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MINISTERIO DE ENERGÍA

ESTUDIO ANÁLISIS DE OPCIONES PARA LAS RESERVAS DE SEGURIDAD DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

INFORME FINAL CORREGIDO Santiago, 20 de Mayo de 2011.-

GAMMA INGENIEROS S.A. Ministerio de Energía

Ing/Ministerio Energía/Análisis Opciones Reservas/Informes/Informe Final Corregido/FNE/RSA/mlv/Mayo 2011

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INDICE

INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………………………………………..I RESUMEN EJECUTIVO ..............................................................................................................i

1. MERCADO DE PRODUCCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS, SUS PRINCIPALES ACTORES, PRECIOS DE PARIDAD Y EXTRAPOLACIÓN DE DEMANDA. ........ 1

1.1. Introducción. ........................................................................................................... 1 1.2. Principales Actores del Mercado de Producción y Distribución de Combustibles. 1

1.2.1. ENAP y Producción Nacional de Combustibles Líquidos. ............................ 1 1.2.2. Distribuidores de Combustibles Líquidos y de GLP. .................................... 3

1.3. Evolución Histórica de Precios de los Energéticos. ................................................. 5 1.4. Precios para el Cálculo de Costos de los Almacenamientos. .................................. 7 1.5. Volumen de Importaciones y Exportaciones de Crudo, Combustibles Líquidos y

GLP. ......................................................................................................................... 8 1.5.1. Importaciones. ............................................................................................. 8 1.5.2. Exportaciones. ........................................................................................... 10 1.5.3. Importaciones Netas .................................................................................. 11

1.6. Demanda Actual de Combustibles Líquidos. ......................................................... 13 1.7. Estimación de la Demanda de Combustibles Importados y Refinados Nacionales

para el Año 2020. .................................................................................................. 14 1.7.1. Introducción. .............................................................................................. 14 1.7.2. Elasticidades de las Demandas de los Diversos Combustibles. ................. 14 1.7.3. Crecimiento del PIB Nacional. ................................................................... 15 1.7.4. Situación Base para la Estimación. ............................................................ 16 1.7.5. Demanda Estimada de Combustibles para años 2010 y 2020. ................. 17

2. LOGÍSTICA, INFRAESTRUCTURA Y ANÁLISIS DE LA CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y DE GLP. .................................................................... 19

2.1. Logística y Distribución. ........................................................................................ 19 2.1.1. Cadena Global de Distribución. ................................................................. 19 2.1.2. Logística de la Distribución. ....................................................................... 21

2.2. Detalle de la Capacidad de Almacenamiento de la Infraestructura Existente. .... 26 2.3. Análisis de la Capacidad de Almacenamiento de Combustibles Líquidos y GLP. . 31

2.3.1. Capacidad de Almacenamiento Actual del País por Macrozona. .............. 31 2.3.2. Demanda de Combustibles Líquidos Normalizadas al año 2010............... 32 2.3.3. Volumen Real de Productos Almacenados. ............................................... 33



ii

3. DISEÑO Y COSTOS DE PLANTAS DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y DE GLP. ..................................................................................................................... 35

3.1. Requisitos de Diseño Establecidos en la Normativa Vigente para Plantas de Almacenamiento de Combustibles Líquidos y GLP. ............................................. 35 3.1.1. Normativa Ambiental. ................................................................................ 35 3.1.2. Normativa de Seguridad Técnica. .............................................................. 36 3.1.3. Definición de Zonas de Riesgo. .................................................................. 38 3.1.4. Normativa de Uso de Suelo. ....................................................................... 38 3.1.5. Aplicación de la Normativa para Determinar las Zonas de Seguridad y de

Riesgo para Tanques Tipo de Combustibles. ............................................. 39 3.2. Estimación de Costo de Inversión y Operación de Plantas de Almacenamiento de

Crudo y de Combustibles Líquidos (CL) ................................................................. 40 3.2.1. Estimación de Costo de Inversión de Plantas de Combustibles Líquidos y

Crudo con Otra Configuración de Estanques (Mix). ................................... 42 3.2.2. Costo de Operación y Mantenimiento y Costos Totales de Plantas de CL.43

3.3. Estimación de Costo Inversión y Operación de Plantas de Almacenamiento de GLP. ........................................................................................................................ 44 3.3.1. Estimación del Costo de Plantas de GLP con Otras Capacidades de

Almacenamiento. ....................................................................................... 45 3.3.2. Costo de Operación y Mantenimiento y Costos Totales de Plantas de GLP.

46

4. LOCALIZACIÓN DE PLANTAS DE RESERVAS ESTRATÉGICAS PARA CUMPLIR METAS DE LA AIE. ........................................................................................................................... 47

4.1. Factores a Considerar para el Emplazamiento. .................................................... 47 4.2. Distribución Geográfica de los Consumos. ............................................................ 48 4.3. Capacidades de Oleoductos. ................................................................................. 51 4.4. Sectores Seleccionados como Factibles para instalar Plantas de Reservas

Estratégicas. ........................................................................................................... 51 4.4.1. Región de Antofagasta. .............................................................................. 52 4.4.2. Macrozona Central V y R.M. ...................................................................... 52

4.5. Macrozona Biobío (VI a la IX Región)..................................................................... 53

5. VOLÚMENES Y COSTOS DE ALMACENAMIENTO NECESARIOS PARA CUMPLIR LOS REQUISITOS DE LA AGENCIA INTERNACIONAL DE LA ENERGÍA (AIE). .......................... 62

5.1. Requerimientos de la Agencia Internacional de La Energía (AIE). ........................ 62 5.1.1. Cálculo del Promedio Diario de las Importaciones Netas. ......................... 62 5.1.2. Cálculo de las Reservas de Emergencia...................................................... 63 5.1.3. Cálculo de los Inventarios Equivalentes, expresado en Días de Existencia

Disponibles (DEP). ...................................................................................... 64 5.1.4. Sistema de Respaldo Frente a Emergencias de Suministro de Petróleo. .. 64



iii

5.1.5. Alternativas de Responsabilidad de Mantener Almacenamientos de Emergencias AIE. ........................................................................................ 65

5.2. Importación Neta Equivalente de acuerdo a la AIE para el año 2010. ................. 66 5.3. Situación Actual de Almacenamiento según la AIE. .............................................. 67 5.4. Almacenamientos Requeridos para los Tres Casos Analizados. ........................... 68

5.4.1. Caso N° 1.- Los Importadores deben mantener el total de las existencias requeridas por la AIE. ................................................................................ 68

5.4.2. Caso N° 2.- Los distribuidores deben mantener un stock adicional de 15 días de sus ventas promedio a nivel país, siendo los importadores responsables del saldo de existencias para completar los 90 días de stock de la AIE. .................................................................................................... 71

5.4.3. Caso N° 3.- Los distribuidores deben mantener un stock adicional de 20 días de sus ventas, siendo los importadores responsables de mantener el saldo de existencias para completar los 90 días de stock de la AIE. ......... 72

5.5. Determinación de las Capacidades Requeridas en Plantas Centralizadas para cumplir 90 días de Stock AIE. ................................................................................ 73

5.6. Cálculo de los Valores Presentes Promedio País de las Inversiones y Gastos de Operación de Plantas Centralizadas requeridas para cumplir 90 días de Stock AIE. ............................................................................................................................... 75

5.7. Estimación de Costos País para cumplir con los 90 días de Stock AIE al año 2011. a base de las Importaciones Netas del año 2010. ................................................... 76

5.8. Estimación de Costos Adicionales de Almacenamiento País para cumplir 90 días de Stock AIE al año 2021 a base de las Importaciones Netas del año 2020. ........ 77

5.9. Recargo en los Costos de los Productos debido a la inversión adicional para cumplir con la AIE. ................................................................................................. 80

5.10. Resumen de Características de los Casos Alternativos para Cumplir los Requisitos de la AIE. ................................................................................................................ 81

6. ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN PARA OBTENER DIVERSOS NIVELES DE SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO A NIVEL DE ZONAS. .............................................. 82

6.1. Objetivo. ................................................................................................................ 82 6.2. Parámetros Considerados para la Estimación de los Volúmenes de

Almacenamiento Requerido. ................................................................................ 82 6.3. Requerimientos Promedio de Almacenamiento de Productos para cada Zona Año

2010. ...................................................................................................................... 83 6.4. Aumentos de Inventario Promedio de Productos por Zona Año 2010................ 84 6.5. Aumentos de Capacidad de Estanques por Macrozona y Regiones Año 2010. .. 85 6.6. Estimación de Costos de Inversión para Aumentar la Capacidad Operacional y de

Seguridad Interna de Abastecimiento del País, Año 2010. ................................... 86 6.7. Análisis de Stock Mínimo considerando Estacionalidad de la Demanda. ............. 88 6.8. Estimación de Aumento de Almacenamientos, Capacidad de Estanques y Costos

de Inversión para 15 días de Stock Mínimo, Año 2020. ....................................... 89 6.9. Otros Aspectos Relativos a la Seguridad Interna de Abastecimiento. .................. 93



iv

7. ANÁLISIS DE LA CONVENIENCIA DE MANTENER RESERVAS ESTRATÉGICAS DE GAS NATURAL LICUADO, (GNL). ........................................................................................ 94

7.1. Gas Natural Licuado de Quintero : GNL Quintero. ................................................ 94 7.2. Planta de Gas Natural Licuado de Mejillones. ....................................................... 95 7.3. Aspectos a Considerar en Relación con la posible Conveniencia de mantener

Stocks de Reservas Estratégicas de GNL................................................................ 96

8. ANÁLISIS DE LAS OPCIONES DE ALMACENAMIENTO DE RESERVAS ESTRATÉGICAS DE SEGURIDAD PARA LA AIE. .......................................................................................... 99

8.1. Personas Obligadas a Mantener las Reservas de Emergencia de la AIE y a Asumir los Costos Correspondientes. ................................................................................ 99

8.2. Personas que Mantendrían y Operarían los Inventarios Físicos. Modelos Institucionales. ..................................................................................................... 101

8.3. Condiciones Básicas de Operación de una Agencia Pública que Administre, Mantenga y Opere Total o Parcialmente las Reservas Estratégicas del País. .... 105

9. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE UN SISTEMA DE MANTENCIÓN DE STOCK MÍNIMOS ZONALES POR ZONA Y POR PRODUCTO. .................................................................. 107

9.1. Principales Obligaciones. ..................................................................................... 107 9.2. Costos de Mantener Stocks Mínimos en las Diferentes Zonas del País. ............. 108

10. ADECUACIONES LEGALES REQUERIDAS PARA IMPLEMENTAR LOS MODELOS INSTITUCIONALES ANALIZADOS. .............................................................................. 109

10.1. Consideración Previa: se requiere en cualquier Evento de una Modificación de Rango Legal. ......................................................................................................... 109

10.2. Establecer la Obligación de Mantener Reservas Equivalentes a 90 días de Importaciones Netas. .......................................................................................... 110

10.3. Obligaciones Específicas a Importadores y/o Distribuidores. ............................. 111 10.4. Estado o una Empresa del Estado, Asuma Total o Parcialmente la Obligación. . 119 10.5. Constitución de una Agencia Privada o Pública, para Administrar estos

Inventarios. .......................................................................................................... 119

Contenido Anexos:

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I

INTRODUCCIÓN

1. ANTECEDENTES DEL ESTUDIO.

El presente Informe Final corresponde al Estudio “Análisis de Opciones para las Reservas de Seguridad de Combustibles Líquidos”, encargado por el Ministerio de Energía a Gamma Ingenieros S.A. Siendo la energía un elemento fundamental para el desarrollo económico, el Ministerio de Energía ha considerado que la seguridad de suministro es un objetivo clave. Entre los diversos aspectos relativos a la seguridad de suministro, está el mejorar la actual política de inventarios de combustibles líquidos, los que seguirán representando un porcentaje importante de la matriz energética. Chile, por ser un importador neto, está en una posición vulnerable frente a los diversos vaivenes de los mercados internacionales así como a eventos que puedan causar disrupciones en el suministro de combustibles líquidos a nivel mundial. Por otra parte, nuestro país corre el riesgo de sufrir eventos naturales que pueden afectar el suministro nacional de combustibles líquidos. La postulación de Chile a la Agencia Internacional de la Energía (AIE) implicaría que el país debiese cumplir con ciertos requisitos en relación al tema de inventarios de seguridad mínimos de petróleo y sus derivados. Estos stocks de reserva tendrían como finalidad mitigar los efectos de una emergencia que signifique una disrupción del mercado de combustibles líquidos a nivel mundial y que afecte a un grupo o a la totalidad de sus países miembros. El Ministerio de Energía ha encargado el presente estudio como un antecedente para evaluar el proceso de postulación de Chile a la AIE.

2. CONTENIDO DEL INFORME.

El presente informe elabora en primer lugar, los diversos antecedentes necesarios para la definición y evaluación posterior de las diferentes opciones tendientes a mejorar la seguridad de abastecimiento del país.



II

En sus primeros dos capítulos se resumen los antecedentes de precios de productos, volúmenes de importación neta y de las capacidades de almacenamiento actual, que son antecedentes necesarios para el desarrollo de los cálculos posteriores.

En el Capítulo 3 se muestran los resultados de los estudios de costos de inversión y gastos de mantención y operación para diversas Plantas de Combustibles Líquidos, GLP y Crudo.

En el Capítulo 4 se determinan las localizaciones seleccionadas como factibles para las Plantas de Almacenamiento de Emergencia que se requieren para cumplir con las condiciones de la AIE.

En el Capítulo 5 se calculan los volúmenes e inversiones adicionales requeridas para dar cumplimiento a los niveles de stock exigidos por la AIE.

En el Capítulo 6 se estudia el nivel de inversiones requeridas para mejorar la seguridad de abastecimiento interna del país en cada una de sus regiones, independientemente y como alternativa a adoptar los niveles de Reservas exigidos por la AIE.

El Capítulo 7 aborda la posibilidad de disponer de almacenamientos de GNL como Reservas de Seguridad adicionales a las existentes.

En el Capítulo 8 se analizan las principales opciones de tipo institucional para constituir las Reservas de Emergencia requeridas por la AIE.

En el Capítulo 9 se muestran las características generales de un sistema de mantención de stock mínimos zonales por producto y las principales obligaciones que tendrían distribuidores y refinadores.

El Capítulo 10 estudia la factibilidad, desde el punto de vista jurídico, de los modelos institucionales propuestos para constituir las Reservas de Emergencia requeridas por la AIE y se determinan requerimientos legales necesarios para su implementación.



i

RESUMEN EJECUTIVO 1. OBJETIVO Y ALCANCE.

El objetivo general del estudio es elaborar y evaluar propuestas sobre las opciones que tiene el país para cumplir con las Reservas de Seguridad exigidas por la Agencia Internacional de la Energía, AIE. Adicionalmente, se ha estudiado como mejorar su actual política de seguridad de abastecimiento interno de combustibles líquidos y del Gas Licuado del Petróleo en las diferentes zonas del país. La AIE exige solo la mantención de inventarios mínimos de seguridad de combustibles líquidos y de Gas Licuado del Petróleo y de Petcoke. El estudio incluye además un análisis de la posibilidad de mantener reservas de Gas Natural Licuado. De acuerdo al alcance del estudio no se estudian otros combustibles como sería el caso del carbón.

Se analizan los costos y las ventajas y desventajas de las diferentes opciones o esquemas para cumplir con los requisitos de la AIE o alternativamente sólo para mejorar la seguridad interna de suministro sin entrar a recomendar alguna de ellas en particular.

2. SITUACIÓN ACTUAL DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS DEL PETRÓLEO.

En el cuadro siguiente se muestra la situación de capacidad de estanques a Enero de 2011 y los inventarios promedio del último trimestre del año 2010. Los consumos diarios medios del año 2010 indicados en la cuarta fila fueron utilizados para calcular los días de stock de crudo, de cada producto y del total de productos refinados.



ii

Cuadro N° 1 Días de Almacenamiento 2010 por Producto a Nivel País

1 1.155.320 564.649 200.903 765.764 324.452 296.895 2.152.661

2 552.769 227.308 89.385 262.000 112.231 112.000 802.903

3 48% 40% 44% 34% 35% 38% 37%

4 28,1 9,6 3,0 21,7 4,8 6,0 45,0

5 19,7 23,6 30,1 12,1 23,6 18,8 17,8

TOTAL

REFINADOS

TOTAL

CRUDOGASOLINAS KEROSENE DIESEL

PETROLEO

COMBUSTIBLELPG

DIAS DE ALMACENAMIENTO REALES (dias)

CAPACIDAD TOTAL DE ESTANQUES

ALMACENAMIENTO (m3) (útil)

ALMACENAMIENTO UTIL ACTUAL (m3)

Promedio Oct-Dic-2010

PORCENTAJE DE USO DE LA CAPACIDAD

(%)

CONSUMO DIARIO MEDIO REAL 2010

(miles m3/día)

Nota: la Planta de Pureo se incluye como capacidad de Estanques pero no tenía aún existencias el último semestre del año 2010. Fuente: Información del Ministerio de Energía y de SEC.

Se observa que los almacenamientos actuales de crudo son de aproximadamente 20 días y los de refinados de 18 días en promedio. Por otra parte se observa que la utilización de la capacidad de estanques es baja, pudiéndose llegar fácilmente a niveles más altos.

3. REQUERIMIENTOS DE LA AIE EN RELACIÓN CON LA MANTENCIÓN DE RESERVAS ESTRATÉGICAS.

3.1. Cálculo de las Importaciones Diarias Netas y de los inventarios Equivalentes de

Acuerdo al AIE al año 2010.

La asociación con la AIE exigiría la mantención de Reservas Estratégicas calculadas como 90 días de las importaciones netas del país. Las importaciones netas son las diferencias entre las importaciones menos las exportaciones, expresadas en toneladas.

A partir de las importaciones netas en toneladas deben calcularse las importaciones netas en crudo equivalente a base de factores definidos por la AIE. En el cuadro siguiente N° 2 se presenta como se realiza este cálculo utilizando las importaciones netas de Chile del año 2010.



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Cuadro N° 2 Cálculo de Importaciones Diarias Equivalentes AIE Año 2010

1.1 Crudo 9.680,1 0,90 8.712 0,96 8.363,6

1.2 Productos Refinados

Gas Licuado 1.502,4 0,52 781 1,065 832,0

Gasolina 941,1 0,73 687 1,065 731,7

Kerosene 0,0 0,8 0 1,065 0,0

Diesel 5.417,9 0,84 4.551 1,065 4.846,8

Pet. Combustible -0,1 0,99 0 1,065 -0,1

17.541 14.731 14.774,1

40,5

Importación

Neta Miles Ton

Importaciones

Netas Miles Ton

equiv. AIE

Factor AIE

Productos

Importaciones

Netas Miles m3

anuales

Densidad

Ton/m3

TOTAL

Importaciones diarias netas (Miles Ton eq./día)

El resultado del Cuadro N° 2 es que para el año 2010 la AIE calcula que Chile tiene importaciones netas anuales equivalentes AIE de 14.774 miles de ton por año y un valor diario equivalente a 40.500 ton/día. Para el cálculo de las reservas del país, de acuerdo a la AIE, deben considerarse los mismos factores indicados en el Cuadro N° 2, o alternativamente a elección del país miembro, las indicadas en el cuadro siguiente N° 3. Los factores indicados en el Cuadro N° 3 son ligeramente más convenientes para la estructura de la demanda del país, por lo que se utilizarán en lo sucesivo.

Cuadro N° 3 Cálculo de Toneladas Equivalentes AIE de Almacenamiento Real País

Oct.-Dic. 2010

Stock Actual

Miles m3

Utiles

Densidad

Ton/m3

Stock Actual

mil Ton

Factor

AIE

Stock Actual

mil Ton

equivalentes AIE

1.1 Crudo 553 0,9 497 0,96 478


Gas Licuado 112 0,52 58 0 0

Gasolina 227 0,73 166 1,2 199

Kerosene 89 0,80 72 1,2 86

Diesel 262 0,84 220 1,2 264

Pet. Combustible 112 0,99 111 1,2 133

1.356 1.124 1.160

28,7

Almacenamiento total equiv.AIE

Productos

Días AIE de stock - Miles ton eq./día



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El cálculo del almacenamiento equivalente resultante es de 1.160 ton. Al dividir este valor por las importaciones diarias netas equivalente del Cuadro N° 2, se calculan los días AIE de stock : 1.160 mil ton/40,5 mil ton/día = 28,7 días. El valor calculado es sólo un 32% de los 90 días equivalentes exigido por la AIE, por lo cual deben aumentarse los stock en alrededor de 3,1 veces, cálculo que se realiza a continuación.

3.2. Almacenamiento Total País Requerido para Cumplir con los 90 días de Almacenamiento Equivalente de la AIE – 2010

Los resultados del cálculo del inventario necesario para obtener los 90 días AIE de stock a base de las importaciones netas del año 2010, se muestra en el cuadro N° 4 siguiente.

Cuadro N° 4 Almacenamiento País Requerido por la AIE Base 2011

1.1 Crudo 2.413,4 0,9 2172 0,96 2.085,2


Gas Licuado 374,6 0,52 195 0 0,0

Gasolina 234,6 0,73 171 1,2 205,5

Kerosene 0,0 0,8 0 1,2 0,0

Diesel 1.350,8 0,84 1.135 1,2 1.361,6

Pet. Combustible 0,0 0,99 0 1,2 0,0

Almacenamiento total equivalente 4.373 3.673 3.652,3

90

Stock Miles

Ton equiv.

Densidad

Ton/m3Factor

Stock Miles

Toneladas

DIAS AIE DE STOCK

ProductosStock

Requerido

Miles m3

El stock equivalente AIE calculado fue de 3.652.300 ton eq. AIE. Este valor dividido por las importaciones diarias netas AIE del año 2010 iguales a 40.500 ton/día, resulta en la cifra exigida de 90 días AIE. De acuerdo con la reglamentación de la AIE, y debido a que se han considerado las exportaciones netas del año 2010, los inventarios indicados serían exigibles para el año 2011. En el cuadro siguiente se calcula el almacenamiento adicional al actual que sería necesario para cumplir los requisitos de la AIE. Al stock total requerido se resta el almacenamiento actual, determinándose el requerimiento de aumento de stocks. En la última columna se calcula el volumen de estanques que serían necesarios para el aumento de los stocks. Se ha supuesto que dados los



v

requisitos de rotación de los stock y la necesidad de mantención de los estanques, y que ellos estarían destinados sólo a almacenamientos estratégicos, los estanques estarían utilizados en un promedio del 80%.

Cuadro N° 5 Almacenamiento Adicional País para cumplir lo Requerido por la AIE-2011

Miles de m3 útiles

1.1 Crudo 2.413,4 552,8 1.860,6 2.325,8

1.2 Productos RefinadosGas Licuado 374,6 112,0 262,6 328,2

Gasolina 234,6 227,3 7,3 9,2

Kerosene 0,0 89,4 -89,4 -111,7

Diesel 1.350,8 262,0 1.088,8 1.360,9

Pet. Combustible 0,0 112,2 -112,2 -140,3

4.373 1.356 3018 3.772Almacenamiento total

Aumentos de

Capacidad de

Estanques

Stock Promedio

Actual Aumento Stock

Stock Total

RequeridoProducto

En el cuadro siguiente se realizan los ajustes necesarios dado que algunos aumentos de stock resultaron negativos. Como para la AIE todos los combustibles líquidos son equivalentes, el hecho de disponer de exceso de stock en kerosenes y petróleo combustible, puede descontarse del requerimiento del diesel. Además, y por ser más económico, el aumento de stock de gasolinas, se agrega también al diesel. El resultado se muestra en el cuadro siguiente manteniéndose la suma total de almacenamiento.

