolivia Argentina

21.01.08 5

1.9

21.0

0

5

10

15

20

25Jun-0

3

Jan-0

4

Aug-0

4

Feb-0

5

Sep-0

5

Mar-

06

Oct-

06

Apr-

07

Nov-0

7

Jun-0

8

Av

era

ge

Mo

nth

ly V

olu

me

(M

Mm

3/d

)

Total S. Chile Central Chile Northern Chile

Importación de Gas Natural „04-‟07

Enargas

21.01.08 6

15.8

1.9

0

5

10

15

20

25

Jan-0

7

Feb-0

7

Mar-

07

Apr-

07

May-0

7

Jun-0

7

Jul-07

Aug-0

7

Sep-0

7

Oct-

07

Av

era

ge

Mo

nth

ly V

olu

me

(M

Mm

3/d

)

Total S. Chile Central Chile Northern Chile

Importación Gas Natural Mensual 2007

Enargas

21.01.08 7

Mercado Gas Natural Chile

• La capacidad de generación

eléctrica instalada a gas

natural en el Sistema

Interconectado Central (SIC)

es de 1.869 MW

• El Plan Indicativo de Obras

de la Comisión Nacional de

Energía (CNE) de Abril de

2007 considera 2.277 MW de

capacidad adicional a gas

hasta el año 2017

• Para el año 21017 se

proyecta una capacidad

instalada de 4.146 MW de

generación eléctrica a gas

natural (19 MMm3/d),

equivalente al 27% de la

capacidad instalada del SIC

• El GNL será necesario para

abastecer la nueva demanda

por este combustible y los

volúmenes de gas que no se

reciban desde Argentina

Power Generation Matrix (SIC)

22% 20%19%

18%16%

16% 15% 14% 14%13%

12% 12%

7%10%

9% 12%11% 11%

11% 15% 15%

11%10%

10%10% 15% 18% 17% 20% 22% 25% 23% 23%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Hydro Natural Gas LNG Coal + Petcoke Diesel Geothermal Others

Powergen Capacity & Demand (SIC)

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

20

14

20

16

7%

6%

8

%

Capacity w/o LNG & Arg Gas

Installed Capacity

Demand

MW

%

CNE

CNE

CNE

CNE

21.01.08 8

Industria del GNLLa industria del GNL es muy intensiva en capital y es desarrollada porgrandes empresas petroleras internacionales

Estas empresas participan en toda la cadena de valor

Los Terminales de Licuefacción (18) y Regasificación (57) son operados ocontratados por estas empresas con reconocida experiencia

Los contratos de suministro de GNL son, en su gran mayoría, de largo plazo,dedicados a proyectos específicos, con modalidad “take or pay”

LicuefacciónLicuefacción

El Proceso del GNL

Almacenamiento y regas.

21.01.08 9

Mercado del GNLExiste una alta demanda de GNL en el mundo generado por el interés endiversificar, asegurar suministro, por la declinación en la producción local ypor el precio de GNL competitivo con combustibles alternativos

En 2006 GNL representó un 23% de la comercialización global de gasnatural. La industria está creciendo a una tasa del 13% anual. Se despachan640 MMm3/d de GNL en el mundo

Existen 57 terminales de regasificación en el mundo con una capacidadinstalada de 374 MMtpa. Los principales países importadores de GNL sonJapón, Corea, España, Estados Unidos, Francia

GNL Quintero será la primera planta de regasificación del hemisferio sur.Tendrá una capacidad inicial de 2.5 MMtpa

La oferta de GNL está dada por las 18 plantas de licuefacción que existen enel mundo con una capacidad de 186 MMtpa. Los principales paísesexportadores de GNL son Qatar, Indonesia, Malasia, Argelia y Australia

21.01.08 10

Mercado del GNLHay una importante cantidad de proyectos de licuefacción que están endesarrollo que duplicarán la producción de GNL al año 2015

La construcción de plantas de licuefacción se ha atrasado debido alsignificativo aumento en los costos (que se han multiplicado dos o tresveces en los últimos años debido al fuerte incremento en el costo decontratistas, equipos y materiales, y la mayor complejidad de los proyectos)

Se prevé un mercado apretado hasta el 2013-2015 cuando entren enservicio estas plantas

Los precios del GNL están referenciados al precio del Petróleo Crudo ysiguen índices de mercado, tales como Henry Hub (EE.UU.), Brent oNational Balancing Point (UE) y JCC (Asia)