Cuadro N° 6 Almacenamiento Adicional País para Cumplir lo Requerido por AIE Ajustado

2011

1.1 Crudo 2.413,4 552,8 1.860,6 2.325,8


Gas Licuado 374,6 112,0 262,6 328,2

Gasolina 234,6 227,3 0,0 0,0

Kerosene 0,0 89,4 0,0 0,0

Diesel 1.350,8 262,0 894,5 1.118,1

Pet. Combustible 0,0 112,2 0,0 0,0

Almacenamiento total 4.373 1.356 3.018 3.772

Productos

Aumentos

capacidad

estanques miles m3

Total Miles

m3

Alm Actual

miles m3

Aumento Alm

miles m3



vi

De acuerdo a lo indicado en el Cuadro N° 6, bastaría aumentar los stock de crudo de Gas Licuado y Diesel. En el caso de los stock de crudo, las refinerías podrían optar por tener una parte de este inventario como productos refinados en volúmenes AIE equivalentes. Los stocks de crudo siempre deberán estar cercanos a las refinerías. Sería por lo tanto necesario que se determinara la factibilidad y la mejor localización de los aumentos de capacidad requeridos en productos refinados.

3.3. Localización y Costos de Almacenamiento Adicionales para 90 días AIE.

En primer lugar deben seleccionarse las localizaciones más adecuadas y factibles considerando los siguientes criterios de ubicación:

Cercanía a las zonas de mayores consumos, con la finalidad de poder suministrar en caso de emergencias con mayor rapidez y poder rotar los inventarios entregando al mercado zonal.

Volumen de cada producto aproximadamente proporcional a los consumos con el objetivo de cubrir las demandas de todos los productos en caso de una emergencia.

Cercanía a terminales y/o oleoductos para poder recibir y despachar sin incurrir en mayores costos por estos conceptos.

Disponibilidad de terrenos amplios. En el Capítulo 3 del estudio se indica que no sólo se deben cumplir con las distancias de seguridad, sino que también con las distancias de riesgo a personas y viviendas en caso de accidentes. Esto obliga a disponer de terrenos propios del orden de 1,5 km2 para cada planta.

Las condiciones de uso de suelo deben ser tales que éstos sean aptos para instalaciones de este tipo. En el caso de terrenos agrícolas, para obtener el cambio de uso del suelo, éstos deberían ser de poco valor agrícola.

En el Capítulo 4 se indican posibles localizaciones factibles determinadas con los criterios anteriores en la zona central que incluye la Región Metropolitana y la VI; en la VIII Región y en la II Región de Antofagasta. Las capacidades de las Plantas que cumplen con los requisitos de la AIE estimados a base de las importaciones netas del año 2010 y sus ubicaciones factibles determinadas a base de los criterios indicados, se muestran en el Cuadro N° 7. Se consideran estanques de crudo y Diesel de 50.000 y 25.000 m3 y estanques refrigerados de 35.000 y 25.000 m3 para Gas Licuado.



vii

Cuadro N° 7 Estimación de las Capacidades Útiles Adicionales en Plantas y Estanques de

Almacenamiento AIE – 2010 Miles m3

ANTOFAGASTA II 0 200 25 225

VALPARAISO V y RM 1.200 525 175 1.900

BIO-BIO VI a IX 1.150 400 105 1.655

Alm Estrategico a distribuir 2.350 1.125 305 3.780

GasolinasMacrozonas

SeleccionadasRegiones

Crudo

Importado Kerosene Diesel

Petróleo

CombustibleLPG Total

A continuación en el Cuadro N° 8 se indican los costos unitarios de almacenamiento de los productos y de las plantas de almacenamiento y los costos totales de Inversión en millones de dólares. Los costos unitarios de los productos son los precios de paridad de importación para un precio del crudo WTI de US$ 100/barril. Los costos unitarios de las Plantas incluyen los valores presentes de 20 años de mantención y operación calculados a una tasa del 10% anual.

Cuadro N° 8

Estimación de Costos de Almacenamientos Adicionales para 90 días AIE-2011

Alm.

Adicional

Estanques

Adicionales

Costo Unit.

Productos

Costo Unit.

PlantasCostos Totales

miles m3 miles m3 US$/m3 US$/m3 millones US$

1.1 Crudo 1.860,6 2.350,0 629,0 364 2.025,7


Gas Licuado 262,6 305,0 563,1 1.074 475,4

Gasolina 0,0 0,0 796,0 0,0

Kerosene 0,0 0,0 861,5 0,0

Diesel 894,5 1.125,0 840,8 386 1.186,3


Total 3.018 3.780 3.687

Días AIE de stock 90

Productos

Los costos país determinados en el cuadro anterior considerando las cifras de importación neta del año 2010, son de 3.687 millones de dólares. El costo proyectado para el año 2021, calculado a base de la proyección de las importaciones netas al 2020 es de 5.518 millones de dólares. La metodología de la proyección de la demanda se detalla en el Capítulo 1 del Informe.



viii

Considerando que la inversión total se paga en 20 cuotas anuales con un 10% de interés, el recargo promedio en el costo de los productos refinados (gasolinas, kerosenes, Diesel, petróleos combustibles y GLP) es de 13,5 $/lt dados los requerimientos de almacenamiento adicional al año 2011 y de 13,1 $/lt al año 2021.

4. REQUERIMIENTOS Y COSTOS DE LA FIJACIÓN DE ALMACENAMIENTOS MÍNIMOS DE PRODUCTOS REFINADOS DEL PETRÓLEO EN LAS DIFERENTES ZONAS DEL PAÍS.

4.1. Objetivos y Definiciones Previas.

En caso de que no se opte por asociarse con la AIE, se debería considerar la posibilidad de mantener ciertos almacenamientos mínimos en las diferentes zonas del país, de modo de mitigar el efecto que eventos locales como terremotos, maremotos, cortes de caminos o similares, puedan dejar sin suministro de combustibles a zonas del país. Actualmente, el DFL-1 obliga a los refinadores y distribuidores a mantener 25 días de stock en el país, pero no especifica que estos inventarios se mantengan en cada zona o en forma centralizada. Las zonas que no cuentan con este almacenamiento podrían quedar aisladas del resto del país por períodos más o menos prolongados, durante los cuales deberían abastecerse de sus stock propios. Por este motivo se estudia la posibilidad de fijar stock mínimos en las distintas zonas del país en función de sus propios consumos o demandas. Se define como zona donde se deben mantener stock mínimos a las regiones o a las macrozonas constituidas por varias regiones vecinas que por su cercanía y/o por disponer de oleoductos que las atienden, pueden compartir sus stocks mínimos de seguridad. Las macrozonas consideradas son las siguientes zonas:

Central : V Región y Región Metropolitana (incluye la Refinería Aconcagua)

Centro Sur : VI a la IX Región (incluye la Refinería Biobío).

4.2. Principales Parámetros para la Estimación de Stocks.

Se consideran 4 niveles de stock mínimos de 10, 15, 20 ó 25 días, a ser cumplidos entre los refinadores y los distribuidores. Para estimar los costos requeridos para mantener diferentes niveles de stock mínimo, se han considerado además, los parámetros operacionales indicados en el Cuadro N° 9.



ix

Cuadro N° 9 Parámetros para el Cálculo de Stocks Necesarios

Stock Operacional MáximoStock Mínimo

de Seguridad

Tiempo de llegada de barcos de combustibles

líquidos a plantas marítimas.10 días

Entrega mínima de barcos de cabotaje 1.000 m3

Margen de seguridad por demora de barcos o

aumentos de demanda5 días

+

5 días de consumo zonal

Tiempo entre llegada de pedidos de

combustibles7 días 7 días de consumo zonal

Margen de seguridad por demora de entregas

o aumentos de demanda5 días

+


Entrega de barcos de Productos Refinados

(Gasolina, Diesel y GLP)50.000 m3

50.000 m3 de Gasolina, Diesel y GLP

Stock para despacho de cabotajes del total de

cabotaje diario país5 días

+

5 días de cabotaje diario nacional

Condiciones de Recepción o Despacho de Productos

Zona de

Refinerías

(Regiones V y

VIII)

10, 15, 20 o 25

días de

consumo zonal

10, 15, 20 o 25

días de

consumo zonal

10, 15, 20 o 25

días de

consumo zonal

Mayor entre 10 días de consumo zonal

ó 1.000 m3

Zona de Plantas

Marítimas

(Regiones XV a IV

y X a XII)

Zona de Plantas

Terrestres

(Regiones RM, VI,

VII y IX)

4.3. Costos de Ia Mantención de Stock Mínimos Zonales para la demanda del año 2010.

La demanda calculada para el año 2010 y utilizada en el cálculo de costos de stock mínimos corrige el hecho de que la distribución y la penetración del Gas Natural al año 2010 aún no han retornado a los niveles que tenía cuando se inició la limitación de suministro del gas natural desde Argentina. Con este objetivo se extrapoló la demanda del año 2005 al año 2010. El detalle del cálculo se indica en el Capítulo 1 del Informe. A base de los parámetros indicados en el cuadro N° 9 anterior, se calcula en primer lugar el máximo stock instantáneo que puede tener una planta de almacenamiento, como el stock operacional máximo más el stock mínimo de seguridad zonal. El inventario promedio adicional al actual, el que se utiliza en el cálculo del costo financiero de almacenamiento, se calcula, para cada zona, como el promedio entre el máximo stock instantáneo y el stock mínimo zonal menos el inventario actual. El costo de los productos es el precio de paridad de importación para un precio del crudo WTI de 100 US$/barril. El volumen de estanques adicionales requeridos por producto y por zona se calcula como el volumen del máximo stock instantáneo, más un margen de seguridad frente a cambios de la demanda igual al volumen de 5 días de los consumos zonales, menos la capacidad útil actual de estanques. El costo unitario



x

de los estanques se calculó considerando que básicamente se requerirían sólo ampliaciones de plantas existentes. El detalle de este cálculo se indica en el Capítulo 6. Los resultados para 15 días de stock mínimo zonal se indican en el cuadro siguiente N° 10.

Cuadro N° 10

Estimación de Costos de Inversión y Operación por Aumento de Capacidad Zonal de Productos Refinados (15 días) – Demanda año 2010

70.913 30.914 5.380 210.482 23.962 85.721

628,97 796,02 861,51 840,81 623,29 563,15

44.602 24.608 4.635 176.974 14.935 48.273

44.602

0 11.065 5.262 33.224 4.365 43.464

468 390 296 349 1900

0 5.178 2.052 9.834 1.523 82.581

0

44.602 29.787 6.687 186.809 16.459 130.855

44.602

COSTOS DE AMPLIACIÓN DE PLANTAS

U$/m3

COSTOS POR PRODUCTO Miles U$

COSTOS DE ESTANQUES POR PRODUCTO

Miles U$

269.426

101.170

370.596COSTO TOTAL TODOS LOS PRODUCTOS Miles

U$

MAYOR ALMACENAMIENTO DE CRUDO Y

PRODUCTOS (m3)

MAYOR CAPACIDAD DE ESTANQUES EN

PLANTAS EXISTENTES m3

COSTOS DE PRODUCTOS U$/m3

COSTOS TOTALES: PRODUCTOS MAS

ESTANQUES Miles U$

COSTOS TOTALES DE ALMACENAMIENTO

Miles U$

COSTOS TOTALES DE ESTANQUES Miles

U$

GASOLINAS KEROSENE DIESEL

COSTOS DE INVERSIÓN Y M Y O POR AUMENTO DE CAPACIDAD

PETROLEO

COMBUSTIBLPGCRUDO

En resumen, el costo para los Refinadores y Distribuidores es estimado para 15 días de stock mínimo sería de US$ 370,6 millones en productos refinados y US$ 44,6 millones en crudo con un total de US$ 415,2 millones. El análisis de las capacidades de almacenamiento de cada zona muestra que los principales riesgos de abastecimiento están ubicados en la zona Norte y en la RM en relación al Gas Licuado y en varios de los terminales marítimos y en la RM para los combustibles líquidos. En el Cuadro N° 11 se indican los costos que deberían asumir los Refinadores y Distribuidores para varios niveles de stock mínimo y para las demandas de los años 2010 y 2020.



xi

Cuadro N° 11 Costos de Inversión Adicionales para varios Niveles de Stock Mínimo Zonal de

Combustibles Líquidos y de Gas Licuado – 2010 y 2020 Miles de US$

10 15 20 25

Costos de Inversión 2010210,0 415,2 729,6 1.124,5

Costos de Inversión 2020261,7 521,1 953,4 1.548,8

Niveles de Stock mínimo en días para cada región

Los stock mínimos de cada producto y de cada zona deberían fijarse en volumen a base de cifras históricas anuales medias. Debido a que las demandas mensuales varían estacionalmente, existirían períodos del año durante los cuales los stock mínimos fijados en volumen, al expresarlos en días de consumo de cada mes, serían ligeramente menores a los indicados en el cuadro anterior. El Cuadro N° 12 siguiente presenta los días reales de stock por producto que se tendrían durante el mes de máxima demanda de cada uno.

Cuadro N° 12 Días de Stock Reales por Producto en meses de Demanda Máxima

Días de Stock base demanda

Promedio10 15 20 25

Mes Máxima demanda de:

Crudo 9,4 14,0 18,7 23,4

Gasolina 9,0 13,4 17,9 22,4

Kerosene 8,2 12,4 16,5 20,6

Diesel 7,7 11,5 15,3 19,2


Gas Licuado 7,6 11,4 15,2 19,0

5. ESQUEMAS DE IMPLEMENTACIÓN U OPCIONES PARA MANTENER RESERVAS DE SEGURIDAD REQUERIDAS POR LA AIE.

5.1. Resumen de Opciones y Nivel de Costos país para mantener reservas de

Seguridad al Nivel requerido por la AIE.

En caso de que se resolviera asociarse con la AIE, las opciones o alternativas de acción, serían las siguientes:



xii

1) Una Agencia mantiene centralizado el total del stock faltante (90 días) adicional al stock normal existente.

Esta Agencia podría constituirse como una Agencia Pública o Privada o como un servicio o empresa del Estado.

Se considera que una Agencia Pública o Pública Privada o empresa Pública centralizaría la mantención de los stock adicionales requeridos, más allá de los stocks operacionales existentes. Corresponde a la opción descrita anteriormente en el punto 3 con un costo de 3.687 millones de dólares al año 2011 y de 5.518 millones de dólares al año 2021.

2) La obligación de mantener los almacenamientos estaría totalmente a cargo de los actores del mercado.

En este caso los responsables de mantener los stock serían los importadores de crudo y de productos refinados. En este caso los costos efectivos de esta alternativa dependerán del grado de asociación con la que los importadores de crudo, de gas licuado y de combustibles líquidos enfrentan este desafío, con la finalidad de no perder las economías de escala que es posible lograr con un almacenamiento de manejo centralizado. Si se logra esta coordinación, que sería lo más probable, el costo país de esta alternativa sería igual al indicado anteriormente. Se considera que los requerimientos de almacenamiento de crudo, pueden ser cumplidos por los refinadores con almacenamiento de volúmenes equivalentes de productos refinados.

3) Alternativa Mixta. Una Agencia mantiene una parte de los stocks de seguridad adicionales a los existentes, siendo el saldo mantenido por los actores del mercado.

Un posible ejemplo de esquema sería el calculado en el punto 5.5.3. del estudio, el que consiste en exigir que los refinadores y distribuidores mantengan un stock adicional al actual equivalente a 20 días de sus ventas de productos refinados a nivel país en forma adicional a los 18 días actuales y el resto, equivalente a 45 días de importaciones netas, sería almacenado parcialmente por una Agencia (por ejemplo 25 días de importaciones netas) con cargo a los importadores netos y el saldo sería almacenado por los mismos importadores en sus propias instalaciones (20 días de importaciones netas). Otros esquemas con una mayor



xiii

participación de los importadores netos se indican en el Capítulo 5 del Informe. El costo país de esta alternativa sería sólo marginalmente superior a los costos de las alternativas anteriores, ya que si por una parte se pierden en parte las economías de escala, por otra parte la mantención de un stock adicional por parte de los refinadores y de los distribuidores, se podría lograr en parte con aumentos de capacidad de las platas existentes cuyas ampliaciones tienen costos inferiores a los costos de plantas nuevas. La responsabilidad de mantener almacenamientos de seguridad incluye la propiedad o la disponibilidad de los inventarios, la mantención de la calidad del stock de productos, la propiedad de las Plantas de Almacenamiento o el arriendo de servicios de almacenamiento con terceros. La disposición de los productos en caso de emergencia calificada por la AIE correspondería al Estado que puede delegar esta función en la Agencia. La Agencia puede también comprar y vender productos durante su operación normal. Los importadores netos serían responsables de mantener stocks en sus propias instalaciones o en la Agencia, en función de los volúmenes de importación neta de cada uno. En caso de existir una Agencia, deben mantener derechos de almacenamiento con la Agencia en la parte que sería requerida, pudiendo cumplir el resto total o parcialmente a través de la misma Agencia a través de convenios especiales o en instalaciones propias o de terceros. Los importadores para su propio consumo, (caso de Petcoke), deberían mantener ellos mismos 90 días de stock de sus importaciones netas.

En los casos a) y b) el financiamiento de los costos de la Agencia, sería a base de cuotas de inversión y de operación las que serían de cargo de los importadores netos de crudo y de productos refinados, tal como es la práctica más usual de los miembros de la AIE más el acceso a financiamiento bancario o de emisiones de bonos. Tanto los privados como la Agencia pueden contratar el servicio de almacenamiento con terceros.



xiv

5.2. Ventajas de las Diferentes Opciones para Mantener Reservas de Seguridad AIE.

En el cuadro siguiente se resumen las ventajas de las alternativas extremas de Esquemas de Implementación. Se indican además, ejemplos de países que han adoptado cada una de las opciones.

Cuadro N° 12 Ventajas de las Principales Alternativas de Institucionalidad del

Almacenamiento AIE

Almacenamiento Descentralizado en los Actores del mercado (Italia, Grecia)

Almacenamiento Centralizado en una Agencia Pública (Alemania)

Posibilidad de Optimización de los recursos Existentes

Mayor cercanía a los centros de consumo

Experiencia Técnica

Conocimiento del mercado

Posible mejor aprovechamiento de economías de escala

Mayor capacidad de control y manejo de las existencias en caso de emergencia

Mayor facilidad de financiamiento

Abastecimiento y Almacenamiento flexible y más económico para importadores más pequeños.

Los sistemas mixtos (España, Portugal, Bélgica), pueden capitalizar varias de las ventajas de ambos sistemas con un costo similar a las otras dos alternativas indicadas.

6. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE UN SISTEMA DE MANTENCIÓN DE STOCK MÍNIMOS ZONALES POR ZONA Y POR PRODUCTO.

En caso de que no se opte pos asociarse con la AIE, se debería considerar la posibilidad de exigir la mantención de stock mínimos zonales por producto (ver punto 3), los que podrían mitigar los problemas de suministro causados por eventos propios del país como terremotos, corte de caminos, etc. A continuación se indican las principales características de este sistema. 6.1. Principales Obligaciones.

Los distribuidores deberán mantener los stock mínimos definidos en días de venta, de combustibles líquidos o de gas Licuado en cada zona donde



xv

comercializan sus productos. (Por ejemplo, 15 días de ventas o consumos zonales promedio del año calendario anterior).

En las zonas donde existan refinerías o sus filiales, éstas compartirán con los distribuidores, el cumplimiento de los stocks mínimos de productos refinados (Por ejemplo: 7,5 días de venta cada refinador y 7,5 días cada distribuidor).

El stock mínimo en días de consumo es aplicable a cada producto en cada zona. Por ejemplo, 15 días de venta o consumo zonal calculados a base de las ventas o consumos del año calendario anterior.

Las empresas o personas que importen productos refinados del petróleo para su propio uso, denominados a continuación como usuarios-importadores, deberán mantener los días de stock definidos para los distribuidores los que deben ser calculados a base de sus importaciones del año anterior.

Los distribuidores y refinadores podrán mantener los stocks de productos requeridos en sus propias instalaciones o en las de terceros a base de stock propios, arrendados o en consignación siempre que éstos estén disponibles rápidamente, para su despacho a usuarios finales.

La conversión de los stocks mínimos de días a volumen de cada producto en cada zona para cada refinería, distribuidor e importador directo, será realizada por el Ministerio de Energía para cada año calendario considerando los consumos del año anterior y posibles ajustes en la proyección de la demanda.

El Ministerio de Energía podrá recabar la información de ventas e inventarios de cada distribuidor, refinador e importador y ejercer las funciones de supervisión del cumplimiento de los stocks y la aplicación de las multas que corresponda.

La mantención de los stock físicos y su costo es de responsabilidad de las personas obligadas a mantener los stocks mínimos.

6.2. Principales Definiciones.

Las zonas donde habría que completar los stock mínimos serían las regiones o macrozonas constituidas por combinaciones de regiones, que por ser vecinas y cercanas o por disponer de oleoductos que las atienden, pueden compartir sus stocks de seguridad. Las macrozonas son las zonas ya indicadas en el punto 4.1.:

Central: V Región y Región Metropolitana (incluye la refinería Aconcagua).

Centro Sur : VI a la IX Región (incluye la Refinería Biobío).



xvi

Se entenderá como Distribuidor de Combustibles Líquidos y de Gas Licuado a los que compran a refinerías, importan o compran estos productos a Importadores y venden a los usuarios finales, a Servicentros o a Distribuidores minoristas. Los distribuidores minoristas que compran a distribuidores, incluidos los servicentros, no estarían sujetos a obligaciones de mantención de stock.

6.3. Costos de Mantener Stocks Mínimos en las Diferentes Zonas del País.

Los costos fueron indicados en el punto 4. Considerando un stock mínimo de 15 días el costo país sería de US$ 415 millones de dólares a base de las demandas del año 2010 y de US$ 521 millones para las demandas del año 2020. Los costos correspondientes a otros niveles de stock mínimo se indican en el Cuadro N° 11 del punto N° 5 del presente Resumen Ejecutivo.

7. PRINCIPALES ADECUACIONES LEGALES REQUERIDAS PARA IMPLEMENTAR LOS MODELOS O ALTERNATIVAS INSTITUCIONALES ANALIZADOS. Es posible sostener que cualquiera sea el modelo que se utilice, necesariamente se requerirá de una modificación de norma de rango legal que así lo disponga. Por de pronto, se deberá modificar necesariamente el artículo 7, del DFL 1/78, norma de rango legal, en este caso un Decreto con Fuerza de Ley, el cual sólo puede ser modificado por una norma jurídica de igual o superior jerarquía. Por otra parte, cualquiera de las alternativas analizadas, implicará regular y/o restringir actividades económicas lícitas y eventualmente alterarán las competencias de instituciones, (o derechamente se crearán entidades específicas), ambas materias son materias de expresa reserva legal, conforme lo dispone el artículo 19 Nº 21 y el art. Nº 63 Nº 141 en relación al inciso 4, Nº 2 del artículo 652 de la Constitución Política. Por su parte, en el evento que se pretenda que exista la participación del Estado en la propiedad o administración de los inventarios, y por lo tanto ello implique desarrollar actividades económicas, deberá necesariamente aprobarse mediante una Ley de

1Art. 63, Nº 14, “Sólo son materias de ley: Las demás que la Constitución señale como leyes de iniciativa exclusiva

del Presidente de la República”. 2Art. 65 inc. 4 Nº2: “Corresponderá, asimismo, al Presidente de la república la iniciativa exclusiva para: Crear

nuevos servicios públicos o empleos rentados, sean fiscales, semifiscales, autónomos o de las empresas del Estado; suprimirlos y determinar funciones o atribuciones”.



xvii

Quórum Calificado. Es indiferente, en este sentido, la modalidad en la cual participe el Estado directamente, a través de una agencia u otro organismo público. Finalmente, y considerando que estos inventarios corresponden a un servicio público que debe proveerse de manera permanente y continua, es posible establecer exigencias y restricciones en la gestión de los mismos, en especial en situaciones de emergencia, potestades que deberán establecerse a través de una ley. Un análisis detallado se acompaña en el Capítulo 10 del Informe.



1

1. MERCADO DE PRODUCCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS, SUS

PRINCIPALES ACTORES, PRECIOS DE PARIDAD Y EXTRAPOLACIÓN DE DEMANDA. 1.1. Introducción.

El presente capítulo entrega una descripción general de los principales actores del mercado de producción y distribución de combustibles. Presenta luego el desarrollo histórico de los precios de los combustibles y define los precios estándar que se considerarán para el cálculo de los costos de su almacenamiento. Además se incluye la evolución de los volúmenes de importación y exportación de Chile, y los volúmenes de importación neta que son la base de cálculo de la AIE. Finalmente se entrega la estimación de la demanda de combustibles para los años 2010 y 2020 con base en el consumo del año 2005.

1.2. Principales Actores del Mercado de Producción y Distribución de Combustibles. 1.2.1. ENAP y Producción Nacional de Combustibles Líquidos.

ENAP es una empresa 100% estatal y posee tres refinerías ubicadas en las costas de las regiones V, VIII y XII. Importa petróleo crudo a ser refinado y también importa productos refinados para venderlos a los distribuidores, según sea necesario de acuerdo a la capacidad de las refinerías. Produce también petróleo crudo en la región de Magallanes. Sin embargo la gran mayoría del crudo procesado es de origen importado. El crudo de producción interna varía como porcentaje del crudo procesado de un 1,3% en el año 2008 al 2,8% en el año 2010. El crudo importado viene de diferentes fuentes, particularmente de países que por tener acuerdos comerciales con Chile quedan exentos de derechos de internación. Dos tercios del crudo provienen de Latinoamérica y un tercio del mar del Norte.

En el cuadro siguiente N° 1.1., se indican los consumos de petróleo y producción de productos refinados de ENAP del año 2009.



2

Cuadro N°1.1. Capacidades y Producción de Refinerías ENAP-2009

Miles m3/año

Aconcagua Bíobío Gregorio Total

Capacidad anual de Procesamiento de

Petróleo Crudo (Cap. Diaria x 365) 5.840 6.570 730 13.140

Petróleo procesado año 2009 5.106 5.641 379 11.126

Producción:

Producción gas Licuado 320 251 790 1.361

Producción gasolina 1.692 1.445 69 3.206

Producción kerosene 459 338 42 839

Producción Diesel 1.794 2.214 85 4.093

Producción petróleo combustible 713 1063 0 1.776

Nafta 32 10 129 171

Productos industriales 188 423 0 611

TOTAL PRODUCTOS REFINADOS 5.792 5.475 1.182 12.449 Fuente: Estadísticas SEC-2009

Las refinerías de ENAP poseen capacidad de almacenamiento de petróleo crudo y de productos refinados. El petróleo crudo llega a las refinerías Biobío y Aconcagua por barcos de alta capacidad, tipo Panamax (60.000 m3) y Suez (160.000 m3). Los productos refinados son despachados básicamente desde sus tanques de almacenamiento a las Plantas de Almacenamiento de los distribuidores por barco (cabotajes), oleoductos o poliductos de su propiedad. ENAP tiene además una participación en la empresa Sonacol, dueña de los poliductos y oleoductos de Concón a Maipú y de Maipú a San Fernando. Los despachos de las Refinerías de ENAP por barco se realizan a los diversos terminales marítimos que poseen los distribuidores a lo largo del país.

ENAP también tiene ventas directas a clientes finales, los que en el año 2009 fueron de un 2,3% del total de las ventas de combustibles líquidos en el país. Del total de este porcentaje cerca del 70% fueron ventas de Petróleo Combustible IFO a los barcos petroleros que recalan en sus terminales marítimos. En años anteriores , entre el 2005 y el 2008 el porcentaje de combustible IFO representó, en promedio, el 92% de las ventas directas.



3

1.2.2. Distribuidores de Combustibles Líquidos y de GLP. Existen distribuidores de los diversos combustibles líquidos, y otros distribuidores dedicados exclusivamente al Gas Licuado. Esto último se debe a que ENAP históricamente entregó concesiones de distribución de Gas Licuado por regiones a empresas que se dedicaran exclusivamente a este negocio.

a) Distribuidores de Combustibles Líquidos.

Estos distribuidores son empresas privadas que compran a ENAP o importan directamente y entregan los combustibles a sus clientes utilizando principalmente camiones estanques. Sus principales clientes son las estaciones de servicio, las empresas de transporte, aviones y barcos (Ranchos), industrias, minería, comercio y viviendas e instituciones. Las principales Empresas Distribuidoras son COPEC, Shell, Terpel (ex Repsol-IPF), Petrobrás (Ex ESSO), JLC, Santa Elena, NH y Cabal. Las primeras son las más antiguas y de mayor volumen. Las cuatro últimas, son distribuidoras pequeñas y de reciente entrada al mercado. Los distribuidores también importan directamente productos refinados ya sea a través de Barcos que llegan a sus Plantas de Almacenamiento que cuentan con terminales marítimos (cañerías submarinas o muelles), o en menor volumen por tierra desde Argentina. En la Figura N° 1.1., se muestran las principales relaciones de propiedad entre los distribuidores de combustibles líquidos y sociedades filiales dedicadas al almacenamiento de combustibles (COMAP de COPEC y SHELL, COMACO de Petrobrás y SHELL y EMALCO de ENAP) y sus relaciones con la Sociedad de Oleoductos SONACOL y la Empresa Marítima de Cabotajes SONAMAR.



4

Figura N° 1.1: Propiedad de Empresas Dedicadas a la Distribución de Combustibles Líquidos

ENAP

Comaco

Exploración y Extracción

Refinación

ENAP Refinería

Comap

Almacenamiento

TransporteOleoductos Barcos

Distribución Mayorista de Combustible Líquidos

Pureo

SHELLCOPEC PETROBRAS TERPEL

SonacolS.A.

SONAMAR

ENAP Refinerías

ENAP Magallanes

Distribución Minorista de Combustible Líquidos

53%

10%

15% 22%

14%

14%

50% 50%

50% 50%

72%

100%

100% 100%

49% 18% 19% 14%

Fuente: Basado en Claudio A. Agostini y Eduardo Saavedra. La Industria del Petróleo en Chile. 2009.



5

b) Distribuidores de Gas Licuado del Petróleo (GLP).

Los distribuidores a nivel nacional son los siguientes:

Abastible. Posee un Terminal de importación en el puerto de San Vicente en la zona de Concepción. Es una filial de COPEC.

Gasco. Es socio de un importante Terminal dedicado exclusivamente a la importación, GASMAR, ubicado en Quintero, V Región.

Lipigas. Actúa en algunas regiones con el nombre de filiales como ENAGAS. No tiene terminales marítimos.

La empresa GASMAR se dedica exclusivamente a importar GLP y entregarlo a los distribuidores. Además del uso de los Terminales marítimos indicados, las distribuidoras de GLP tienen plantas de almacenamiento, envasado y despacho a clientes, abastecidas por oleoductos o por camiones. Adicionalmente estas empresas importan del orden de 400 mil Ton de GLP desde Argentina, en particular de la zona de Neuquén, utilizando camiones que entran al país principalmente por el paso de Libertadores, la IV, IX y la X Región.3

1.3. Evolución Histórica de Precios de los Energéticos.

Los precios de los combustibles importados son similares a lo largo del país debido a que los precios en los distintos puertos son prácticamente idénticos debido a la política de libre importación.

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 la Figura 1.2. se muestra la variación de precios paridad de importación.

3 Fuente: Estadísticas de Aduana de Chile.



6

Figura N° 1.2 Variación de Precios Mensuales de Paridad de Importación

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Ma

r-2

005

Sep

-2005

Ma

r-2

006

Sep

-2006

Ma

r-2

007

Sep

-2007

Ma

r-2

008

Sep

-2008

Ma

r-2

009

Sep

-2009

Ma

r-2

010

Sep

-2010

Ma

r-2

011

US

$/M

Btu

(B

ase P

od

er

Calo

rífi

co

Su

peri

or)

Diesel PC-6 Gas Licuado Gasolina Kerosene

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

En la Figura N° 1.3. se muestra la variación del precio del crudo WTI en US$/barril. (WTI = West Texas Intermediate)

Figura N° 1.3 Variación de Precios Mensuales Promedio del Petróleo Crudo WTI

0

20

40

60

80

100

120

140

Ma

r-2

005

Sep

-2005

Ma

r-2

006

Sep

-2006

Ma

r-2

007

Sep

-2007

Ma

r-2

008

Sep

-2008

Ma

r-2

009

Sep

-2009

Ma

r-2

010

Sep

-2010

Ma

r-2

011

Pre

cio

Cru

do

WT

I , U

S$

/Barr

il

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de precios del Crudo publicados por el Banco Central



7

De las dos figuras anteriores se observa que los precios evolucionan proporcionalmente a los precios del petróleo crudo. La relación de precios entre los productos está influenciada por sus diferentes costos de refinación y de distribución y por su utilización técnicamente diferenciada, tanto a nivel residencial como industrial.

1.4. Precios para el Cálculo de Costos de los Almacenamientos. Para la evaluación de los almacenamientos se ha escogido un precio proyectado del petróleo WTI de 100 US$/barril, de acuerdo a la tendencia de estos precios a mediano plazo, según se observa en la Figura 1.3.

Para esto se han usado los precios de paridad correspondientes al mes de febrero de 2011 y el precio del crudo WTI correspondiente al mismo período (3 de febrero de 2011 al 3 de marzo de 2011) El promedio WTI en dicho período fue de 90,65 US$/barril. A fin de estimar los precios de los productos en referencia a un precio de 100 US$/barril, éstos se han multiplicado por un factor de 1,103 (=100 US$/barril / 90,65 US$/barril) El cuadro con los valores de paridad de importación reales de la fecha y los valores normalizados para un crudo de 100 US$/barril, se muestra a continuación.

Cuadro N° 1.2 Precio Paridad ENAP

Fecha

Gasolina

U$/m3

Kerosene

U$/m3

Diesel

U$/m3

GLP

U$/Ton

FO 6

U$/Ton

03-02-2011 716,67 759,70 772,92 949,36 589,41

10-02-2011 716,52 795,79 769,79 929,90 578,98

17-02-2011 724,18 788,80 758,42 914,25 564,35

24-02-2011 728,88 779,41 747,52 919,01 550,05

Promedio 721,56 780,93 762,16 928,13 570,70

Precios Paridad Enap Febrero de 2011

Fuente: Datos originales publicados por ENAP



8

Cuadro N° 1.3 Precio Paridad ENAP Corregido a WTI = 100 US$/Bbl

Fecha

Gasolina

U$/m3

Kerosene

U$/m3

Diesel

U$/m3

GLP

U$/Ton

FO 6

U$/Ton

03-02-2011 790,62 838,09 852,67 1047,32 650,23

10-02-2011 790,46 877,90 849,22 1025,85 638,72

17-02-2011 798,91 870,19 836,68 1008,59 622,58

24-02-2011 804,09 859,83 824,65 1013,84 606,81

Promedio 796,02 861,51 840,81 1023,90 629,59

Precios Paridad Enap Corregidos

Fuente: Elaboración propia a partir del Cuadro N° 1.1.

Los precios Paridad de Importación incluyen los costos FOB, costos de embarque, flete, seguros y desembarque, hasta ser colocados en los estanques del importador. Por lo tanto estos precios promedio Paridad de Importación indicados en el Cuadro N° 1.3. son los que se utilizarán para el cálculo del costo de los almacenamientos de productos.

En el caso del costo del crudo se considera un costo igual al costo WTI de 100 US$/barril correspondiente a US$ 629/m3.

1.5. Volumen de Importaciones y Exportaciones de Crudo, Combustibles Líquidos y GLP.

1.5.1. Importaciones.

En Chile los principales productos primarios y refinados del petróleo que presentan volúmenes de importación y exportación, son: Petróleo Crudo, Gasolinas, Diesel, Gas Licuado (GLP), Petróleo combustible y el Petcoke. Durante el año 2010 las importaciones totales de estos combustibles alcanzaron las 15.239.905 toneladas. El Cuadro Nº 1.4., muestra las importaciones de estos combustibles en los años 2008, 2009 y 2010.



9

Cuadro N° 1.4. Total Importación de Crudo y Combustibles

Gasolina(Gasolina y Gasolina 91)

Diesel(Diesel A1, Diesel Oil y Petróleo Diesel)

GLP(Butano, Propano y Mezclas)

Petróleo Combustible(Petróleo, Fuel Oil y Fuel Oil 6)

Total comb. refinados líquidos

(Gasolina, Diesel, GLP, Pet. Combustible)

Pet Coke(Combustible sólido)

Total 16.868.991 15.477.907 15.239.905

6.481.890 5.502.811 6.208.350

4.427.255 3.916.750 4.639.480

968.930 926.565

382.146 420.971 319.475

Petroleo Crudo total

664.770 105.854 0

799.392

10.004.955 9.554.125 8.712.080

420.935 553.642 769.478

Producto

Importaciones (Ton/año)

2008 2009 2010

Fuente: Análisis de Cifras de Aduana solicitadas por el Ministerio de Energía (Ver Anexo 1) Nota: Se registran además importaciones no relevantes de kerosenes ( 0,6 Ton/año promedio entre 2008 a 2009).

Las internaciones de crudo y de combustibles se hacen principalmente por vía marítima siendo los puertos de la II, V, VIII regiones los principales puntos de entrada de combustibles, representando aproximadamente 6%, 58% y 30% de las importaciones, respectivamente. Más detalles de los puntos de internación y tipos de combustibles importados se muestra en el Anexo Nº1.

Los principales importadores de crudo y de combustibles del país son ENAP y COPEC, responsables por aproximadamente el 94% de las importaciones de combustibles del país. Los importadores que conforman el 6% restante de las importaciones son: Gasmar y distribuidores de GLP (Abastible, Gasco y Lipigas), responsables de aproximadamente el 62% de las importaciones de GLP; Edelnor, Guacolda y Comercial Andino-Eclsa, responsables por aproximadamente el 100% de las importaciones totales de Petcoke.

En el Cuadro Nº 1.5. se muestra las importaciones de combustibles de acuerdo a los principales importadores nacionales.



10

Cuadro N° 1.5. Principales Importadores de Crudo y Combustibles

ENAP COPEC OTROS

12.888.858 2.919.055 1.061.078 16.868.991

76% 17% 6% 100%

11.611.954 2.869.438 996.515 15.477.907

75% 19% 6% 100%

11.230.720 3.140.792 868.394 15.239.905

74% 21% 6% 100%2010

AÑOIMPORTADORES (ton/año)

TOTAL

2008

2009

Fuente: Análisis de cifras de Aduana (Ver Anexo 1)

Más detalles de los importadores y tipos de combustibles importados se muestra en el Anexo Nº 1.

1.5.2. Exportaciones.

En Chile los principales combustibles exportados son: gasolina, diesel y petróleo combustible. Durante el año 2010 las exportaciones totales de estos combustibles alcanzaron las 189.106 toneladas. En el Cuadro Nº 1.6. se muestran las exportaciones de combustibles totales en los años 2008, 2009 y 2010.

Cuadro N° 1.6. Total Exportaciones de Crudo y Combustibles


Diesel(Petróleo,Diesel A1, Diesel Oil y Petróleo Diesel)


Petróleo Combustible(Aceite Residual Pesado, Fuel Oil y Fuel Oil 6)

Total comb. refinados líquidos(Gasolina, Diesel, GLP, Pet. Combustible)


Total 691.027 504.737 189.106

Producto

691.027 504.737 189.106

0

0 82.190 50

347.468 224.718

287.223 162.681 82.457

0

88.473

56.336 35.148 18.126

0 0

2008 2009 2010

Exportaciones (Ton/año)

0 0

Petroleo Crudo total

Fuente: Análisis de Cifras de Aduana



11

Las exportaciones de combustibles se hacen principalmente por vía marítima siendo los puertos de la XV, V, VIII y XII regiones los principales puntos de exportación de combustibles, representando aproximadamente un 20%, 35%, 28% y 17%, respectivamente, de los combustibles exportados en el año 2010. Más detalles de los puntos de internación y tipos de combustibles exportados se muestra en el Anexo Nº1.

Los principales exportadores de combustibles del país son ENAP y COPEC, responsables por aproximadamente el 94% de las exportaciones de combustibles del país. Shell es responsable del 6% restante de las exportaciones, exportando principalmente gasolina y diesel.

En el Cuadro Nº 1.6. se muestran las exportaciones de combustibles de acuerdo a los principales exportadores nacionales.

Cuadro N° 1.7. Principales Exportadores de Crudo y Combustibles

ENAP COPEC OTROS

558.275 95.129 37.622 691.026

81% 14% 5% 100%

410.297 69.884 24.556 504.737

81% 14% 5% 100%

122.127 56.237 10.743 189.106

65% 30% 6% 100%

TOTAL

2008

2009

2010

AÑOEXPORTADORES (ton/año)

Más detalles de los exportadores y tipos de combustibles exportados se muestra en el Anexo Nº1.

1.5.3. Importaciones Netas

Los Cuadros Nº 1.8 y 1.9. muestran las importaciones netas, es decir las importaciones menos las exportaciones, durante los años 2008, 2009 y 2010 en Toneladas y m3, respectivamente. El Cuadro N° 1.8 presenta las cifras del Cuadro Nº 1.4. (Total Importaciones) menos las cifras mostradas en el Cuadro Nº 1.6. (Total Exportaciones). En el Cuadro N° 1.9. Las importaciones netas se expresan en m3/año utilizando la densidad de estos combustibles.

El cálculo de las importaciones netas indicado, no incluye algunos volúmenes menores incluidos en el cálculo de la AIE de los cuales no existe información



12

disponible como son las variaciones de stock y bunkers para transporte marítimo internacional.

Cuadro Nº 1.8. Importaciones Netas años 2008, 2009, 2010. [Ton/año]

Gasolina

(Gasolina y Gasolina 91)

Diesel

(Diesel A1, Diesel Oil y Petróleo Diesel)

GLP

(Butano, Propano y Mezclas)

Petróleo Combustible

(Petróleo, Fuel Oil y Fuel Oil 6)

Total comb. refinados líquidos

(Gasolina, Diesel, GLP, Pet. Combustible)

Pet Coke

(Combustible sólido)

Total 16.177.964 14.973.170 15.050.799

5.790.863 4.998.074 6.019.244

382.146 420.971 319.475

912.594 891.417 781.266

664.770 23.664 -50

133.712 390.961 687.021

4.079.787 3.692.032 4.551.007

Producto

Importaciones Netas (Ton/año)

2008 2009 2010

Petroleo Crudo total 10.004.955 9.554.125 8.712.080

Fuente: Análisis de cifras de Aduana.

Cuadro Nº 1.9. Importaciones Netas años 2008, 2009, 2010. [m3/año]


Diesel(Diesel A1, Diesel Oil y Petróleo Diesel)


Petróleo Combustible(Petróleo, Fuel Oil y Fuel Oil 6)

Total comb. refinados líquidos(Gasolina, Diesel, GLP, Pet. Combustible)


Total 18.965.292 17.705.671 17.904.503

Petroleo Crudo total 11.116.617 10.615.694 9.680.089

Producto2008 2009 2010

Densidad

(ton/m3)

183.167 535.563 941.125

4.856.890 4.395.276 5.417.865

1.754.988 1.714.263 1.502.435

671.485 23.903 -50

7.861.374

382.146 420.971 363.0400,88

Importaciones Netas (m3/año)

0,90

0,73

0,84

0,52

0,99

7.466.529 6.669.006

Fuente: Análisis de cifras de Aduana



13

Como conclusión se puede observar que existen variaciones en las cifras de importaciones y exportaciones anuales. Sin embargo, el total de las importaciones netas se mantuvieron prácticamente constantes los dos últimos años.

1.6. Demanda Actual de Combustibles Líquidos.

En el Cuadro N° 1.10, se indican las demandas de los combustibles líquidos de todas las regiones del país durante el año 2009. Se puede observar la importancia relativa de la zona Centro Sur que cubre las regiones de Valparaíso hasta la Araucanía, con un 62% de la demanda del total del país. En el Anexo N° 2 se indican los consumos mensuales de cada región, para los años 2005 y 2009.

Cuadro N° 1.10.

Resumen Anual de Ventas de Combustibles Líquidos por Región y por Combustible Año 2009 (miles de m3)

Gasolinas Kerosenes Diesel Petróleos GLP TOTAL

XV 30 9 100 16 23 178

I 64 41 377 113 25 620

II 128 58 1.964 220 64 2.434

III 66 3 367 128 29 593

IV 152 5 342 6 65 570

V 377 17 1.430 781 193 2.798

RM 1.590 766 1.665 103 143 4.267

VI 159 9 293 86 105 652

VII 199 8 292 71 183 753

VIII 339 24 770 513 71 1.717

IX 147 9 240 10 29 435

XIV 60 3 115 63 82

X 158 34 349 28 23 592

XI 21 2 75 0 4 102

XII 28 23 83 0 1.214 1.348

Total País

20093.518 1.011 8.462 2.138 2.253 17.059

RegiónVentas Nacionales de Combustibles 2009 (Miles de m3 por año)

Fuente: Estadísticas SEC año 2009



14

1.7. Estimación de la Demanda de Combustibles Importados y Refinados Nacionales

para el Año 2020.