Chile representa un mercado pequeño, alejado de las fuentes de suministroy de otros terminales de regasificación, que necesita introducir una nuevafuente de energía a su matriz energética

21.01.08 11

Evolución Precios Hidrocarburos

US EIA, ENAP

0

4

8

12

16

20

24

Jan

97

Jul Jan

98

Jul Jan

99

Jul Jan

00

Jul Jan

01

Jul Jan

02

Jul Jan

03

Jul Jan

04

Jul Jan

05

Jul Jan

06

Jul Jan

07

Jul Jan

08

$/M

MB

tu

Henry Hub Crude Oil Diesel LPG FO 6

21.01.08 12

Principales Hitos Desarrollo Proyecto

2004/2005- Desarrollo modelo de negocios / formación Pool de

Consumidores

Junio 2005- Licitación suministro de GNL y construcción Terminal

Noviembre 2005- Formación de GNL Chile S.A.

Febrero 2006- Adjudicación a BG Group / inicio negociaciones exclusivas

Mayo 2006- Selección alternativa de aceleramiento de proyecto

Septiembre 2006- Finalización estudio FEED

- Firma Project Development Agreement (“PDA”) con BG

21.01.08 13

Marzo 2007- Formación GNL Quintero S.A. como sociedad dueña del Terminal

- Inicio adquisición de equipos y materiales críticos

- Inicio construcción planta

Mayo 2007- Firma de contratos comerciales definitivos por 20 años (suministro GNL,

servicio de regasificación, venta de gas)

- Aprobación modificaciones a concesiones marítimas y DIA

- Firma contrato de EPC con CB&I por aprox. US$775 MM

Julio 2007- Firma contrato de transporte de gas a Quillota con Electrogas

Agosto 2007

- Reuniones preliminares bancos, contratación asesores bancos (ingeniería, seguros, abogados)

- Preparación paquete licitación financiero

Noviembre 2007

- Inicio licitación financiamiento proyecto

Principales Hitos Desarrollo Proyecto

21.01.08 14

El Terminal GNL Quintero ha sido diseñado como una solución definitiva (y no

de respaldo) a la necesidad de gas natural de la zona central de Chile

Utiliza la más avanzada tecnología disponible, estrictos estándares de diseño,

seguridad y medio ambiente de nivel mundial

Su construcción está a cargo de la empresa más experimentada en estanques

de GNL, CB&I

El desarrollo e implementación del proyecto se ha realizado con un

permanente esfuerzo de las empresas del proyecto y los socios por llevarlo

adelante en plazos muy estrechos

El mercado vive un momento de alta demanda por equipos y servicios, lo cual

se ha traducido en importantes alzas en precios, márgenes y primas por riesgo

El Terminal se construye bajo la modalidad de suma alzada, llave en mano

(“Lump Sum Turn Key EPC” ) para asegurar plazo, costo y poder estructurar el

financiamiento

Características Proyecto

21.01.08 15

Estructura Accionaria

Socios

Cliente

Consumidores

Proyecto

20%20% 20%

33⅓% 33⅓% 33⅓%

40%

Option

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Sponsors

Socios relevantes con un

interés estratégico en el

exitoso desarrollo del

proyecto

• BG es un actor principal en la industria global de gas natural con operaciones en los 5 continentes y más de 25 países

• BG se ha consolidado como líder de la importación de GNL en EEUU, controlando cerca del 50% de las importaciones de GNL a ese país

• Participa en todos los segmentos de la cadena de valor del gas, E&P, GNL, Transmisión y Distribución y Generación Eléctrica

• ENAP es el único productor y refinador de

petróleo en Chile y es 100% estatal.

• ENAP abasteció aproximadamente un 90% de

los combustibles líquidos y gaseosos

consumidos en Chile el año 2006.

• Su participación facilita la implementación del

Proyecto debido a su gran importancia

estratégica.

• Es la mayor compañía de generación eléctrica en Chile y una de las más importantes de América Latina

• Posee 4.277 MW (49%) de la capacidad de generación instalada en Chile

• Tiene una capacidad instalada de 12.622 MW en América Latina

• Entrega energía principalmente al SIC, el sistema más grande del país

• Unica red de distribución de gas natural en el

Area Metropolitana de Santiago

• Red de 4.615 km de largo

• Controlada por Gasco (51.84%), Copec

(39.83%), y Trigas (8.33%).