1.7.1. Introducción. Para los cálculos de costos de almacenamiento se requiere estimar la demanda a 10 años plazo, debido al fuerte crecimiento del mercado de combustibles líquidos. Para ello no es posible utilizar las cifras de demanda del año 2009 debido a la Interrupción del suministro de Gas Natural que se inició en el año 2005 y que afectó los consumos de gas hasta el año 2009, generando aumentos importantes de los consumos de combustibles líquidos durante dicho período. Con la entrada en operación de los Terminales de GNL Quintero y Mejillones, así como con la creación de un “gasoducto virtual” desde Quintero hasta la Planta Satélite de Pemuco en la VIII Región , el suministro de Gas Natural se ha vuelto más confiable , por lo que se espera que en el corto plazo se normalice la demanda de gas y no se generen situaciones de escasez que afecten la demanda por combustibles líquidos. En consecuencia, para estimar la demanda para el período 2010-2020, en lugar de realizar proyecciones usando como base los datos del 2009, se usaron los consumos del año 2005, a los que se les aplicará el crecimiento del PIB y la elasticidad producto-PIB. 1.7.2. Elasticidades de las Demandas de los Diversos Combustibles. Se tomarán como referencia las elasticidades de la demanda determinadas en el Estudio ENAP 20074 para los sectores residencial, industrial y transporte. Los diversos combustibles se consumen preferentemente en un sólo sector de la economía, lo que facilita la estimación de la elasticidad de la demanda de los combustibles a partir de las elasticidades de las demandas sectoriales. Por lo anterior, se considera que el GLP que es principalmente consumido por los hogares, comparte la elasticidad del Sector Residencial; que los petróleos pesados tienen una elasticidad similar al Sector Industrial, y que las gasolinas, la mayoría del Diesel y Kerosene (en su mayoría formado por kerosene de aviación), se utilizan en el Sector Transporte y por lo tanto comparten la elasticidad de dicho sector. Lo anterior se indica en el Cuadro N° 1.11.

4 Estudio de Impacto en la Demanda de Combustibles por cortes de Suministro de Gas Natural Argentino y

aumentos de precios de Gas Natural. Año 2007.



15

Cuadro N° 1.11

Elasticidades Estimadas de los Combustibles respecto del PIB

GasolinasKerosenes

(1)Diesel

Petróleos

Combustibles

(2)

GLP

Residencial 0,77 0,77

Industrial 0,83 0,83

Transporte 0,76 0,76 0,76 0,76

Elasticidad Demanda

Combustible PIB

Estudio ENAP 2007

Elasticidades Estimadas para este Estudio

Sector

Nota 1: Kerosene Doméstico y de Aviación

Nota 2: Incluyen PC-5, PC-6 y los IFOS

Fuente: Elaboración propia a base del Estudio "Impacto de la Demanda de Combustibles por Cortes de Suministro de GN Argentino y Aumentos de Precios de Gas Natural, Enap 2007"

En el Cuadro 1.17 se calcula el efecto de la variación probable de las elasticidades en la determinación de las proyecciones de demanda para el año 2020. 1.7.3. Crecimiento del PIB Nacional. Para estimar el crecimiento del PIB del año 2010 al 2020 se consideran las tasas proyectadas por el FMI para Chile del 4,5 % anual, y las proyecciones de las autoridades económicas que lo estiman en un 6% anual. Por lo anterior, las proyecciones estimadas en este estudio se basarán en un crecimiento del PIB de un 5,3% anual, que corresponde al promedio de las dos hipótesis previas. No obstante, también se harán cálculos para los dos escenarios base. (Ver Anexo N°2) Por otra parte se considera el crecimiento real del PIB entre los años 2005 y 2010. La estimación del PIB Nacional para el 2020 es el que se indica en el cuadro siguiente:



16

Cuadro Nº 1.13

PIB Nacional Esperado para el Año 2020

PIB Mill $ 2003

Mill $

2005 57.315.532 0,0%

2010 67.206.439 3,2 17,3%

2020 112.640.507 5,3 96,5%

Var % respecto

2005Año

Variación anual

promedio (%)

Fuente: Banco Central y Elaboración propia, según se indicó

1.7.4. Situación Base para la Estimación. Tal como se indicó, se considerarán las demandas reportadas por SEC del año 2005, como demanda base, ya que a partir de esa fecha se produjeron las restricciones del gas natural.

Cuadro Nº 1.14 Ventas Regionales de Combustibles

Año 2005

Gasolinas Kerosenes Diesel Petróleos GLP

I 78 39 486 146 43

II 114 44 856 74 51

III 53 1 295 187 30

IV 120 8 240 30 63

V 288 12 658 866 193

RM 1.333 533 1.375 42 941

VI 145 8 274 78 128

VII 136 7 270 70 98

VIII 271 30 743 376 177

IX 123 12 247 39 70

X 180 41 440 61 108

XI 17 2 60 0 12

XII 26 20 109 0 5

Total

País

2005

2.884 755 6.054 1.971 1.919

Región

Ventas Nacionales de Combustibles (en Miles m3 por año)

Fuente: Estadísticas SEC



17

1.7.5. Demanda Estimada de Combustibles para años 2010 y 2020. La proyección de la demanda de combustibles de realizará a base de las elasticidades indicadas en el Cuadro Nº 1.11 y la siguiente ecuación:

D 2020 = D 2005 * (1+ e * (PIB 2020 – PIB 2005)/PIB2005) Ec 1.1

Donde, D 2020 : Demanda de combustible para el año 2020. D 2005 : Demanda de combustible registrada en el año 2005, ver Cuadro

Nº 1.14 e : Elasticidad de cada combustible, ver Cuadro Nº 1.11. PIB 2020: PIB Nacional esperado para el año 2020. PIB 2005: PIB Nacional registrado en el año 2005. De la aplicación de la ecuación 1.1 se obtienen los siguientes cuadros con las demandas de combustibles esperadas para los años 2010 y 2020 para cada región del país.

Cuadro Nº 1.15 Demanda Proyectada de Combustibles para el año 2010

Crudo

importadoGasolinas Kerosenes Diesel Petróleos GLP TOTAL

I 89 44 550 167 49 898

II 129 49 968 85 58 1.289

III 60 1 333 214 34 642

IV 136 9 271 35 71 522

V 6.705 325 14 745 990 218 8.997

RM 1.508 603 1.556 48 1.066 4.781

VI 164 9 310 89 145 717

VII 154 8 306 80 111 659

VIII 6.740 306 34 841 430 201 8.552

IX 139 14 279 45 79 556

X 203 46 498 70 123 939

XI 19 2 68 0 14 103

XII 29 22 123 0 6 180

Total País 2010 13.445 3.262 855 6.848 2.253 2.174 28.836

Demandas Regionales de Combustibles (en Miles m3 por año) 2010

Región

Fuente: elaboración propia



18

Cuadro Nº 1.16 Demanda Proyectada de Combustibles para el año 2020

Gasolinas Kerosenes Diesel Petróleos GLP

I 136 67 842 264 75 1.383

II 197 76 1.484 134 89 338

III 92 1 511 338 53 994

IV 209 14 416 54 109 802

V 499 21 1.141 1.560 336 3.557

RM 2.311 924 2.384 76 1.640 7.335

VI 251 14 475 141 223 1.104

VII 236 13 469 126 171 1.014

VIII 470 52 1.288 677 309 2.796

IX 214 21 428 71 121 855

X 312 70 763 110 188 1.443

XI 29 3 105 0 21 158

XII 45 34 189 0 9 276

Total

País

2020

4.999 1.310 10.494 3.549 3.345 22.055

RegiónDemandas Regionales de Combustibles (en Miles m3 por año)

Total

Fuente: elaboración propia

En el cuadro siguiente Nº 1.17 se calculan las proyecciones de la demanda para el año 2020, cuando las elasticidades varían desde su valor medio esperado a valores más o menos la desviación estándar. (Ref.: Estudio de Gamma Ingenieros para Enap titulado “Estudio de Impacto en la Demanda de Combustibles por Cortes de Suministro de Gas Natural Argentino y Aumentos de Precios de Gas Natural” del año 2007).

Cuadro Nº 1.17 “Sensibilidad de las Demandas Proyectadas Respecto de las Elasticidades”

2020 2020 2020base = e e - σ e + σ

0,76 Gasolinas 2.884 4.999 4.387 5.611

0,76 Kerosene 755 1.310 1.148 1.469

0,76 Diesel 6.054 10.494 9.209 11.779

0,83 Pet. Combustible 1.971 3.549 3.245 3.854

0,77 Gas Licuado 1.919 3.345 2.715 3.975TOTALES 13.583 23.697 20.705 26.688

0,22

0,22

2005e Combustiblesσ

Miles de m3/año

0,34

0,22

0,16

Nomenclatura 1 : e = Elasticidades respecto del PIB Nomenclatura 2: σ = Desviación estándar de las elasticidades



19

2. LOGÍSTICA, INFRAESTRUCTURA Y ANÁLISIS DE LA CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y DE GLP.

2.1. Logística y Distribución.

2.1.1. Cadena Global de Distribución.

a) Distribución de Gas Licuado.

Además de la producción de ENAP a través de sus dos refinerías, los distribuidores Abastible, Gasco y Lipigas importan alrededor de un 50% del consumo nacional de GLP. El GLP se importa en cantidades similares ya sea por vía marítima, por los terminales marítimos de GASMAR en Quintero y de Abastible en San Vicente y por vía terrestre desde Argentina.

La producción de ENAP Aconcagua y las importaciones realizadas por la V Región se despachan a Santiago por medio de un oleoducto de 10” exclusivo para GLP de propiedad de Sonacol. También se despacha en camiones estanques hacia el norte del país. La producción de ENAP Biobío y las importaciones de la VIII Región se despachan hacia el interior por un poliducto propiedad de ENAP que llega hasta San Fernando y por camiones hacia el sur de la VIII Región. (Ver Fig. 2.3.). Existe un número limitado de terminales marítimos con capacidad de recibir barcos de LPG. Estos son solamente los de las refinerías ENAP, GASMAR en Quintero y Abastible en la VIII Región. Con la excepción del terminal Cabo Negro de ENAP en Magallanes no existen plantas marítimas de recepción de GLP en el resto del país. El norte del país recibe GLP en camiones, lo que constituye un riesgo para la operación del sistema.

b) Distribución de Combustibles Líquidos.

En la figura siguiente N° 2.1., se muestra la cadena general de distribución de combustibles líquidos. En ella se distinguen los barcos con productos importados, los almacenamientos de petróleo crudo y de productos refinados de ENAP y de los principales distribuidores.



20

Figura N° 2.1 Cadena de Distribución de los Combustibles Líquidos Derivados del Petróleo.

Fuente: Estudio preliminar –Tomo 4 – Desarrollo Conceptual sobre la Recuperación Eficiente de Costos de

Proyectos de Stock de seguridad FCFM, U. de Chile, mayo 2010, y puesto al día Enero 2011.



21

2.1.2. Logística de la Distribución.

a) Transporte Marítimo y Terminales Marítimos. El primer elemento de la distribución son los barcos petroleros de crudo que lo traen desde diversos países, en particular de Latinoamérica a las refinerías de ENAP indicadas en el capítulo anterior. Según lo ya indicado, la producción nacional se limita a la zona de Magallanes y es sólo de un 1,3% de los requerimientos nacionales de crudo. Existe además, un oleoducto instalado el año 1995 destinado a Petróleo crudo desde Argentina a la refinería ENAP Biobío, que ya no está siendo utilizado, debido a que el año 2005 se dejaron de explotar las reservas de la zona desde la cual captaba el crudo. También se utilizan barcos de combustibles líquidos para la importación de estos productos, los que pueden ser destinados a los terminales marítimos de ENAP anexos a las refinerías o a los terminales marítimos de las empresas distribuidoras. Existe un número mayor de terminales marítimos de combustibles líquidos en comparación a los terminales existentes de GLP (Letra a. del punto 2.11), los que son de propiedad de ENAP, de los distribuidores o de sociedades de distribuidores, como son los terminales COMAP a lo largo de todo Chile y cuyos dueños son COPEC y SHELL y COMACO de propiedad de SHELL y Petrobrás. En la X Región existe la planta de Pureo, construida en sociedad entre COPEC, SHELL, PETROBRÁS y TERPEL.

TERPEL opera dos estanques propiedad de Oxiquim ubicados en Quintero. Los terminales marítimos son a su vez utilizados para recibir combustibles líquidos desde las refinerías en barcos de cabotaje. ENAP opera los cabotajes con buques de combustibles líquidos arrendados a la empresa SONAMAR filial de SONACOL. La frecuencia de las recaladas en los terminales marítimos es de 10 días en promedio. Los terminales asociados a las Refinerías (V y VIII Región) mantienen entre ambos un stock del orden de 5 días de despacho país de cabotajes de productos refinados. ENAP acuerda programas de venta anuales con los distribuidores sin discriminar entre distribuidores con distintos volúmenes de compra y a precios de paridad de importación. Los volúmenes contratados a nivel anual son ajustados luego en programas trimestrales y mensuales, existiendo recargos en los precios cuando las compras efectivas resultan mayores o menores que el programa predefinido.



22

De esta forma ENAP busca incentivar que los programas se mantengan, para obtener una producción más estable y eficiente de sus refinerías, así como recurrir a tiempo a importaciones cuando para algún producto específico, se prevé falta de producción de las refinerías.

Semanalmente, a través de Comités de Programación formados por ENAP con las distribuidoras y SONACOL como operador de oleoductos, se elabora el programa final diario de despachos. Los buques utilizados para cabotaje de combustibles líquidos, son seis barcos de SONAMAR, filial de SONACOL, arrendados y programados por ENAP. Sus capacidades varían de 12.000 a 53.000 m3 cada uno. Las frecuencias con la cual se visitan los terminales marítimos es de aproximadamente 10 días. Las importaciones de crudo en Quintero se realizan en barcos para crudo tipo PANAMAX (60.000 m3) y tipo SUEZMAX (160.000 m3). El nuevo Terminal San Vicente, en construcción, podrá recibir buques tipo SUEZMAX (Actualmente tiene capacidad de recepción sólo de buques tipo PANAMAX). La frecuencia de llegada de buques a las refinerías es de 4 a 5 días. En la Figura 2.2., siguiente se muestran los terminales marítimos y la logística general de la distribución de combustibles líquidos. La figura también muestra los cuatro gasoductos de gas natural destinados a importar gas natural desde Argentina a la zona norte, centro y sur del país los que se mantienen con flujos mínimos luego de la crisis del gas argentino. La importación de Combustible Líquido y GLP se realizan con volúmenes mínimos del orden de 50.000 m3 para el caso de las Gasolinas, Diesel y GLP.



23

Figura N° 2.2

Principales Puntos de Almacenamiento y Ductos



24

b) Despachos desde Refinerías y Terminales Marítimos de la Zona centro.

Poliductos y Camiones.

Las dos refinerías de la zona Centro, Aconcagua y Biobío, entregan productos refinados a las Plantas de los Distribuidores cercanos, básicamente a través de poliductos dedicados de pequeña extensión. También entrega en camiones a los distribuidores más pequeños. Tanto las refinerías como las Plantas de las Distribuidoras cercanas a las refinerías despachan productos a poliductos para abastecer las Plantas Terrestres de mayor importancia (Ver figura 2.2). Las Plantas de las Distribuidoras entregan productos en camiones a clientes y a plantas terrestres de menor tamaño (Temuco) sin conexión a poliductos. SONACOL es una empresa especializada de oleoductos y poliductos de combustibles líquidos limpios (gasolina, kerosene y diesel) y de LPG. Recibe los productos de la refinería Aconcagua, LPG de Gasmar y de las distribuidoras con Plantas Marítimas en la zona costera de Concón-Quintero y entrega a la Región Metropolitana a las Plantas de Almacenamiento de Maipú-Santiago. SONACOL posee y opera además un poliducto más pequeño entre Maipú y la Planta de San Fernando. El mismo procedimiento se aplica desde la Refinería Biobío y las Plantas Marítimas cercanas para la entrega a Plantas de Almacenamiento ubicadas en Chillán, Linares y San Fernando. En este caso este poliducto entre San Vicente y San Fernando es propiedad de ENAP. En resumen los siguientes antecedentes de operación serán utilizados posteriormente para calcular las capacidades de almacenamiento en el capítulo N°6:

Tiempo de llegada de barcos de combustibles líquidos a plantas marinas.

10 días


Capacidad libre de estanques para recibir importaciones de gasolina, Diesel y GLP.

50.000 m3

Stock en San Vicente y Quintero para despacho de cabotajes.

5 días de Cabotaje

Los principales medios de distribución de la zona Centro Sur se indican en la Figura 2.3. La capacidad de los oleoductos se indica más adelante, en el cuadro N° 4.5.



25

Figura N° 2.4

Flujos de Combustibles Macrozona Centro Sur



26

c) Entrega a Clientes y a Plantas Menores.

Las Plantas de Almacenamiento de las Distribuidoras distribuyen a los diversos clientes a través a Camiones Estanques dentro de su zona de distribución, la que corresponde en general a la región donde están ubicadas y a regiones vecinas que no disponen de Plantas de Almacenamiento y Distribución. En el caso de regiones sin abastecimiento directo, ya sea a través de Plantas Marítimas o Poliductos, existen Plantas menores Intermedias de recepción y entrega a través de camiones. Este es el caso de la Planta Lautaro de Combustibles Líquidos limpios de Terpel de la IX Región y diversas plantas de LPG a través del país, especialmente en la zona norte en la cual no existen terminales marítimos de LPG, las que son abastecidas desde la Planta de Quintero. Existen Plantas Terrestres de recepción y almacenamiento desde Arica a Coquimbo mayoritariamente de propiedad de LIPIGAS y un número menor de Gasco y de Abastible. (Ver Cuadro Nº 2.1.).

2.2. Detalle de la Capacidad de Almacenamiento de la Infraestructura Existente. Las Plantas de Combustibles, su ubicación, sus dueños, las capacidades de recepción y entrega, se indican por región en el Cuadro N° 2.1. En el cuadro se totaliza la capacidad de almacenamiento útil por producto, ubicada en la localidad misma y en sus alrededores y que atienden en conjunto a cada región a Enero del año 2011.



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Cuadro N° 2.1. Capacidad Útil de Almacenamiento de la Infraestructura Existente, (m3)

COMAP COPEC CAMIÓN 4163 8733 2913

LIPIGAS CAMIÓN 486

TOTALES 4163 8733 2913 486

IQUIQUE I PETROBRAS CAMIÓN 5000 9600 7900 5400

COMAP COPEC CAMIÓN 6997 4271 24114 9605

LIPIGAS CAMIÓN 530

TOTALES 11997 13871 32014 15005 530

ANTOFAGASTA II COMAP COPEC CAMIÓN 7036 2634 25.640 3990

COPEC (Mejillones) CAMIÓN 61.468

COPEC ( Tocopilla) CAMIÓN 16.235 7632

GASCO CAMIÓN 40

LIPIGAS (3 Plantas) CAMIÓN 2972

TOTALES 7036 2634 103343 11622 3012

ATACAMA III PETROBRAS CAMIÓN 9.200 5706

COPEC CALDERA CAMIÓN 3078 18.206

COPEC HUASCO CAMIÓN 3.828 24142

CAP PLANTA HUASCO (NOTA 1) CAMIÓN S/I S/I S/I S/I S/IGASCO COPIAPO CAMIÓN 55

LIPIGAS CAMIÓN 625

(NOTA 1) : no se dispone de información

solo el total de 28.580 M3.- TOTALES 3078 31234 29848 680

DIESELPETROLEO

COMBUSTIBLELPG

LOCALIDAD REGIÓN PLANTAS Y DUEÑOS APROVISIONAMIENTO PRINCIPAL DESPACHO

CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO

PETROLEO

COMBUSTIBLELPGCRUDO GASOLINAS KEROSENE DIESEL

PETROLEO

COMBUSTIBLELPG



CRUDO GASOLINAS

PETROLEO

COMBUSTIBLELPG


DESPACHO


CRUDO GASOLINAS KEROSENE DIESEL

CRUDO GASOLINAS KEROSENE

KEROSENE

DIESELLOCALIDAD REGIÓN

CAMIÓN

BARCO

BARCO

BARCO


CAMIÓN

BARCO

CAMIÓN

CAMIÓN

BARCO

BARCO-CAMIÓN

CAMIÓN

CAMIÓN

BARCO

ARICABARCO

CAMIÓN

BARCO

XV

PLANTAS Y DUEÑOS APROVISIONAMIENTO PRINCIPAL

Nota: Todas las capacidades se han expresado en almacenamiento útil, es decir sin considerar los puntos muertos.



28

Cuadro N° 2.1. Capacidad de Almacenamiento Útil de la Infraestructura Existente, (m3)

(Continuación)

COQUIMBO IV PETROBRAS-GUAYACÁN CAMIÓN 4400 1400 10800

COPEC/GUAYACÁN CAMIÓN 5560 50 8908

ABASTIBLE CAMIÓN 291

LIPIGAS CAMIÓN 680

GASCO CAMIÓN 66

TOTALES 9960 1450 19708 1037

VALPARAISO V COPEC QUINTERO OLEODUCTO 41897 36152

TERPEL QUINTERO Camión-Poliducto 15245 11320

GASMAR QUINTERO Barco-Poliducto-Camión 95600

PUERTO VENTANAS (NOTA 2) Camión-Poliducto s/i s/i s/i s/i s/i

Crudo:Oleoducto

Producto:Poliducto-Barco

PLANTA CON-CON COPEC Camión -Oleoducto 7548 2167 26090 5130

PLANTA CON-CON Abastible Camión 485

PLANTA CON-CON Lipigas Camión 6906

PLANTA NORGAS Lipigas Camión 1200

PLANTA EL BELLOTO Gasco Camión 681

(NOTA 2) : no se dispone de información

solo el total de 102.551 M3 TOTAL 550000 231094 49312 207367 137021 118102

SANTIAGO METROPOLITANA COPEC MAIPU Camión 28867 10436 16.918,00

ENAP MAIPU Camión 51977 36450 53.010,00 21176

PETROBRAS MAIPU Camión 10700 7100 8500

PLANTA "JLC" (NOTA 3) Camión S/I S/I S/I

PLANTA "SIAV" Camión 8966

ABASTIBLE MAIPÚ Camión 5209

LIPIGAS MAIPU Camión 3267

GASCO MAIPÚ Camión 5198

(NOTA 3) : no se dispone de información TOTAL 91544 62952 78428 34850

solo el total de 4.0001 M3

DIESELPETROLEO

COMBUSTIBLELPG


LPGGASOLINAS KEROSENE

KEROSENE


CRUDO GASOLINAS

LOCALIDAD REGIÓN PLANTAS Y DUEÑOS APROVISIONAMIENTO PRINCIPAL


DIESELPETROLEO

COMBUSTIBLE


CAMIÓN

DESPACHOCRUDO

CRUDO

BARCO

BARCO

CAMIÓN

BARCO-CAMIÓN

CAMIÓN

Poliducto

Camión

Camión-Ducto

Camión-Ducto

Camión

Barco

Oleoducto

ENAP Terminal AconcaguaCrudo:Barco; Producto:

Poliducto-Barco13230

Barco-Poliducto-Camión

Barco-Poliducto-Camión

LPG

550000

GASOLINAS

131891166404 47145

DIESELPETROLEO

COMBUSTIBLE

Oleoducto

Oleoducto

Poliducto

133805

KEROSENE

Oleoducto

Oleoducto

Oleoducto


Poliducto




29

Cuadro N° 2.1.

Capacidad de Almacenamiento Útil de la Infraestructura Existente, (m3) (Continuación)

OHIGGINS VI ENAP SAN FERNANDO Camión 16.650,00 16.650,00 16.650,00 26730

COPEC SAN FERNANDO Camión 7.320,00 1.570,00 4.520,00

LIPIGAS RANCAGUA Camión 687,00

GASCO RANCAGUA Camión 55,00

TOTAL 23970 18220 21170 27472

MAULE VII ENAP LINARES CAMIÓN-POLIDUCTO 11610 2070 7650 1776

ABASTIBLE TALCA CAMIÓN 473

GASCO TALCA CAMIÓN 454

TOTAL 11610 2070 7650 2703

BIO-BIO VIII COPEC-COMAP CHILLÁN Camión, Oleoducto 6031 1476 9263

PLANTA HUGO NAJLE Camión

oleoductocabotaje

TERPEL TERMINAL MARÍTIMO camión 10120 16550

Oleoducto trasandino-terminal Oleoducto 144000

Petrobras- planta san Vicente camión 1800 6100 4600 1900

Copec-Comap San Vicente camión 5761 1243 11592 5848

Abastible-planta lenga Oleoducto 872

Lipigas-planta talcahuano Oleoducto 1589

Abastible San Vicente Oleoducto 40000

Gasco Hualpén Oleoducto 118

TOTAL 428000 128729 36035 179559 90052 50319


LOCALIDAD

LPG

REGIÓN PLANTAS Y DUEÑOS APROVISIONAMIENTO PRINCIPAL

LOCALIDAD REGIÓN

Poliducto

137554

DIESELPETROLEO

COMBUSTIBLE

284000

Oleoducto

Oleoducto

Barco

KEROSENE

27216

Barco

DESPACHOCRUDO GASOLINAS

Oleoducto


ENAP REFINERIA BIO-BIO Barco

Oleoducto

Oleoducto

Oleoducto

Oleoducto

105017 82304

CRUDO

LPG


7740



POLIDUCTO

CAMIÓN

LPGPETROLEO

COMBUSTIBLE

DESPACHO

CAMIÓN


Camión

GASOLINAS KEROSENE DIESELPETROLEO

COMBUSTIBLE

DESPACHOCRUDO

Poliducto

Camión

Oleoducto




30

Cuadro N° 2.1. Capacidad de Almacenamiento Útil de la Infraestructura Existente, (m3)

(Continuación)

ARAUCANIA IX TERPEL TERMINAL TERRESTRE Camión 340 58 460

LIPIGAS PLANTA TEMUCO Camión 454

GASCO-CENTRO DISTRIBUCIÓN Camión 65

TOTAL 340 58 460 519

LOS LAGOS X COMAP PUREO (NOTA 4) CAMIÓN 21000 6000 40000 10000

Abastible Camión 485

Lipigas Camión 1027

Gasco Osorno Camión 454

Gasco-Puerto montt Camión 40

(NOTA 4) : cifras provisorias

TOTAL 21000 6000 40000 10000 2006

AYSEN XI COPEC- PLANTA CHACABUCO Camión 1488 505 4774

PETROBRAS-CHACABUCO Camión 1300 2400

ABASTIBLE- COYHAYQUE Camión 291

LIPIGAS-COYHAIQUE Camión 466

GASCO- COYHAIQUE Camión 95

TOTAL 2788 505 7174 852

MAGALLENES XII Crudo:Oleoducto

Producto:Poliducto-Barco

ENAP TERMINAL PRIMAVERA Camion 17.450

ENAP TERMINAL GREGORIO Camion 43.650

TOTAL 177320 17339 7796 28924 27990 54327

LPG

PETROLEO

COMBUSTIBLELPG


PETROLEO

COMBUSTIBLEGASOLINAS KEROSENE

DIESELCRUDO

DIESELDESPACHO

CRUDO

Camión

BARCO

GASOLINAS KEROSENEAPROVISIONAMIENTO PRINCIPAL DESPACHO


Barco


APROVISIONAMIENTO PRINCIPALPLANTAS Y DUEÑOS

Camión

Camión

Camión

Camión

Camión

Camión

Camión

Barco

Camión

LOCALIDAD REGIÓNKEROSENE DIESELGASOLINAS

DESPACHO


PETROLEO

COMBUSTIBLECRUDO LPG

LOCALIDAD REGIÓN

Camión

LOCALIDAD REGIÓN PLANTAS Y DUEÑOS


Oleoducto

Oleoducto

PETROLEO

COMBUSTIBLECRUDO DIESEL LPG

Crudo:Barco; Producto:

Poliducto-Barco54327

DESPACHO


KEROSENE

28924 27990

GASOLINAS

ENAP TERMINAL RLM 116.220 17339 7796




31

2.3. Análisis de la Capacidad de Almacenamiento de Combustibles Líquidos y GLP.

A continuación se analiza la situación actual de la demanda, de la capacidad de estanques y de los almacenamientos reales de combustibles en el país. El análisis se realizará para cada región del país, con las siguientes excepciones:

Macrozona Valparaíso-Santiago : considera las regiones V y Metropolitana

Macrozona Biobío: considera la VI, VII, VIII y XI Región. Ambas macrozonas son atendidas por plantas marítimas y oleoductos que abastecen y conectan entre sí las regiones incluidas en estas macrozonas (Ver Fig. 2.3), por lo cual para analizar el nivel de seguridad de abastecimiento deben considerarse como una sola. Se considerarán los consumos del año 2010 calculados a partir de los consumos del año 2005, de modo de eliminar el efecto que la falta de gas natural produjo en los consumos de los otros combustibles, tal como se indicó anteriormente en el punto 1.7. Las capacidades de almacenamiento actuales de estanques de productoras y distribuidoras y los volúmenes reales almacenados que se indican, corresponden a los del año 2010. 2.3.1. Capacidad de Almacenamiento Actual del País por Macrozona.

En el cuadro siguiente N° 2.2. se indican las capacidades de almacenamiento útil por Región. Las cifras corresponden a un resumen por región del Cuadro N° 2.1.



32

Cuadro N° 2.2. Resúmenes de Capacidad de Almacenamiento Útil País (m3) por Región

Región Crudo Gasolinas Kerosenes DieselPetróleo

CombustibleGas Licuado Total

15 0 4.163 0 8.733 2.913 486 16.295

1 0 11.997 13.871 32.014 15.005 530 73.417

2 0 7.036 2.634 103.343 11.622 3.012 127.647

3 0 3.078 0 31.234 29.848 680 64.840

4 0 9.960 1.450 19.708 0 1.037 32.155

5 550.000 231.094 49.312 207.367 137.021 118.102 1.292.896

RM 0 91.544 62.952 78.428 0 34.850 267.774

6 0 23.970 18.220 21.170 0 27.472 90.832

7 0 11.610 2.070 7.650 0 2.703 24.033

8 428.000 128.729 36.035 179.559 90.052 50.319 912.695

9 0 340 58 460 0 519 1.377

10 0 21.000 6.000 40.000 10.000 2.006 79.006

11 0 2.788 505 7.174 0 852 11.319

12 177.320 17.339 7.796 28.924 27.990 54.327 313.696

Total País, m3 1.155.320 564.649 200.903 765.764 324.452 296.895 3.307.981

CAPACIDAD ALMACENAMIENTO PAÍS

Fuente: Información del Ministerio de Energía y de las empresas.

La capacidad de los estanques indicada corresponde a capacidades útiles que no incluyen el punto muerto, que varía entre un 4% y un 8% de la capacidad útil de los estanques, según información recibida de los distribuidores. 2.3.2. Demanda de Combustibles Líquidos Normalizadas al año 2010.

En el Cuadro N° 2.3. se indican los consumos diarios promedio por macrozona para el año 2010 proyectado a partir de cifras del año 2005 para eliminar el efecto del faltante de gas natural. La metodología utilizada es la indicada en el punto 1.7 del presente informe, agrupando las demandas por macrozona y dividiendo por 365 días al año. (Ver detalle en el Anexo 2)

Cuadro N° 2.3.

Demandas Promedio Diarias en m3/día

ARICA XV 0 69 14 314 56 66 518

IQUIQUE I 0 174 106 1.191 403 68 1.942

ANTOFAGASTA II 0 353 135 2.653 232 159 3.531

ATACAMA III 0 164 2 913 587 94 1.760

COQUIMBO IV 0 373 24 743 95 195 1.430

VALPARAISO V y RM 18.369 5.023 1.690 6.302 2.845 3.519 37.747

BIO-BIO VI - IX 18.466 2.092 179 4.755 1.764 1.469 28.725

LOS LAGOS X y XIV 0 557 126 1.364 191 336 2.573

AYSEN XI 0 52 5 187 0 38 282

MAGALLENES XII 0 80 61 338 0 16 494

36.835 8.937 2.341 18.761 6.173 5.957 79.003

0 1.822 472 7.704 1.563 0

LPGDIESELGASOLINAS TOTAL

TOTALES (M3/DÍA)

LOCALIDAD REGIÓN CRUDO

IMPORTADO

PETROLEO

COMBUSTIBLEKEROSENE

DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES PROYECTADOS PARA EL AÑO 2010 (m3/dia) POR MACRO ZONA

CABOTAJES (m3/día)

Fuente: Elaboración Propia a partir del Anexo N° 2.



33

En la proyección de consumos del Petróleo Crudo se utilizó una elasticidad de 0,78 igual al promedio de las elasticidades de los productos refinados. El detalle del cálculo se indica en el Anexo N° 2. El volumen promedio diario de cabotajes indicado en la última fila del Cuadro N° 2.3. se determinó sumando las demandas diarias de Arica a Coquimbo y de Los Lagos a Magallanes, regiones que son abastecidas por cabotajes. No se realizan cabotajes de crudo ni de GLP en las Plantas Marítimas de distribución. En resumen, se tiene un consumo de crudo y demanda de productos diario total proyectado y normalizado para el año 2010 de 79,0 miles m3/día compuesta de 36,8 miles m3/día de crudo y de 42,2 miles m3/día de combustibles líquidos y de GLP. 2.3.3. Volumen Real de Productos Almacenados.

El volumen almacenado (o inventario) se ha determinado con base en la información semanal entregada por los diversos productores y distribuidores al Ministerio de Energía. Las cifras de inventario promedio diario por producto y por región desde la semana del 13.10.2010 a la semana del 05.01.2011, se indican en el cuadro siguiente N° 2.4.

Cuadro N° 2.4.

Inventarios Regionales de Petróleo Crudo y Refinados Promedio País – m3

XV 0 1.188 768 1.844 1.355 42 5.198

I 0 5.351 3.462 8.310 6.106 189 23.418

II 0 3.308 1.462 22.308 9.692 1.077 37.846

III 0 1.846 0 9.538 3.769 385 15.538

IV 0 5.154 923 7.692 0 462 14.231

V 317.692 58.538 24.154 69.538 61.231 50.923 582.077

Metropolitana 0 63.000 28.538 51.923 0 14.846 158.308

VI 0 9.154 3.615 2.769 0 5.077 20.615

VII 0 5.385 2.000 4.923 0 1.769 14.077

VIII 206.077 67.462 20.000 67.769 30.077 10.231 401.615

IX 0 154 0 231 0 231 615

X 0 0 0 0 0 1.154 1.154

XI 0 1.769 154 4.231 0 615 6.769

XI 29.000 5.000 4.308 10.923 0 25.000 74.231

Total (m3) 552.769 227.308 89.385 262.000 112.231 112.000 1.355.692

TOTALRegión CRUDO GASOLINAS KEROSENE DIESELPETROLEO

COMBUSTIBLELPG

Fuente: Ministerio de Energía.



34

Los volúmenes de almacenamiento útil indicados por las empresas no incluyen el punto muerto por lo que corresponden aproximadamente a los valores de almacenamiento calculados según la metodología de la AIE, la que considera los volúmenes totales almacenados en los estanques, a los cuales les resta un 10%. En otras palabras, el almacenamiento útil es el almacenamiento calculado por la AIE.

En el Cuadro N° 2.5. se calcula el promedio de días de venta con que operan los estanques a nivel país considerando la demanda y que varían entre 12,1 y 30,1 días de consumo o ventas para los distintos productos.

Cuadro N° 2.5.

Días de Almacenamiento 2010 por Producto

1 1.155.320 564.649 200.903 765.764 324.452 296.895

2 552.769 227.308 89.385 262.000 112.231 112.000

3 48% 40% 44% 34% 35% 38%

4 28,1 9,6 3,0 21,7 4,8 6,0

5 19,7 23,6 30,1 12,1 23,6 18,8

6 19,7 18,8DÍAS DE

ALMACENAMIENTO

DIAS DE

ALMACENAMIENTO

CAPACIDAD TOTAL DE

ESTANQUES

ALMACENAMIENTO UTIL

ACTUAL (m3)

PORCENTAJE DE USO DE LA

CAPACIDAD (%)

CONSUMO DIARIO MEDIO

2010 (miles m3/día)

DIESELPETROLEO

COMBUSTIBLELPG

17,7

CRUDO GASOLINAS KEROSENE

Nota: Los valores mostrados en la 4ª fila: “Consumo Diario Medio 2010” Corresponde a la

cifra informada por SEC en su Informe Estadístico 2010. Fuente: Elaboración propia a partir de cuadros 2.3 y 2.4

En la 6ª fila se indica que el promedio de días de almacenamiento del conjunto de combustibles líquidos, es decir, gasolinas, kerosene, diesel y petróleo combustible, es igual a 17,7 días. Dado que los estanques de productos refinados están ocupados en promedio en un 38%, se concluye que, a nivel país, existe capacidad de almacenamiento suficiente para superar a los 20 días de venta de productos y de crudo. Esta estimación surge de la hipótesis que es posible mantener los estanques con un volumen de productos en promedio del orden de un 60% para el crudo y de un 50% de la capacidad de estanques para los productos refinados.



35

3. DISEÑO Y COSTOS DE PLANTAS DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y DE GLP.

3.1. Requisitos de Diseño Establecidos en la Normativa Vigente para Plantas de Almacenamiento de Combustibles Líquidos y GLP.

Los principales aspectos que inciden en el emplazamiento de las plantas de combustibles dicen relación con las normativas vigentes, que son de tipo ambiental, de seguridad técnica y de uso del suelo, las que se indican a continuación.

3.1.1. Normativa Ambiental.

Las normas aplicables son:

Ley 19.300, Ley sobre bases generales del Medio Ambiente.

Reglamento del sistema de evaluación de impacto ambiental. DS-91/2001 de MINSEGPRES.

La ley N° 19.300, ley Sobre Bases Generales del medio Ambiente, es aplicable a las Refinerías y Plantas de Almacenamiento de Combustibles Líquidos, GLP y GNL, ya que de acuerdo a lo señalado en el Art. 10 letra ñ) de la ley se incluyen en la normativa:

ñ) Producción, almacenamiento, transporte, disposición o reutilización

habituales de sustancias tóxicas, explosivas, radioactivas, inflamables, corrosivas o reactivas;

Por lo tanto, conforme lo dispone el artículo 8 de la ley N° 19.300, los proyectos o actividades considerados en el artículo 10, sólo podrán ejecutarse o modificarse previa evaluación de su impacto ambiental, de acuerdo a lo establecido en la misma ley. Por las características de operación y atendiendo a las emisiones líquidas y gaseosas originadas por estas instalaciones, para cumplir el requisito de evaluación de su impacto ambiental les sería aplicable lo siguiente:

1) Plantas de Almacenamiento de Combustibles Líquidos, GLP y GNL Requieren una declaración de Impacto Ambiental, DIE. 2) Refinerías. Requieren un Estudio de Impacto Ambiental, EIE.



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3.1.2. Normativa de Seguridad Técnica.

La normativa de orden general es la siguiente:

a. LEY 18.410/1985.- Ley Orgánica de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Esta ley creó la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, como un servicio descentralizado, actualmente dependiente del Ministerio de Energía.

La ley le asigna como funciones principales fiscalizar y supervigilar el cumplimiento de las disposiciones legales y reglamentarias, y normas técnicas sobre generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad, para verificar que la calidad de los servicios que se presten a los usuarios sea la señalada en dichas disposiciones y normas técnicas, y que las operaciones y el uso de los recursos energéticos no constituyan peligro para las personas o sus cosas.

La normativa de carácter específico para combustibles se indica a continuación:

b. D.F.L. Nº 1, MINERIA, 1979.- LEY DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS (D.O.

14/02/79) Es la ley base que regula las actividades relativas a los combustibles líquidos. Incluye las disposiciones relativas a las condiciones de seguridad de los depósitos de almacenamiento, de los envases, conductos, cañerías u otros medios de traslado o de transporte de combustibles líquidos y las condiciones técnicas de su comercialización. Señala que para su aplicación será complementada por los reglamentos y normas técnicas específicas. Establece un Registro en el que deben inscribirse las personas que importen, refinen, distribuyan, transporten o expendan directamente al público petróleo, gas natural y gas licuado.

c. DECRETO SUPREMO DE ECONOMÍA Nº 160 DE 2008 (D.O. 07/07/2009) Reglamento de Seguridad para las Instalaciones y Operaciones de Producción y Refinación, Transporte, Almacenamiento, Distribución y Abastecimiento de Combustibles Líquidos



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d. DECRETO DE ECONOMÍA Nº 29/1986.

Reglamento de Seguridad para Almacenamiento, Transporte y Expendio de Gas Licuado Complementado con la norma NFPA 58 “Liquefied Petroleum Gas Code”, en relación con tanques refrigerados para GLP.

e. DECRETO DE ECONOMÍA Nº 277/2008.

Reglamento de Seguridad de Plantas de Gas Natural Licuado. Se está trabajando en un nuevo reglamento para incluir las Plantas Satélites de GNL.

Las normas específicas de electricidad aplicables son:

f. NCh Elec. 4/2003. Electricidad. Instalaciones de Consumo en Baja Tensión

Esta Norma establece las condiciones mínimas de seguridad que deben cumplir las instalaciones eléctricas de consumo en Baja Tensión, es decir, todas aquellas instalaciones realizadas por particulares en el interior o exterior de los edificios. Las disposiciones de esta Norma son aplicables al proyecto, ejecución y mantenimiento de las instalaciones de consumo de tensión inferior a 1.000 V.

g. NSEG 5.E.n.71. Reglamento de Instalaciones Eléctricas de Corrientes fuertes.

Esta Norma establece las condiciones mínimas de seguridad que deben cumplir las instalaciones eléctricas de Baja y Alta Tensión destinadas a generar, transportar, convertir, distribuir y utilizar energía eléctrica. Señala que las disposiciones de esta Norma son aplicables a aquellas partes de las instalaciones eléctricas de consumo que no estén especificadas en la norma respectiva (NCh Elec. 4/2003)

Adicionalmente se debe respetar toda la normativa legal vigente y aplicable a industrias en general, como la Ordenanza General de Construcción, Cálculos estructurales y sísmicos, reglamentos de seguridad industrial, etc.



38

3.1.3. Definición de Zonas de Riesgo.

Para los almacenamientos de Combustibles Líquidos, incluyendo GLP y GNL, cada reglamento establece distancias mínimas de seguridad según las capacidades de los tanques y los tipos de combustible, que se refieren a las distancias mínimas desde éstos hasta los límites de la propiedad de la planta, y también a las distancias entre estanques.

También es necesario considerar que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, SEC, ha solicitado a los interesados en construir Plantas de Combustibles, determinar las zonas de riesgo que originan las nuevas instalaciones de combustibles líquidos, es decir, definir las zonas vecinas más allá de las distancias de seguridad que pueden ser afectadas por un siniestro originado dentro de la planta, y adoptar las medidas para mitigar sus efectos o llegar a un acuerdo con el vecino del predio afectado. Para este efecto la SEC ha utilizado el Código Federal de USA referente a posibles localizaciones de proyectos residenciales, el CFR 24 parte 51c. Este aspecto puede también ser considerado en los estudios y declaraciones de Impacto Ambiental.

Lo anterior, además, es concordante con las bases del derecho de propiedad, ya que el emplazamiento de la instalación de combustible podría estar afectando el uso y la disposición de él o de los predios vecinos, en relación con la permanencia segura en ellos de personas y de edificios.

3.1.4. Normativa de Uso de Suelo.

Esta normativa es particular para cada comuna, donde el Plan regulador respectivo fija los posibles usos del suelo, lo cual condiciona a su vez la ubicación de almacenamientos de combustibles. Si la alternativa fuese emplazar una planta de almacenamiento de combustibles líquidos en una zona rural o agrícola, es necesario solicitar previamente el cambio de uso de suelo para el predio seleccionado. La obtención del cambio de uso de suelo requiere en general que sean suelos de poco valor agrícola.

En el Plan Regulador Metropolitano de Santiago, aprobado por resolución Nº 20, de 1994, del Gobierno Regional Metropolitano, se introdujeron los conceptos de Zonas de Riesgo y Zonas de Seguridad para los Terminales y Plantas de Combustibles de Maipú. Además señala:

La Dirección de Obras Municipales condicionará los permisos de edificación o funcionamiento pertinentes, a la aprobación previa de la Superintendencia de



39

Electricidad y Combustibles, quien definirá las Zonas de Riesgo que dichas instalaciones generan, como también las Zonas de Seguridad para cada caso de acuerdo al tipo de estanque, y los distanciamientos necesarios para cautelar la seguridad de la población y actividades, de los efectos de sobrepresión y radiación térmica.

Las normas de seguridad así establecidas por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, deberán cumplirse dentro de los predios. Eventualmente si ello no fuese posible, los interesados deberán contar con la autorización de los propietarios de los predios afectados por la restricción.

Por lo tanto lo solicitado por SEC indicado en el punto 3.1.3. ya estaba considerado en el Plano Regulador de Santiago del año 1994.

3.1.5. Aplicación de la Normativa para Determinar las Zonas de Seguridad y de Riesgo para Tanques Tipo de Combustibles.

Para fines de establecer ejemplos, se seleccionaron los tipos de tanques de uso más frecuente para plantas de almacenamiento de gran capacidad, que son los indicados más adelante.

Para Gas Licuado de Petróleo, GLP:

a. Tanque horizontal de superficie, de 60.000 Galones US. b. Esfera de 5.000 m3 c. Tanque Refrigerado de 35.000 m3

Para Combustibles Líquidos, CL: a. Tanques verticales de superficie, de 50.000 y 75.000 m3. Con protección

contra el fuego y dique para contención de derrames. Para determinar las zonas de seguridad de cada uno de los tanques de combustibles seleccionados, se utilizaron las tablas contenidas en la reglamentación correspondiente al tipo de combustible:

DSE-29/1986 para los tanques de GLP, y Complementado con la norma NFPA 58, en relación con esferas de GLP y con tanques refrigerados para GLP.

DSE-160/2008 para los tanques de CL.

Para determinar las zonas de riesgo que originan los tanques de combustibles, se utilizó el reglamento de USA CFR 24 parte 51 C “Siting of HUD Assisted Projects



40

Near Hazardous Operattions Handling Conventional Fuels or Chemicals of an Explosive or Flammable Nature”

Los resultados se muestran en el cuadro resumen siguiente y se utilizan para determinar el terreno necesario para el emplazamiento de las plantas de almacenamiento en el punto siguiente.