40% de participación, Potencial Consumidor, Suministrador de GNL, Calificación Internacional A/A2/A-

20% de participación, 33% del consumo inicial; Calificación Internacional: A/A2/A

20% de participación, 33% del consumo inicial, Calificación Internacional: BBB/Baa3/BBB

20% de participación, 33% del consumo inicial, Calificación Local: AA-1/AA-2

1 Feller Rate (S&P Affiliate)

2 Humphrey’s

21.01.08 17

Contrato de Venta de GNL

(“SPA”)

• Contrato inicial de 1,7

MMtpa por 20 años flexible

para los compradores

Contrato de Uso del

Terminal (“TUA”)

• Contrata el 100% de la

capacidad de regasificación

del Terminal

Contrato de Transporte de

Gas (“GTA”)

• Contrata capacidad total

de la planta

Contrato de Venta de Gas

Natural (“GSA”)

• Incluye cargo de GNL,

regasificación y transporte

de gas

Cntrato de Venta de Gas (GSA)

Contrato de Uso del Terminal (TUA)

Contrato de Venta de GNL (SPA)

Leyenda

Contrato de Transporte de Gas (GTA)

Financiamiento

Deuda Senior

Contrato EPC

G

a

s

G

N

L

GNL ChileGasGNL

Aportes de capital

Aportes de capital

GNL QuinteroElectrogasTransporte

CB&I

Senior Lenders

Estructura Comercial

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N

N

GNL Quintero: Emplazamiento

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Inversión total estimada: US$940 MM

Proyecto financiable (1er trimestre 2008)

Tecnología disponible más avanzada

Estrictos estándares internacionales de diseño,

seguridad y medio ambiente

Socios y contratista experimentados

Capacidad de regasificación 2.5 MMtpa en base (10

MMmcd) y 3.75 MMtpa en punta (15 MMm3/d)

Diseño permite aumentar capacidad con

inversiones adicionales menores sin interrumpir

operaciones

Fecha de puesta en marcha: segundo trimestre

2009 (primer estanque), segundo trimestre 2010

(segundo y tercer estanque)

Fechas garantizadas con importantes multas por

atraso en caso de incumplimiento

Características Terminal

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Contrato de EPC llave en mano con CB&I

• Muelle: 1.600 metros de largo

- 5 brazos para descarga y retorno (12.000 m3/hora)

- Capacidad de recibir barcos metaneros de 120.000 - 180.000 m3

• Estanques y Regasificadores:

- 2 estanques de 160.000 m3 c/u full containment y aisladores sísmicos

- 1 estanque de 14.000 m3 single containment

- 2 Vaporizadores abiertos (ORV) y 1 sumergido (SCV) de 150 ton/hora

Características Terminal

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Adquisiciones

- Órdenes de compra de 80% de equipos y materiales emitidas

- Planchas acero niquelado, pilotes, vaporizadores, compresores,bombas, brazos de descarga, cañerías, etc.

Construcción

- Movimiento de tierra: finalizado (sobre 1.600.000 m3)

- Obras Civiles: 3 estanques y caminos interiores en construcción

- Muelle provisorio finalizado (226 m); definitivo en construcción

- 786 trabajadores en sitio

- Más de 700.000 horas hombre trabajadas

Pruebas, puesta en servicio y entrega de gas

- Planta con 1er estanque: 2° trimestre de 2009

- Planta con 2° y 3er estanques: 2° trimestre de 2010

Inversiones realizadas a la fecha

- US$ 400 MM

- Pagos a contratista contra cumplimiento de hitos auditados

Avance Proyecto Diciembre 2007

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Operaciones- Plan de contratación, entrenamiento, establecimiento

de políticas y procesos en curso

Sistema de control de bahía- Sistema de control de navegación, atraque y

medición oceanográfica satelital asegura máximaprecisión, seguridad y disponibilidad portuaria de labahía

Comunidad- Programa de inserción y cooperación con la

comunidad

Financiamiento:- Project Financing de largo plazo

Avance Proyecto Diciembre 2007

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Muelle provisorio y dos frentes de trabajo offshore

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Muelle provisorio y dos frentes de trabajo offshore

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Primer estanque

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Primer estanque

21.01.08 27

Segundo estanque

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Segundo estanque

21.01.08 29

Segundo estanque

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Detalle aisladores sísmicos

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Detalle aisladores sísmicos

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Tercer estanque

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Oficinas de terreno

Proyecto GNL Quintero

29 de noviembre, 200721 de Enero, 2008