Cuadro N° 3.1. Zonas de seguridad para Distintos tipos de Tanques de Combustibles

Diámetro

Tipo y Capacidad de Tanques Tanque Dist Seg. Onda Presión

(m) (&) Edificios Personas Personas

1 Tanque GLP 60.000 US Gal (&&) 3,6 23 122 549 274

2 Esfera GLP 5.000 m3 (*) 21,4 122 218 922 671

3 Tanque Refrig GLP 35.000 m3 (*) (#) 45 122 91 427 NA

4 Tanque CL 5.000 m3 (#) 24 61 24 134 NA

5 Tanque CL 10.000 m3 (#) 34 74 52 171 NA

6 Tanque CL 25.000 m3 (#) 55 79 82 381 NA

7 Tanque CL 50.000 m3 (#) 78 79 116 518 NA

8 Tanque CL 75.000 m3 (#) 95 79 140 610 NA

(&) Se miden desde el perímetro

(&&) Long. Tanque: 24,6 m

(*) NFPA 58

(#) Con dique de contención

Distancias (m)

Riesgo Térmico

Nota: Las distancias indicadas en el cuadro pueden ser reducidas mediante barreras naturales o artificiales, o pantallas resistentes, y el uso de tanques de GLP enterrados o monticulados (mounded), como también adecuando el lay-out de la planta para ubicar en su perímetro los tanques que originan menores zonas de riesgo.

Se acompañan en el Anexo N° 4 los gráficos de distancia correspondientes y los siguientes documentos utilizados para elaborar el Cuadro Nº 3.1:

1.- Gráficos para cada uno de los tipos de tanques considerados. (Figuras A.3.1 a

A.3.4 de Anexo 3) 2.- Cuadro Nº 3.3.2.1 del DSE-29/86. 3.- Tabla 3-2.2.2 de NFPA 58. 4.- Tabla 9-5.1 de NFPA 58. 5.- Tablas XI y XII del DSE-160/08. 6.- Gráficos del manual de CFR 24 parte 51 C, USA.

3.2. Estimación de Costo de Inversión y Operación de Plantas de Almacenamiento

de Crudo y de Combustibles Líquidos (CL)

Se han proyectado y costeado cuatro diferentes plantas de almacenamiento de combustible líquido considerando todas las inversiones requeridas para su



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construcción, además del costo del terreno donde se emplazaría. Se han escogido estanques de 25.000 y 50.000 m3 los cuales son los más utilizados para proyectos de grandes almacenamientos. Estanques de mayor volumen requerirían distancias libres de riesgos muy superiores a 500 m en cada dirección, y perjudicarían la operación de rotación de los inventarios. Cada planta se proyectó y se estimaron sus costos de instalación en Chile con diferentes capacidades y distintos tipos de estanques. El resumen de las plantas costeadas se muestra en el Cuadro N° 3.2.

Cuadro N° 3.2 Resumen de Cálculos de Inversión de Plantas de Almacenamiento de CL Costeadas

Almacenamiento Costo Estanques Otros Costos Costo Total Costo Unitario

m3Miles de US$ Miles de US$ Miles de US$ US$/m3

100.0003 Estanques Techo Fijo de 25.000 m

3 de capacidad

1 Estanque Techo Flotante de 25.000 m3 de capacidad

20.250 26.386 46.636 466

350.0006 Estanques Techo Fijo de 50.000 m3 de capacidad

1 Estanque Techo Flotante de 50.000 m3 de capacidad

64.150 48.592 112.742 322

800.00014 Estanques Techo Fijo de 50.000 m3 de capacidad

2 Estanque Techo Flotante de 50.000 m3 de capacidad146.112 82.002 228.114 285

1.500.00030 Estanque Techo Flotante de 50.000 m3 de capacidad

para crudo321.426 117.745 439.172 293

Configuración de Estanques

Fuente: Cotizaciones de plantas realizados por Empresa Tecmel Ingeniería Ltda. Febrero de 2011. Nota: La columna N° 4; Otros Costos; incluye, el terreno, redes de cañerías, equipos, obras civiles, red de incendio, instalaciones eléctricas, control, piping y oficinas.

Los estanques de techo flotante se utilizan para almacenar crudo y gasolinas. Los otros combustibles líquidos pueden almacenarse en estanques de techo fijo. En el cálculo inicial realizado por Tecmel e indicado en el cuadro N° 3.2 se estimó, inicialmente, un mix de estanques necesario para completar las reservas estratégicas. En los tres primeros casos, esta distribución no se utilizará más adelante. Posteriormente y a base de estas evaluaciones se elaboraron fórmulas que permiten calcular el costo de plantas con diversos mix de estanques y productos. El terreno sobre el que se emplazaría la planta se ha calculado dejando una distancia de seguridad de 520 m desde el borde de los estanques exteriores hasta el deslinde del sitio a adquirir, extrapolando los resultados mostrados en el Cuadro N° 3.1. El precio del terreno se ha estimado en 6 US$/m2 sobre la base de precios efectivos de los sectores seleccionados para su instalación (Ver Anexo N°4). Los cuadros con el detalle para cada partida de inversión considerada se presentan en el Anexo A.4.



42

3.2.1. Estimación de Costo de Inversión de Plantas de Combustibles Líquidos y

Crudo con Otra Configuración de Estanques (Mix).

El costo de otras plantas de almacenamiento depende tanto de la capacidad global de la Planta como del tipo de estaques que sean utilizados.

De acuerdo a los costos de plantas obtenidos, es posible expresar la inversión total de cualquier planta de almacenamiento a instalarse en Chile en función de su capacidad total y de los tipos de estanque que posee (o tipo de combustible que puede almacenar) de la manera siguiente:

initotal Costo

Dónde:

i : Es el costo del estanque de tipo (i). ni : Es el número de estanque de tipo (i).

: Corresponde a los otros costos de inversión de la planta (diferentes a estanques). Es función sólo de la capacidad de la planta. Corresponde al costo total de de la planta menos el costo de los estanques de almacenamiento de combustible (Columna 4 en Cuadro N° 3.2). Incluye en otros costos el terreno, redes de cañerías, equipos, obras civiles, red de incendio, oficinas, etc.

Se ha realizado el cálculo de una regresión entre el valor de y la capacidad de almacenamiento de las plantas costeadas. (Ver detalle en el Anexo N° 4)

Con la correlación entre y la capacidad se encuentra la siguiente función que permite calcular de manera aproximada el costo de las plantas de almacenamiento de combustibles líquidos de tamaños y mix de estanques diferentes a las cuatro plantas costeadas.

) (capacidad x 42.854 )n x (a Planta Total Costo 0,5554ii (US$)

Dónde:

i : Es el costo, en US$, del estanque de tipo (i). (Cuadro N° 3.3) ni : Es el número de estanque de tipo (i).

capacidad: Es la capacidad total en m3, de almacenamiento de la planta.

En el Anexo N° 4 se muestra la correlación entre la fórmula anterior y los datos reales.



43

El Cuadro N° 3.3 muestra el costo por cada tipo de estanque escogido.

Cuadro N° 3.3 Costo de Inversión de Estanques de Almacenamiento de

Combustible Líquido

Capacidad Estanque TipoCosto Estanque

US$

Techo Fijo 4.763.642

Techo Flotante 5.959.455

Techo Fijo 8.905.941

Techo Flotante 10.714.213

25.000 m3

50.000 m3

Fuente: Cotizaciones de plantas realizados por Empresa Tecmel Ingeniería Ltda.

El siguiente cuadro, N° 3.4, presenta un ejemplo del costo de plantas con estanques de 50.000 m3 calculadas mediante esta relación. El costo de las Plantas incluye los estanques más todos los otros ítemes necesarios para su operación.

Cuadro N° 3.4

Cálculo de Costo de Inversión de Plantas de Combustibles Líquidos con Diferentes Mix de Estanques

Capacidad

m3

Tipo

Estanques

Capacidad Individual

de Estanque, m3

Número de

Estanques

Costo Inversión

US$

Inversión

Unitaria

US$/m3

200.000 Techo Fijo 50.000 4 73.310.057 367

250.000 Techo Fijo 50.000 5 87.188.368 349

400.000 Techo Fijo 50.000 8 126.630.400 317

Techo Fijo 50.000 10

Techo Fijo 25.000 11.200.000 Techo Flotante 50.000 24 359.086.734 299

158.235.208 301525.000

Fuente: Elaboración Propia a base de costos de plantas de Combustibles Líquidos presentados

3.2.2. Costo de Operación y Mantenimiento y Costos Totales de Plantas de CL.

De acuerdo a la empresa Tecmel, el costo anual de operación y mantenimiento de las plantas proyectadas y costeadas es de aproximadamente de un 2,5% de la inversión inicial.

Si este costo se proyecta a 20 años y se trae a valor presente al 10% anual se debe considerar un costo adicional de 21,3% de la inversión inicial para calcular el valor presente de los costos de estas plantas.



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El siguiente cuadro presenta el costo de las diferentes plantas al considerar el valor presente del costo de operación y mantención de 20 años y sumarlo a la inversión inicial.

Cuadro N° 3.5

Cálculo de Costo de Inversión y Costo de Operación y Mantenimiento de Plantas de Diferente Capacidad y Estanques de Combustibles Líquidos

Capacidad

m3

Tipo

Estanques

(50.000 m3)

Costo Inversión

US$

Costo O & M

(% de Inv.

Inicial/año)

Valor Presente

O&M

(20 Años, 10%)

Inversión+Valor

Presente O&M

US$/m3

Inversión+Valor

Presente O&M

US$/m3

200.000 Techo Fijo 73.310.057 2,5% 21,3% 445 88.913.303

250.000 Techo Fijo 87.188.368 2,5% 21,3% 423 105.745.461

400.000 Techo Fijo 126.630.400 2,5% 21,3% 384 153.582.300

525.000 Techo Fijo (*) 158.235.208 2,5% 21,3% 366 191.913.8461.200.000 Techo Flotante 359.086.734 2,5% 21,3% 363 435.514.429

Fuente: Elaboración Propia a base de costos de plantas de Combustibles Líquidos presentados (*) Compuesto por 10 Estanques de 50.000 m

3 y 1 Estanque de 25.000 m

3

3.3. Estimación de Costo Inversión y Operación de Plantas de Almacenamiento de GLP.

Se han proyectado y costeado cuatro diferentes plantas de almacenamiento de GLP Refrigerado considerando todas las inversiones requeridas para su construcción, además del costo del terreno donde se emplazaría. Todas las plantas costeadas están conformadas por tanques refrigerados con capacidad de almacenamiento de 35.000 m3 de GLP más estanques a presión horizontales de 30.000 galones para recepción y despacho, de acuerdo a los diseños más utilizados. El resumen de estos costos de inversión se muestra en el Cuadro N° 3.6.

Cuadro N° 3.6

Resumen de Costos de Inversión de Plantas de Almacenamiento de GLP Costeadas

Almacenamiento Costo Tanques Otros Costos Costo Total Costo Unitario

m3Miles de US$ Miles de US$ Miles de US$ US$/m3

35.0001 Tanque Refrigerado de 35.000 m

3 de capacidad

6 Tanque de 30.000 gal Presurizado a T° Ambiental18.646 22.201 40.848 1.167

70.0002 Tanque Refrigerado de 35.000 m3 de capacidad

6 Tanque de 30.000 gal Presurizado a T° Ambiental35.577 28.503 64.079 915





Configuración de Tanques

Fuente: Cotizaciones de plantas realizados por el Consultor Francisco Gottlieb. Febrero de 2011.



45

El terreno sobre el que se emplazaría la planta se ha calculado dejando una distancia de seguridad de 500 m desde el borde de los estanques exteriores hasta el deslinde del sitio a adquirir de acuerdo a las distancias de riesgo determinadas en el Cuadro N° 3.1. El precio del terreno se ha estimado en un promedio de 6 US$/m2 (0,13 UF/m2), a base de precios efectivos de terrenos de secano en los sectores seleccionados para su instalación (Ver Anexo N°4).

Con la información de las plantas proyectadas se elabora luego una relación que permite encontrar un costo para plantas de diferentes tamaños. Los cuadros con el detalle de cada partida de inversión considerada se presentan en el Anexo N° 4.

3.3.1. Estimación del Costo de Plantas de GLP con Otras Capacidades de Almacenamiento.

En este caso se considera utilizar básicamente estanques refrigerados de 35.000 m3 para almacenamiento de GLP ya sea propano o butano. Este es el estándar más económico y con distancias de riesgo menores. En este caso el costo de la planta es sólo función de la capacidad de almacenamiento total de la misma.

Se ha realizado una regresión a las variables de costo y capacidad de las plantas de almacenamiento de GLP. (Ver detalle en el Anexo N° 4)

Con esta correlación se encuentra la siguiente función que determina de manera cercana el costo de plantas de almacenamiento de GLP Refrigerado diferente tamaño a las 4 plantas costeadas.

) (capacidad x 16.304 Planta Total Costo 0.7447 (US$)

Donde: Capacidad: Es la capacidad total de almacenamiento, en m3, de GLP

Refrigerado. Costo Total Planta: Es el costo de inversión total de la planta en US$.

El siguiente cuadro, N° 3.7, presenta un ejemplo del costo de plantas con estanques refrigerados de 35.000 m3 calculadas mediante la relación anterior y un cálculo especial para una planta con un solo estanque refrigerado de 25.000 m3.



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Cuadro N° 3.7 Cálculo de Costo de Inversión de Plantas de GLP Diferente Capacidad

Capacidad

m3

Tipo

Estanques

Capacidad Individual

de Estanque, m3

Número de

Estanques

Costo Inversión

US$

Inversión Unitaria

US$/m3

280.000 GLP Refrigerado 35.000 8 192.702.103 688

210.000 GLP Refrigerado 35.000 6 149.882.482 714

140.000 GLP Refrigerado 35.000 4 106.492.587 761

105.000 GLP Refrigerado 35.000 3 89.448.660 852

35.000 GLP Refrigerado 35.000 1 40.847.617 1.16725.000 GLP Refrigerado 25.000 1 37.500.000 1.500

Fuente: Elaboración Propia a base de costos de plantas de Combustibles Líquidos presentados

3.3.2. Costo de Operación y Mantenimiento y Costos Totales de Plantas de GLP.

De acuerdo a lo indicado por el Consultor Sr. Francisco Gottlieb, los costos de operación anuales de las plantas proyectadas y costeadas varían entre 2,8% y 3,8% como porcentaje de la inversión inicial. Se ha extrapolado este costo para plantas de otras capacidades de almacenamiento. El siguiente cuadro presenta el costo de diferentes plantas al considerar el valor presente del costo de inversión y de operación y mantención de 20 años y sumarlo a la inversión inicial.

Cuadro N° 3.8 Cálculo de Costo de Inversión y Costo de Operación y Mantenimiento de Plantas

de GLP Diferente Capacidad

Capacidad

m3

Costo Inversión

US$

Costo O & M

(% de Inv. Inicial/año)

Valor Presente

O&M

(20 Años, 10%)

Inversión+Valor

Presente US$/m3

Inversión+Valor

Presente US$/m3

280.000 192.702.103 2,8% 24,3% 855 239.458.442

210.000 149.882.482 2,9% 24,7% 890 186.928.952

140.000 106.492.587 3,1% 26,1% 960 134.334.921

105.000 89.448.660 3,2% 27,4% 1.085 113.937.599

35.000 40.847.617 3,8% 32,6% 1.547 54.153.662

25.000 37.500.000 3,8% 32,6% 1.989 49.715.564

Fuente: Elaboración Propia a base de costos de plantas de GLP presentados anteriormente.



47

4. LOCALIZACIÓN DE PLANTAS DE RESERVAS ESTRATÉGICAS PARA CUMPLIR METAS DE LA AIE.

Se entenderá como reservas estratégicas a los almacenamientos adicionales a la capacidad actualmente disponible en el país, necesarios para completar los 90 días de Reservas Estratégicas requeridas por la AIE

El objetivo del presente capítulo es determinar las zonas en las cuales se recomienda emplazar las Plantas que serían necesarias para almacenar estas reservas estratégicas, así como también determinar sus capacidades. 4.1. Factores a Considerar para el Emplazamiento.

Para definir el emplazamiento de los nuevos almacenamientos es necesario tener en consideración varios factores, siendo los más relevantes los siguientes: a) Tener en consideración que, en caso de emergencia, se requiere contar con

distribución regional/zonal de manera de poder abastecer la demanda local vía cabotaje o camiones. Esto exige que los volúmenes de productos almacenados sean aproximadamente proporcionales a las demandas de cada zona.

b) Los nuevos almacenamientos deben estar ubicados cerca de los terminales marítimos y/o oleoductos existentes. Esto con el objetivo de minimizar la necesidad de construir nuevas instalaciones de alto costo.

c) La limitada disponibilidad de lugares aptos para construir nuevas Plantas de Almacenamiento, es decir, alejadas de ciudades y en terrenos de bajo valor agrícola.

d) Que la capacidad del almacenamiento sea menor que seis meses de consumo de la zona, de manera de poder rotar los productos dentro de los plazos mínimos que se requieren técnicamente.

e) La capacidad de transporte de los oleoductos existentes, según tramos, a fin de asegurar el abastecimiento y despacho desde las Plantas de Almacenamiento Estratégico, o la cercanía a las Plantas Marítimas existentes.

f) Las economías de escala que se obtienen al construir plantas de mayor capacidad. (Ver Capítulo 3 y Anexo N° 4)

g) Disponer de un terreno de una superficie aproximada de 1,5 km2, de propiedad de la Planta, a fin de establecer una zona amplia libre de terceros que impida edificar viviendas a menos de 520 m de la Planta misma para el



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caso de estanques de CL de 50.000 m3. De este modo se evitarían las conocidas presiones posteriores para el traslado de las Plantas.

h) Que cumplan con la normativa de seguridad vigente y que puedan además cumplir con las condiciones de uso de suelo y las aplicadas a los estudios de impacto ambiental en relación a posible cercanía de viviendas o lugares públicos de reunión de personas.

i) Minimizar el riesgo asociado a terremotos y maremotos, para lo cual se sugiere que las instalaciones no estén ubicadas a niveles cercanos al mar. No obstante, este tipo de instalaciones ha demostrado resistir bien frente a terremotos. De hecho las fallas en estanques en el último terremoto fueron mínimas de acuerdo a información recibida de las empresas.

Las exigencias normativas, técnicas, las distancias de seguridad y de uso de suelo, fueron detalladas en el Capítulo N° 3. A continuación se analizan en orden las distintas condiciones, a partir de las más generales a las más específicas para llegar a las zonas donde se encuentran las localizaciones recomendadas.

4.2. Distribución Geográfica de los Consumos.

Las zonas de emplazamiento de los volúmenes a almacenar están condicionadas en primer lugar, por la distribución geográfica que tienen los consumos, de manera que es indispensable analizar en forma previa esta información. La distribución de la demanda proyectada de combustibles para el año 2010 por regiones o macrozonas según tipo de combustible fue tomada del Cuadro N° 2.3, la que se repite en el Cuadro N° 4.1. para facilitar la lectura. Las zonas corresponden a regiones, salvo en el caso de las macrozonas de Valparaíso y Biobío. En el caso de Valparaíso, dicha macrozona agrupa las regiones V y Metropolitana, mientras que Biobío incluye desde la VI Región a la IX Región. Ambas macrozonas fueron definidas como tales ya que son abastecidas por una misma red de oleoductos/poliductos.



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Cuadro N° 4.1. Consumos de Crudo y Demanda Nacional de Combustibles Líquidos y de GLP

Proyectado para el año 2010 por Macrozona (m3/día)

ARICA XV 0 69 14 314 56 66 518

IQUIQUE I 0 174 106 1.191 403 68 1.942

ANTOFAGASTA II 0 353 135 2.653 232 159 3.531

ATACAMA III 0 164 2 913 587 94 1.760

COQUIMBO IV 0 373 24 743 95 195 1.430

VALPARAISO V y RM 18.369 5.023 1.690 6.302 2.845 3.519 37.747

BIO-BIO VI a IX 18.466 2.092 179 4.755 1.764 1.469 28.725

LOS LAGOS X y XIV 0 557 126 1.364 191 336 2.573

AYSEN XI 0 52 5 187 0 38 282

MAGALLENES XII 0 80 61 338 0 16 494

36.835 8.937 2.341 18.761 6.173 5.957 79.003

DIESELPETROLEO

COMBUSTIBLELPG TOTAL

TOTALES (M3/DÍA)

LOCALIDAD REGIÓNCRUDO

IMPORTADO GASOLINAS KEROSENE

Fuente: Elaboración propia a partir del Anexo N° 2.

Cuadro N° 4.2.

Porcentaje de Consumos y de la Demanda Nacional de Combustible para el año 2010 por Macrozona

(m3/día)

ARICA XV 0% 1% 1% 2% 1% 1% 1%

IQUIQUE I 0% 2% 5% 6% 7% 1% 2%

ANTOFAGASTA II 0% 4% 6% 14% 4% 3% 4%

ATACAMA III 0% 2% 0% 5% 10% 2% 2%

COQUIMBO IV 0% 4% 1% 4% 2% 3% 2%

VALPARAISO V y RM 50% 56% 72% 34% 46% 59% 48%

BIO-BIO VI a IX 50% 23% 8% 25% 29% 25% 36%

LOS LAGOS X y XIV 0% 6% 5% 7% 3% 6% 3%

AYSEN XI 0% 1% 0% 1% 0% 1% 0%

MAGALLENES XII 0% 1% 3% 2% 0% 0% 1%

100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

CRUDO

IMPORTADO GASOLINAS KEROSENE DIESEL

PETROLEO

COMBUSTIB

LE

LPG TOTALLOCALIDAD REGIÓN

TOTALES (M3/DÍA)

Fuente: Elaboración propia a partir del Cuadro N° 4.1.

De estos cuadros se desprende que existen dos macrozonas que concentran el 84% del consumo de crudo y la demanda de productos refinados del país. Estas son Valparaíso, (V Región y Región Metropolitana) y Biobío (VI a IX región), siguiendo a continuación Antofagasta con un 4%. Antofagasta es además una zona estratégica por el consumo de la minería, y tiene la posibilidad de despachar a las regiones vecinas en camiones o mediante cabotaje, en caso de una emergencia mayor. Por lo tanto, el análisis se realizará en la región de Antofagasta y en las macrozonas de Valparaíso (V Región y RM) y Biobío (VI a IX Región), cuyos



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consumos totalizan el 88% del consumo de crudo y de la demanda nacional de productos refinados. En los cuadros siguientes se muestra la distribución de los consumos entre las tres zonas seleccionadas para localización de Plantas de Reservas Estratégicas.

Cuadro N° 4.3. Consumo de Crudo y Demanda Nacional de Combustibles Líquidos y de GLP para el año 2010

de las Localizaciones Seleccionadas (m3/día)

ANTOFAGASTA II 0 353 135 2.653 232 159 3.531

VALPARAISO V+RM 18.369 5.023 1.690 6.302 2.845 3.519 37.747

BIO-BIO VI, VII,VIII, IX 18.466 2.092 179 4.755 1.764 1.469 28.725

TOTAL 36.835 7.467 2.004 13.710 4.842 5.146 70.003

REGIÓNMACROZONAS DIESELPETROLEO

COMBUSTIBLELPG TOTAL

CRUDO

IMPORTADO GASOLINAS KEROSENE

Fuente: Elaboración propia a partir del Cuadro N°4.1.

Cuadro N° 4.4.

Consumo de Crudo y Demanda Nacional de Combustibles Líquidos y de GLP para el año 2010 de las Localizaciones Seleccionadas

(%)

MACROZONAS

ANTOFAGASTA II 0% 5% 7% 19% 5% 3% 5%

VALPARAISO V+RM 49,9% 67% 84% 46% 59% 68% 54%

BIO-BIO VI, VII,VIII, IX 50,1% 28% 9% 35% 36% 29% 41%

Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

REGIÓN TOTALCRUDO

IMPORTADO GASOLINAS KEROSENE DIESEL

PETROLEO

COMBUSTIBLELPG

Fuente: Elaboración a base del Cuadro N° 4.3.

Del Cuadro N° 4.4. se deduce que para su buena utilización en caso de emergencia, las Reservas Estratégicas Totales que se calcularán por producto en el Capítulo N° 5 del presente informe, deberían distribuirse aproximadamente en un 54% para la macrozona Valparaíso que cubre la V Región y la RM, un 41% en la macrozona del Biobío, que abarca desde la VI a la IX Región y un 5% para la II Región. El resto de las regiones que demandan un 12% del total nacional debieran abastecerse en caso de emergencias principalmente a través de cabotajes o, como es el caso del GLP en el norte de la quinta región, a través de camiones.

Sin embargo, también deberá verificarse que los almacenamientos no sean superiores a 6 meses (180 días) del consumo de la zona, para asegurar una rotación aceptable de los stocks lo que se verificará en el Capítulo N° 5.



51

En el Capítulo N° 5 se determinarán también los volúmenes de almacenamiento de emergencia y las capacidades de las plantas a instalarse en las zonas seleccionadas, utilizando aproximadamente la distribución del Cuadro N° 4.4.

4.3. Capacidades de Oleoductos.

Se verificó que los tramos de oleoductos que podrían utilizarse para atender la demanda de los almacenamientos de las Macrozonas de Valparaíso y Biobío tienen la capacidad de transporte necesaria para abastecer y retirar productos de las Reservas Estratégicas. Para ello se indican en el Cuadro N° 4.7. las capacidades y demandas de los oleoductos existentes, que corresponden a los tramos San Vicente-Chillán y Concón-Maipú.

Cuadro N° 4.5. Capacidades y Demandas de Oleoductos Existentes

Tramo Oleoducto Capacidad Flujo Máx.

(m3/h)

Demanda (Mm3/año)

Demanda Flujo Medio

(m3/h)

Factor de Uso de Capacidad

(%)

San Vicente-Chillán 185 919 105 56,7

Concón-Maipú (CL) 560 3.666 418 74,7

Concón-Maipú (GLP) 390 1.066 122 31,2 Fuente: Sonacol Nota: El tramo Concón-Maipú del oleoducto para combustibles líquidos puede ser incrementado en

capacidad mediante una o más estaciones intermedias de bombeo, con una inversión menor.

De este cuadro es posible establecer que los tramos de oleoductos a utilizar para

el transporte de combustibles a los almacenamientos, cuentan a la fecha con capacidad de transporte suficiente para poder aumentar a lo menos un 25% el volumen anual actualmente transportado.

4.4. Sectores Seleccionados como Factibles para instalar Plantas de Reservas Estratégicas.

En base a las restricciones señaladas en los puntos 4.1. y 4.2., más las cifras contenidas en los cuadros de consumos y de capacidad de transporte del punto 4.3., se determinó realizar un análisis de los sectores próximos a los terminales marítimos de Antofagasta, Quintero y San Vicente, como también en las fajas de terreno próximas a ambos costados de los tramos de oleoductos que se originan en Quintero y en San Vicente.



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Al incorporar en la búsqueda todas las restricciones antes señaladas, se puede comprobar que existen alternativas de zonas de emplazamiento factibles, las que se indican a continuación: 4.4.1. Región de Antofagasta. En Antofagasta, la zona ubicada en el borde costero de la bahía de Mejillones, donde existe un terminal marítimo de Copec que abastece a la región y se dispone de terrenos amplios, de baja pendiente y en altura suficiente sobre el nivel del mar. Como una segunda opción a futuro se podría considerar la zona próxima a la ruta 5, al Oriente de Antofagasta, donde se han instalado diversas industrias y circulan los vehículos que transportan combustibles hacia los centros mineros. La desventaja es que en este caso habría que instalar un poliducto entre Mejillones y esta zona.

4.4.2. Macrozona Central V y R.M. En Quintero y en Puchuncaví, Región de Valparaíso, la zona ubicada al Oriente de la carretera F-30-E, es factible de utilizar atendiendo además que ya existen terminales marítimos para crudo, productos limpios, GLP y GNL, que se pueden utilizar. Esta zona se extiende hacia el Oriente y está formada por secano costero de baja calidad agrícola, sin edificaciones y a suficiente altura sobre el nivel del mar. También existe la posibilidad de utilizar en forma parcial para combustibles limpios, una ubicación más cercana a la Región Metropolitana, como la zona de Curacaví hacia el Oriente (en una franja de hasta 30 km a c/lado del oleoducto), atendiendo a que existe un oleoducto para productos limpios y otro oleoducto para GLP, de capacidad suficiente.

Este sector se extiende aproximadamente por 30 km y está formada por terrenos planos de buena calidad agrícola, y lomas de regular calidad agrícola, que se podrían utilizar más cercanos a Santiago. Por último, debe considerarse estudiar la posibilidad de ampliar los almacenamientos de la RM en la zona de Maipú, debido a que sus volúmenes de almacenamiento son muy pequeños y de mucho riesgo frente a fallas de los poliductos de conexión de Concón a Santiago. Una ampliación de las plantas



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actuales de la RM requeriría estudios especiales y reformas legales de uso del suelo.

4.5. Macrozona Biobío (VI a la IX Región) En la VIII Región, la zona comprendida entre San Vicente y Chillán (hasta 30 km a cada lado el oleoducto), atendiendo a que en San Vicente existen terminales marítimos para crudo, productos limpios, GLP y GNL y a que el tramo de oleoducto a Chillán posibilita su transporte. Esta zona se extiende hasta el sector Poniente de Chillán y está formada por secano costero o terrenos de regular calidad agrícola, aptos sólo para una eventual forestación. En todo caso los almacenamientos de crudo tanto en la zona central como en la zona centro sur, requieren estar cercanos a las refinerías, lo que no constituiría un problema, ya que ENAP ha informado que dispone de terrenos suficientes para las cifras proyectadas de almacenamiento que se calculan más adelante.

Las zonas seleccionadas se muestran en los mapas adjuntos.



54

ZONA ANTOFAGASTA - VISTA GENERAL



55

2.- ZONA ANTOFAGASTA - 1ª OPCIÓN: SECTOR MEJILLONES

1

km



56

2.- ZONA ANTOFAGASTA – OPCIÓN FUTURA: SECTOR RUTA 5

1

km



57

ZONA QUINTERO - VISTA GENERAL INSTALACIONES



58

ZONA QUINTERO - 1ª OPCIÓN: SECTOR ORIENTE CARRETERA F-30-E



59

ZONA R.M. - 1ª OPCIÓN: SECTOR CURACAVÍ - ORIENTE DE MAIPÚ



60

ZONA VIII REGIÓN - VISTA GENERAL SAN VICENTE – CHILLÁN



61

ZONA VIII REGIÓN - 1ª OPCIÓN: SECTOR SAN VICENTE – CHILLÁN (Sector distante máx. 30 km desde el oleoducto)



62

5. VOLÚMENES Y COSTOS DE ALMACENAMIENTO NECESARIOS PARA CUMPLIR LOS REQUISITOS DE LA AGENCIA INTERNACIONAL DE LA ENERGÍA (AIE).

El objetivo del presente capítulo es calcular los costos de inversión a nivel país que se requerirían para cumplir los requisitos de la AIE en relación a mantener 90 días de stock de Combustibles Líquidos y de Gas Licuado del petróleo. Los días de stock deben calcularse a base de las importaciones netas diarias, del año calendario anterior y de acuerdo a la metodología de la AIE, la que se presenta a continuación.

5.1. Requerimientos de la Agencia Internacional de La Energía (AIE).

Los requerimientos de la AIE de inventarios mínimos (reservas de emergencia) de Petróleos Crudos y Productos de Petróleo consisten en que los países miembros deben mantener en el país un inventario mínimo de 90 días de importaciones netas. En el cálculo de los inventarios y de las importaciones netas se incluyen los siguientes tipos de productos:

Productos Primarios: Básicamente el Petróleo Crudo y otros Productos menores utilizados en refinerías, con la excepción de Naftas, principalmente utilizadas en la industria petroquímica.

Productos Refinados: Estos son los siguientes: » Combustibles Líquidos; gasolinas, kerosenes, diesel (productos limpios) y

petróleo combustibles (PC-5, PC-6, IFOS). » Combustibles Gaseosos: en este rubro se incluye sólo el gas licuado del

petróleo (LPG). » Otros productos de refinería de tipo industrial. (Ej.: petcoke)

Los inventarios de productos refinados se convierten en toneladas de Petróleo Crudo Equivalente a través de coeficientes predefinidos.

5.1.1. Cálculo del Promedio Diario de las Importaciones Netas.

Las importaciones y Exportaciones se calculan a base de un año calendario y son las utilizadas para determinar el inventario mínimo a ser mantenido durante el año calendario siguiente.

Las importaciones netas se calculan de la siguiente forma:



63

Productos Primarios importados menos los exportados más o menos cambios de stock y corrección por naftas (Corrección estándar -4%).

Productos refinados importados menos los exportados, descontando las naftas, más o menos cambios de stock y agregando un porcentaje estándar para hacerlos equivalentes a Petróleo Crudo (+6,5%).

El valor de las importaciones netas equivalentes dividido por 365 días entrega el valor del Promedio Diario de las Importaciones Netas de acuerdo al cálculo de la AIE (PDI). El detalle del cálculo se indica en el Anexo N° 1. Existen otras alternativas de cálculo según la forma en que se descuente o corrija la nafta, los que darían resultados diferentes en los casos en que la producción de Nafta sea superior al 7%, caso que no sería aplicable a Chile. 5.1.2. Cálculo de las Reservas de Emergencia.

Para el cálculo se consideran como reservas de Emergencias los inventarios de las empresas que abastecen el mercado, ya sean productores, refinadores, importadores o distribuidores que dispongan de plantas de almacenamiento y/o de distribución, más inventarios en barcos de cabotaje en puerto.

En todo caso no se consideran los inventarios de pequeñas plantas de almacenamiento y/o distribución a granel, ni de distribuidores al detalle como las estaciones de servicio, ni los inventarios de los consumidores finales, ya sean industriales, plantas termoeléctricas o particulares, a menos que tengan obligación legal de mantener stock de reservas. Tampoco se consideran los inventarios militares ni los inventarios en oleoductos, en camiones, en barcos en tránsito al país o similares. A los inventarios totales de Productos Primarios a nivel de almacenamiento bruto se les resta un 4% para corregir el contenido potencial de Naftas y luego un 10% para llegar al inventario útil de Productos Primarios equivalentes.

En una primera alternativa de cálculo a los inventarios totales de Combustibles Líquidos brutos, se les resta un 10% para llegar al almacenamiento útil y luego se les agrega un 20% y se suman al inventario equivalente de productos Primarios para el cálculo de las Existencias Disponibles (ED). (En este cálculo no se consideran los stocks de LPG ni de otros productos de refinería de tipo industrial).

Alternativamente, el país puede considerar a su elección el inventario útil total de los productos refinados en stock menos la nafta, agregando en este caso



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solamente un 6,5% a cada uno de ellos. El resultado son las existencias disponibles equivalentes de acuerdo al cálculo de la AIE (ED). El concepto de inventario útil al que se llega restando el 10% del inventario total es aquel que se puede realmente utilizar hasta vaciar el estanque, es decir, sin incluir el volumen bajo el punto muerto que no se puede extraer. En el presente estudio se consideran los almacenamientos útiles de cada estanque. Los inventarios se refieren a los almacenamientos reales en las fechas de cierre y no a inventarios promedio. 5.1.3. Cálculo de los Inventarios Equivalentes, expresado en Días de Existencia

Disponibles (DEP).

Este cálculo se realiza dividiendo las Existencias Disponibles equivalentes (ED) por el Promedio Diario de las Importaciones netas equivalentes (PDI). El resultado equivale a los Días de Existencia Disponibles (DED) que debe ser igual o mayor que 90 días.

90(PDI) AIE nesImportacio de Diario Promedio

(ED) AIE sDisponible sExistencia(DED) sDisponible Existencia de Días

5.1.4. Sistema de Respaldo Frente a Emergencias de Suministro de Petróleo.

Además de mantener un inventario mínimo, los países participantes deben tener preparado un programa de Restricción a la Demanda, el que debe ser activado en caso de emergencia. Al ser declarada una emergencia por la AIE, se activa un programa de consumo paulatino de las Reservas de Emergencia y/o de redistribución del petróleo disponible entre los países miembros, de acuerdo a lo establecido en el “Agreement on an International Energy Program”, amended 25.09.08 de la AIE. Pasado un cierto plazo, si la emergencia continua debe activarse el programa de Restricción a la Demanda. En el Anexo N° 5 se indica un mayor detalle de la forma de cálculo de la AIE.



65

5.1.5. Alternativas de Responsabilidad de Mantener Almacenamientos de

Emergencias AIE.

Las alternativas que se desarrollan a continuación se refieren a definir los almacenamientos que serían exigidos a los actores del mercado en función de los flujos de importaciones o de las ventas a clientes finales que éstos desarrollen. Todo esto de modo que en su conjunto se obtengan los 90 días de existencia requeridos por la AIE. De acuerdo a lo anterior, se consideran tres casos de asignación de responsabilidades de mantener los stocks requeridos: Caso 1.- Los importadores deben mantener el total de existencias

adicionales a las actuales (18 días de venta) requeridas a nivel país, para cumplir con los 90 días de stock de la AIE.

Caso 2.- Los refinadores y distribuidores deben mantener un stock diario

promedio país de 15 días de sus ventas a sus clientes finales, adicionales al stock actual (18 días de venta), siendo los importadores responsables de mantener el saldo de existencias para completar los 90 días de stock de la AIE.

Se entenderá por distribuidor a quienes efectúan sus compras a refinadores o a importadores o a aquellos que importan directamente y realizan también ventas directas a clientes finales, incluyendo como clientes finales a las estaciones de servicio y comercializadores minoristas como los repartidores de gas licuado o de diesel a nivel doméstico.

Caso 3.- Los refinadores y distribuidores deben mantener un stock mínimo

promedio país de 20 días de sus ventas a clientes finales, adicionales al stock actual (18 días de venta), siendo los importadores responsables de mantener el saldo de existencias para completar los 90 días de stock de la AIE.

En los tres casos es posible que el stock requerido a los importadores y/o distribuidores sea manejado y controlado por una agencia pública o privada, o formada, esta última, por los mismos actores del mercado y/o por el Estado, de acuerdo a la institucionalidad que en definitiva se adopte. Un importador, que además de importar actúa como distribuidor, deberá completar los stocks que requiere como distribuidor, además de los stocks que requiere como importador.



66

En el caso de Refinerías que importan crudo, podrán mantener el stock requerido como importador de crudo ya sea en crudo o como productos refinados equivalentes, de acuerdo a la conversión establecida por la AIE.

5.2. Importación Neta Equivalente de acuerdo a la AIE para el año 2010.

En el Cuadro N° 5.1. se realiza el cálculo de las importaciones netas de acuerdo al método establecido para la AIE para el año 2010. En este cálculo no se considera al petcoke por tratarse de un caso especial de importación directa para el uso propio del importador y de volumen poco significativo, por lo cual se tratará separadamente. El cálculo considera en la segunda columna del Cuadro N° 5.1. las importaciones netas determinadas en el Capítulo 1 para el año 2010, expresadas en toneladas y en miles de m3/año, de acuerdo a las densidades medias de cada producto. Dado que no existe información histórica de la variación de los stocks, se ha considerado que por su menor volumen relativo, éstos son aproximadamente nulos, es decir, que los stocks no han variado. En la quinta columna se indican los factores de conversión utilizados por la AIE para el cálculo de la importación neta equivalente, los que aplicados a las toneladas de importación neta determinan la importación neta equivalente AIE en miles de toneladas. La suma de esta última columna son las miles de toneladas equivalentes anuales, las que divididas por 365 días dan el valor de las Importaciones Diarias Netas en miles de toneladas/día equivalente, base AIE, igual a 40.500 Ton/día. Este es el valor base que debe utilizarse para los tres casos de asignación de responsabilidades de mantener stocks.



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Cuadro N° 5.1. Importación Diaria Equivalente – Año 2010

Importaciones

NetasDensidad

Importaciones

NetasFactor

Importaciones

Netas

miles m3 /año Ton/m3 miles Ton /año AIE miles Ton equiv. AIE

1.1 Crudo 9.680,1 0,9 8.712 0,96 8.363,6


Gas Licuado 1.502,4 0,52 781 1,065 832,0

Gasolina 941,1 0,73 687 1,065 731,7

Kerosene 0,0 0,8 0 1,065 0,0

Diesel 5.417,9 0,84 4.551 1,065 4.846,8

Pet. Combustible -0,1 0,99 0 1,065 -0,1

TOTAL 17.541 14.731 14.774,1

Importaciones diarias netas (Miles Ton equiv. AIE) 40,5

Productos

Fuente: Elaboración propia.

5.3. Situación Actual de Almacenamiento según la AIE.

En el Cuadro N° 5.2 se calculan los días de stock actuales considerando las existencias útiles promedio según la definición de AIE (Cuadro N° 2.4.) y las miles de ton/día equivalentes de stock actual del año 2010, calculadas también según la AIE. En el Cuadro N° 5.2, los miles de metros cúbicos de stock actual útiles (segunda columna), se multiplican por las densidades para ser convertidas en miles de toneladas (Columna 4). Posteriormente, estos valores se multiplican por los factores dados por la AIE indicados en la columna 5 para el cálculo de las miles de toneladas equivalentes de almacenamiento, y el almacenamiento total equivalente. Los factores utilizados corresponden a la primera alternativa de cálculo de la AIE, la que da resultados algo más favorables, entregando días de stock ligeramente superiores a la segunda alternativa de cálculo de la misma AIE (ver Anexo N° 5). La segunda alternativa usa coeficientes iguales a 1,065 para todos los productos refinados.



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Cuadro N° 5.2. Situación Actual de Existencias en días de Stock AIE – Fines del Año 2010

Stock Actual

útilDensidad Stock Actual Factor Stock Actual

miles m3 Ton/m3 miles Ton AIE miles Ton equiv. AIE

1.1 Crudo 553 0,9 497 0,96 478


Gas Licuado 112 0,52 58 0 0

Gasolina 227 0,73 166 1,2 199

Kerosene 89 0,8 72 1,2 86

Diesel 262 0,84 220 1,2 264

Pet. Combustible 112 0,99 111 1,2 133

Almacenamiento Total 1.356 1.124 1.160

Días AIE de stock 28,7

Productos


Dividiendo el stock total equivalente en miles de m3 por las Importaciones Diarias Netas equivalentes del Cuadro 5.1., se calculan los Días AIE de Stock. Se puede observar que el inventario actual AIE calculado de 28,7 días representa aproximadamente un tercio del almacenamiento requerido por la AIE.

5.4. Almacenamientos Requeridos para los Tres Casos Analizados. A continuación se presenta la distribución de los volúmenes a mantener entre distribuidores e importadores y el costo país requerido para la implementación de cada uno de los casos mencionados en el punto 5.2. En los tres casos a analizar se considera que los aumentos del almacenamiento requerido para cumplir los 90 días AIE de Stock en cada tipo de producto, se implementarán en plantas nuevas, centralizadas. Esto, ya que para enfrentar emergencias se requerirían inventarios de productos aproximadamente proporcionales a las demandas. 5.4.1. Caso N° 1.- Los Importadores deben mantener el total de las existencias

requeridas por la AIE.

En el cuadro siguiente N° 5.3. se calculan por aproximaciones sucesivas, los volúmenes de combustibles que equivalen a 90,2 días de stock AIE. Se debe hacer notar que para cumplir con 90,2 días de stock, valor similar a los 90 días exigidos por la AIE, se requiere mantener 4.373 miles de m3 útiles de stock. Debido a que la importación neta diaria es de 17.541/365 = 48,05 miles m3/día, los días de stock requeridos en volumen útil son de 4.373/48,05 = 91 días de



69

stock en volumen. De acuerdo a lo indicado en el punto 2.3., los stocks y las capacidades de estanques son útiles, es decir ya está descontado el equivalente al 10% que descuenta la AIE por concepto del punto muerto del fondo del estanque.

El cálculo de los días AIE de stock se realiza dividiendo el Almacenamiento Total Equivalente (existencia), por las Importaciones Diarias Netas Equivalentes del Cuadro 5.1.

Cuadro N° 5.3.

Existencia Útil Requerida para 90 días AIE – Año 2011

Stock Requerido Densidad Stock Requerido Factor Stock Requerido

miles m3 Ton/m3 miles Ton AIE miles Ton equiv. AIE

1.1 Crudo 2.413,4 0,9 2.172,1 0,96 2.085,2


Gas Licuado 374,6 0,52 194,8 0 0,0

Gasolina 234,6 0,73 171,3 1,2 205,5

Kerosene 0,0 0,8 0,0 1,2 0,0

Diesel 1.350,8 0,84 1.134,6 1,2 1.361,6

Pet. Combustible 0,0 0,99 0,0 1,2 0,0

Almacenamiento Total 4.373,4 3.672,7 3.652,3

Días AIE de stock 90,2

Productos


Las cifras de stock requeridas en miles de metros cúbicos indicadas en la segunda columna será la misma para los tres sistemas considerados, pues una vez aplicadas las densidades y factores se obtiene una cifra ligeramente superior a los 90 días AIE de stock. Por el momento no se está optimizando aún el mix de stocks de productos, sino que se ha considerado que los volúmenes a almacenar son proporcionales a las importaciones netas.

Partiendo de las cifras de Almacenamiento Requerido, en el Cuadro N° 5.4. se calculan los aumentos de almacenamiento y Aumentos de Capacidad de Estanques, descontando el almacenamiento actual.



70

Cuadro N° 5.4. Caso N° 1: Importadores Mantienen el Total del Almacenamiento útil Adicional

para 90 días AIE – Año 2011 Stocks útiles

Stock RequeridoStock Promedio

Actual

Aumento Stock

(Importadores)

Aumento Capacidad

de Estanques

miles m3 miles m3 miles m3 miles m3

1.1 Crudo 2.413,4 552,8 1.860,6 2.326


Gas Licuado 374,6 112,0 262,6 328

Gasolina 234,6 227,3 7,3 9

Kerosene 0,0 89,4 -89,4 -112

Diesel 1.350,8 262,0 1.088,8 1.361

Pet. Combustible 0,0 112,2 -112,2 -140

Almacenamiento Total 4.373,4 1.355,7 3.018 3.772


% Stock /Dist/Imp 100% 31% 69%

Productos

Nota: El stock requerido de 4.373,4 m3 corresponde a un volumen (m

3) de 91 días de

importaciones en volumen., Fuente: Elaboración propia.

Los valores negativos indican que para el producto dado se tiene un stock mayor que el requerido para cumplir los 90 días AIE. Se ha supuesto que en promedio el volumen almacenado en estos estanques alcanza a un 80% de la capacidad útil del total de los estanques. Este porcentaje se estimó suponiendo que los aumentos de almacenamiento de productos (columna 4 del cuadro 5.4.), se efectúan en instalaciones especiales para reservas estratégicas de gran tamaño y en las cuales existe una rotación relativamente lenta del producto, del orden de una rotación completa cada seis meses. En una Planta típica de 4 a 8 estanques por producto, esto obliga a disponer de a lo menos un estanque por producto para recibir productos nuevos y otro estanque para entregar producto ya almacenado, que en promedio sólo estarán llenos en un 50%, no pudiendo utilizarse el volumen útil total equivalente a un estanque por producto. A esto debe agregarse los tiempos de mantención de los estanques, por este motivo se estiman los aumentos de capacidad de estanques requeridos dividiendo el aumento del stock por 0,8.

El resultado mostrado en el cuadro anterior se ajusta traspasando los aumentos de capacidad o el exceso de capacidad actual de estanques de combustibles líquidos al Diesel, manteniendo el aumento de capacidad total requerido de estanques en 3.772 miles de m3 útiles. El almacenamiento requerido, ajustado, se muestra en el cuadro N° 5.5.



71

Cuadro N° 5.5. Caso N° 1: Importadores Mantienen el Total del Almacenamiento Útil Adicional

para 90 días AIE. Valores Ajustados – Año 2011 Stocks útiles

Stock RequeridoStock Promedio

Actual

Aumento Stock

(Importadores)

País

Aumento Capacidad

de Estanques

País


1.1 Crudo 2.413,4 552,8 1.860,6 2.326


Gas Licuado 374,6 112,0 262,6 328

Gasolina 234,6 227,3 0,0 0

Kerosene 0,0 89,4 0,0 0

Diesel 1.350,8 262,0 894,5 1.118

Pet. Combustible 0,0 112,2 0,0 0



Productos

Los valores indicados en el Cuadro N° 5.5 serán utilizados para calcular el costo país adicional necesario para implementar el requerimiento de 90 días de l a AIE. Los importadores serían responsables de mantener 63 días de importaciones netas (63 = 3.018 / 4.373 x 91 días). Los Refinadores y Distribuidores deberían mantener su participación de aproximadamente 18 días de venta en stock (Ver Cuadro N° 2.5) 5.4.2. Caso N° 2.- Los distribuidores deben mantener un stock adicional de 15

días de sus ventas promedio a nivel país, siendo los importadores responsables del saldo de existencias para completar los 90 días de stock de la AIE.

En la tercera columna del cuadro siguiente N° 5.6 se calculan los aumentos de stocks exigidos que corresponden a 15 días de venta de los distribuidores. Esta cifra se obtiene multiplicando las demandas diarias totales por producto del Cuadro 2.3. por 15 días.

El stock exigido a las importaciones se calcula como diferencia entre el Almacenamiento Requerido Total descontando los 15 días de Ventas de los distribuidores y el almacenamiento actual.



72

En la 6ª columna se calcula el almacenamiento adicional de productos restando el almacenamiento actual del stock exigido total, dando como resultado el Almacenamiento Adicional de Productos. En la última columna se calcula el volumen de estanques requerido, dividiendo la 6ª columna por 0,8.

Cuadro N° 5.6.

Caso N° 2: Almacenamientos Adicionales a nivel país para incremento de 15 días de Stock de Venta de Refinadores y Distribuidores de CL y GLP y

Refinadores – Año 2010

Stock

exigido

Total

Stock actual

Total

Stock Adicional Exigido a

Distribuidores y

Refinadores

Stock Adicional

Exigido a

Importadores

Stock

Adicional

País

Estanques

Adicionales

Paísmiles m3 miles m3 miles m3 miles m3 miles m3 miles m3

1.1 Crudo 2.413,4 553 0,0 1.861 1.861 2.326


Gas Licuado 374,6 112 89,4 173 263 328

Gasolina 234,6 227 134,1 -127 0 0

Kerosene 0,0 89 35,1 -125 0 0

Diesel 1.350,8 262 281,4 807 894 1.118

Pet. Combustible 0,0 112 92,6 -205 0 0

Almacenamiento Total 4.373,4 1.355,7 632,5 2.385,1 3.018 3.772

% Stock/Dist/Imp 100% 31% 14% 55%

Productos


En este caso el stock requerido a los importadores (se incluye el crudo), corresponde a 50 días de importación neta (50 = 2.385,1 / 4.373 x 91 días). El stock total de productos refinados exigido a Distribuidores y Refinerías igual a 1.435,2 miles de m3 (=1.355,7 + 632,5 – 553 (crudo)) y corresponde aproximadamente a 33 días de su venta a clientes finales. 5.4.3. Caso N° 3.- Los distribuidores deben mantener un stock adicional de

20 días de sus ventas, siendo los importadores responsables de mantener el saldo de existencias para completar los 90 días de stock de la AIE.

Los resultados se indican en el Cuadro N° 5.7. Los cálculos realizados son los mismos que en el Caso N° 2, con la excepción que se considera como stock adicional exigido a los distribuidores y refinadores, un total de 20 días de ventas o consumo y por lo tanto un menor stock a los importadores netos. Los almacenamientos adicionales de productos y las capacidades de estanques a nivel país correspondientes resultan ser los mismos indicados anteriormente.



73

Cuadro N° 5.7. Caso N° 3 : Almacenamientos Adicionales a nivel país para 20 días de Stock de

Venta de Distribuidores de CL y GLP y Refinadores – Año 2011

Stock exigido

Total

Stock actual

Total

Stock Adicional Exigido a

Distribuidores y Refinadores

Stock Adicional

Exigido a

Importadores

Stock

Adicional País

Estanques

Adicionales

País

miles m3 miles m3 miles m3 miles m3 miles m3 miles m3

1.1 Crudo 2.413,4 553 0,0 1.861 1.861 2.326


Gas Licuado 374,6 112 119,1 143 263 328

Gasolina 234,6 227 178,7 -171 0 0

Kerosene 0,0 89 46,8 -136 0 0

Diesel 1.350,8 262 375,2 714 894 1.118

Pet. Combustible 0,0 112 123,5 -236 0 0

Almacenamiento Total 4.373,4 1.355,7 843,4 2.174,3 3.018 3.772

% Stock/Dist/Imp 100% 31% 19% 50%

Productos


En este caso el stock requerido a los importadores (se incluye el crudo), corresponde a 45 días de importación neta (45 = 2.174,3 / 4.373 x 91 días). El stock total de productos refinados exigido a Distribuidores y Refinerías igual a 1.646,1 miles de m3 (=1.355,7 + 843,4 - 553) y corresponde aproximadamente a 38 días de su venta a clientes finales. No ha sido posible separar los almacenamientos de productos refinados de las refinerías de los Almacenamientos de los Distribuidores por constituir información confidencial. Como se puede observar, los almacenamientos de productos y estanques adicionales a nivel país son los mismos en los tres Casos por lo cual los costos adicionales también serán los mismos. Lo que varía son los porcentajes de almacenamiento exigidos a distribuidores y refinadores respecto de los importadores.

5.5. Determinación de las Capacidades Requeridas en Plantas Centralizadas para cumplir 90 días de Stock AIE.

De acuerdo a lo descrito en el Punto 4.2 del Capítulo N° 4, para tener una buena utilización de las reservas estratégicas, éstas deben distribuirse en proporciones del requerimiento total (3.772 miles m3 de capacidad útil de nuevos estanques), en un 54% para la macrozona central de Valparaíso que cubre la V Región y la RM, un 41% en la macrozona centro sur del Biobío, que abarca desde la VI a la IX Región y un 5% para la II Región. Según lo indicado por las empresas refinadoras y distribuidoras, existe una degradación de los productos si éstos se almacenan por más de 6 meses. Por este motivo, debe verificarse que los almacenamientos adicionales no sean



74

superiores a 6 meses de consumo de la zona para asegurar que exista un consumo suficiente para asegurar la rotación de los stocks. En la parte superior del Cuadro N° 5.8. se calculan los volúmenes de reservas Estratégicas en las tres zonas seleccionadas en el Capítulo N° 4. En la parte inferior del cuadro se calculan los valores de 6 meses de consumo de cada macrozona. Se puede verificar que son superiores en todos los casos a las reservas estratégicas requeridas, por lo cual esta limitante está cumplida.

Cuadro N° 5.8.

Distribución Proporcional de Capacidades de Estanques entre las Plantas Centralizadas de Reservas Estratégicas (en miles de m3) – Año 2011

ANTOFAGASTA II 0 0 -8 263 -7 10 190

VALPARAISO V y RM 1.160 6 -94 626 -82 224 2.034

BIO-BIO VI a IX 1.166 3 -10 472 -51 94 1.548

Alm Estrategico a distribuir 2.326 9 -112 1.361 -140 328 3.772

SEIS MESES DE CONSUMO 180 Días Miles de m3

ANTOFAGASTA II 0 63 24 477 42 29 636

VALPARAISO V y RM 3.306 904 304 1.134 512 633 6.794

BIO-BIO VI a IX 3.324 377 32 856 318 264 5.171

6.630 1.344 361 2.468 872 926 12.601

MACROZONAS

SELECCIONADAS

PETROLEO

COMBUSTIBLEREGIONES

CRUDO

IMPORTADO GASOLINAS KEROSENE DIESEL GLP TOTAL

Los almacenamientos que aparecen como negativos representan que en esa zona existe más que suficiente capacidad de almacenamiento para ese producto específico de acuerdo a las demandas del año 2010. Desde el punto de vista de la AIE y de su método de cálculo centrado en las cuatro principales familias de combustibles líquidos, estos volúmenes se pueden restar de los otros combustibles líquidos, preferentemente de las gasolinas cuyo almacenamiento es de mayor costo. Las capacidades de estanques de las Plantas de Reserva Estratégica quedarían de la siguiente forma:

Cuadro N° 5.9.

Aumento de Capacidad Útil de Estanques de Almacenamiento de Emergencia en Plantas Centralizadas (en miles de m3) – Año 2011


VALPARAISO V y RM 1.200 525 175 1.900

BIO-BIO VI a IX 1.150 400 105 1.655


KEROSENE DIESELPETROLEO

COMBUSTIBLEGLP TOTAL

MACROZONAS

SELECCIONADASREGIONES

CRUDO

IMPORTADO GASOLINAS

Los volúmenes útiles de almacenamiento se han redondeado y redistribuido ligeramente considerando estanques de 50.000 y 25.000 m3 para crudo y para



75

combustibles líquidos, y estanques refrigerados de Gas Licuado de 35.000 m3 ó 25.000 m3 en el caso del GLP de Antofagasta. Los volúmenes de combustibles líquidos se han optimizado concentrándolos en Diesel y GLP. A pesar de que el GLP no se considera como almacenamiento estratégico, en la alternativa de cálculo AIE utilizada, si la estructura de consumos cambiara y fuera necesario cambiar el método de cálculo a la segunda alternativa AIE, sería necesario disponer de existencias estratégicas de este producto. Además, se considera que debe también cumplir con los almacenamientos requeridos por la AIE a fin de no afectar su competitividad en relación con los otros combustibles líquidos. No se ha optimizado el almacenamiento de crudo. Sin embargo debe entenderse que la refinería misma debe hacer este ejercicio permitiéndosele almacenar estos volúmenes requeridos, ya sea como crudo o como el equivalente de productos refinados, cumpliendo siempre con los almacenamientos mínimos de productos terminados que se le asigne. La experiencia internacional es muy variada, desde el caso de Japón que mantiene el total de sus reservas en crudo, probablemente por la alta capacidad de refinación disponible en relación a la mayoría de los otros países, en los cuales la fracción de crudo almacenada es mucho menor.

5.6. Cálculo de los Valores Presentes Promedio País de las Inversiones y Gastos de Operación de Plantas Centralizadas requeridas para cumplir 90 días de Stock AIE.

En los cuadros siguientes se calculan los costos promedio a nivel país por producto para las plantas a ubicarse en los sectores seleccionados a partir de los costos de plantas de almacenamiento mostrados en el Capítulo N° 3. Estos costos se usarán para estimar el costo total país del almacenamiento adicional en plantas centralizadas para cumplir con los 90 días AIE. Los valores calculados se basan en las capacidades requeridas de plantas, que se determinaron en el Cuadro N° 5.9. Los resultados se muestran en los Cuadros N° 5.10 y N° 5.11.



76

Cuadro N° 5.10 Calculo de Costo Promedio País de Plantas de Almacenamiento de

Combustibles Líquido de Techo Fijo (Aptos para Kerosene, Diesel y Petróleo Combustible)

Plantas

Requeridas

Capacidad por

Planta

m3

Tipo

Estanques

Inversión Total

Valor Presente US$

1 200.000 Techo Fijo 88.913.303

1 525.000 Techo Fijo 191.913.846

1 400.000 Techo Fijo 153.582.300

Total 1.125.000 434.409.448

Inv. Unitaria US$/m3 (Inv. Total/Capacidad Total) 386 Nota: La planta de 525.000 m

3 estaría compuesta por 10 estanques de 50.000 m

3 y 1

estanque de 25.000 m3

Fuente: Elaboración Propia a base de Cuadro N° 3.5.

Cuadro N° 5.11 Calculo de Costo Promedio País de Plantas de Almacenamiento de GLP

Refrigerado

Plantas

Requeridas

Capacidad por Planta

m3

Tipo

Estanques

Inversión Total Valor

Presente US$

1 175.000 GLP Refrigerado 164.008.895

1 105.000 GLP Refrigerado 113.937.599

1 25.000 GLP Refrigerado 49.715.564

Total 305.000 327.662.058

Inv. Unitaria US$/m3 (Inv. Total/Capacidad Total) 1.074 Fuente: Elaboración Propia a base de Cuadro N° 3.8.

5.7. Estimación de Costos País para cumplir con los 90 días de Stock AIE al año 2011. a base de las Importaciones Netas del año 2010. Los costos a nivel país de plantas centralizadas para cumplir con los 90 días de Stock AIE y que son independientes del caso que se considere, se calculan en el cuadro siguiente N° 5.12. Los costos unitarios promedio de Plantas de Almacenamiento son los calculados en los cuadros 5.10 y 5.11 y del Cuadro 3.5. para plantas de techo flotante de 1.200.000 m3. Los aumentos de capacidad útil se toman del Cuadro N° 5.9.



77

Cuadro N° 5.12. Costos de Almacenamientos Adicionales para 90 días de Stock AIE – Año 2011

Alm.

Adicional

Estanques

Adicionales

(1)

Costo Unit.

Productos

Costo Unit.

Plantas

Costos

ProductosCostos Plantas Costos Totales

miles m3 miles m3 US$/m3 US$/m3 millones US$ millones US$ millones US$

1.1 Crudo 1.860,6 2.350,0 629,0 364 1.170,3 855,4 2.025,7


Gas Licuado 262,6 305,0 563,1 1.074 147,9 327,6 475,4

Gasolina 0,0 0,0 796,0 0,0 0,0 0,0

Kerosene 0,0 0,0 861,5 0,0 0,0 0,0

Diesel 894,5 1.125,0 840,8 386 752,1 434,3 1.186,3

Pet. Combustible 0,0 0,0 623,3 0,0 0,0 0,0

Total 3.018 3.780 2.070 1.617 3.687


Productos

Fuente: Elaboración propia (1) Se asume 80% de capacidad utilizable.

Los costos de asociación con la AIE en lo relativo al almacenamiento estratégico, serían de US$ 3.687 millones de US$ al año 2011. Los precios de los productos son tomados sobre una base de un crudo WTI de 100 US$/barril, según se indicó en el Cuadro 1.2. Los costos unitarios promedio en US$/m3 de las 8 Plantas de Reservas Estratégicas indicadas en el Cuadro N° 5.9. consideran los costos de operación y mantención de 20 años llevados a valor presente a una tasa de descuento anual de 10% (Cuadro N° 5.11 y N° 5.12). De acuerdo a esta metodología, y en base a la demanda estimada para el año 2011, el costo total país sería de 3,7 millones de dólares. Bajo la hipótesis de que las nuevas capacidades de estanques adicionales se realizan en Plantas de tamaño similar a las indicadas en el Cuadro N° 5.9., los costos país de los tres casos analizados serían los mismos, debido a que lo más probable y óptimo desde el punto de vista de minimización de las inversiones es que los distribuidores y/o los refinadores, que son además los importadores, se asocien entre ellos como ha sucedido en el caso de Sonacol y en las Plantas de Almacenamiento actuales, en particular en el caso de Pureo.

5.8. Estimación de Costos Adicionales de Almacenamiento País para cumplir 90 días de Stock AIE al año 2021 a base de las Importaciones Netas del año 2020. Para determinar el costo del aumento de capacidad de almacenamiento para cumplir con los 90 días de stock AIE en el año 2020, se ha realizado el mismo análisis anterior utilizando la demanda de combustibles proyectada al año 2020.



78

El análisis completo con los valores al año 2020 se muestra en el Anexo N° 6. La demanda nacional de combustibles proyectada para los años 2010 y 2020 y su aumento se muestra en el Cuadro 5.13. (Totales regionales en Cuadros N° 1.15 y N° 1.16)

Cuadro N° 5.13.

Proyección de Demandas de Crudo y de Combustibles Años 2010 y 2020

Crudo

importadoGasolinas Kerosenes Diesel Petróleos GLP

Total País 2010 13.445 3.262 855 6.848 2.253 2.174

Total País 2020 20.738 4.999 1.310 10.495 3.550 3.346

Razón Aumento

2020/20101,54 1,53 1,53 1,53 1,58 1,54

Proyección de Demandas de Combustibles al 2010 y 2020 (en Miles m3 por año)

Fuente: Elaboración propia

Con las razones de aumento presentadas en la 4ª fila del cuadro 5.13, se han aumentado proporcionalmente las importaciones netas y por lo tanto los stocks requeridos por la AIE para el año 2011 indicados en el Cuadro 5.3., a fin de estimar los valores al año 2021 del stock requerido de productos indicados en la 2da. Columna del Cuadro N° 5.14. Se ha supuesto además, que el stock actual requerido por las condiciones comerciales de la distribución, indicado en la 3ra. Columna del Cuadro 5.14, aumentan en los mismos porcentajes. El cálculo del aumento de capacidad requerido para cumplir 90 días AIE a base de la demanda de combustibles proyectada al 2021 se muestra en el cuadro siguiente N° 5.14.



79

Cuadro N° 5.14. Importadores Mantienen el Total del Almacenamiento Adicional para

90 días AIE – Año 2021

Stock RequeridoStock Promedio Actual

Proyectado 2020

Aumento Stock

(Importadores)

Aumento Capacidad

de Estanques


1.1 Crudo 3.722,6 852,6 2.870,0 3.587


Gas Licuado 576,4 172,3 404,1 505

Gasolina 359,6 348,4 0,0 0

Kerosene 0,0 137,0 0,0 0

Diesel 2.070,2 401,5 1.366,0 1.708

Pet. Combustible 0,0 176,8 0,0 0



Productos

Nota: Los valores de la columna Stock Requerido (2ª columna) se calculan como el valor de la 2ª columna del cuadro N° 5.3 multiplicado por el factor de aumento 2020/2010 del combustible mostrado en el cuadro N° 5.13. De forma similar se calcula el valor de la 3ª columna. Fuente: Elaboración propia.

Las capacidades de estanques de las Plantas de Reserva Estratégica considerando los aumentos al 2020, serían las presentadas en el Cuadro 5.18.

Cuadro N° 5.15. Aumento de Capacidad Útil de Estanques de Almacenamiento de Emergencia

en Plantas Centralizadas (en miles de m3) – Año 2021


VALPARAISO V y RM 1.800 750 350 2.900

BIO-BIO VI a IX 1.800 600 140 2.540


GASOLINASMACROZONAS

SELECCIONADASREGIONES

CRUDO

IMPORTADO KEROSENE DIESEL

PETROLEO

COMBUSTIBLEGLP TOTAL


Se ha considerado que la importación de crudo crece proporcionalmente, ya que ENAP ha indicado que a largo plazo su política es mantener su porcentaje de refinación en relación a la demanda nacional.

Los costos a nivel país de plantas centralizadas para cumplir con los 90 días de Stock AIE, tomando como base la proyección de demanda del año 2020, se calculan en el Cuadro N° 5.16.



80

Cuadro N° 5.16. Costos de Almacenamientos Adicionales para 90 días de Stock AIE – Año 2021

Alm.

Adicional

Estanques

Adicionales

Costo Unit.

Productos

Costo Unit.

Plantas

Costos

ProductosCostos Plantas Costos Totales

miles m3 miles m3 US$/m3 US$/m3 millones US$ millones US$ millones US$

1.1 Crudo 2.870,0 3.600,0 629,0 346 1.805,1 1.245,4 3.050,5


Gas Licuado 404,1 525,0 563,1 873 227,5 458,3 685,8

Gasolina 0,0 0,0 796,0 0,0 0,0 0,0

Kerosene 0,0 0,0 861,5 0,0 0,0 0,0

Diesel 1.366,0 1.675,0 840,8 378 1.148,6 633,4 1.782,0

Pet. Combustible 0,0 0,0 623,3 0,0 0,0 0,0

Total 4.640 5.800 3.181 2.337 5.518


Productos


Los costos de asociación con la AIE en la relativo a almacenamiento estratégico requerido es de 5.518 millones US$ al año 2021.

5.9. Recargo en los Costos de los Productos debido a la inversión adicional para cumplir con la AIE.

En el Cuadro N° 5.17 siguiente, se calcula el recargo promedio en el costo de almacenamiento que tendrían los productos refinados. Bajo las condiciones de pago de la inversión en un plazo de 10 años con un interés de 10% anual.

Cuadro N° 5.17.

Recargo en el costo de producto para cumplir con 90 días de Stock AIE

Año 2011 Año 2021

Inversión Total mill US$ 3.687 5.509

Cuota Inversión al 10% 20 años mill US$/año 433 647

Volumen Venta Prod. Refinados miles m3/año 15.392 23.699

Costo de la Inversión Promedio $/lt 13,5 13,1

Nota: Tipo de cambio 480 $/US$. Fuente: Elaboración propia

El volumen de ventas de productos refinados corresponde al total de ventas en el país de gasolinas, kerosenes, Diesel, petróleos combustibles y GLP.

El distribuidor debe traspasar este costo al cliente final, recargando el precio de los diferentes combustibles.



81

5.10. Resumen de Características de los Casos Alternativos para Cumplir los Requisitos de la AIE.

En el cuadro siguiente se resumen los requerimientos sobre importadores y refinadores y distribuidores, así como la distribución porcentual de los volúmenes a mantener entre distribuidores y refinadores e importadores.

Cuadro N° 5.19.

Características de Casos Alternativos de Obligaciones de Reservas de Seguridad - Año 2011

Importadores

Días Almacenamiento% Almacenamiento

imp. neta Aumento Total Importadores

CASO 1 63 0 18 69%

CASO 2 50 15 33 55%

CASO 3 45 20 38 50%

Distribuidores y Refinadores

Días Almacenamiento venta promedio

Nota: Resumen de los cuadros anteriores. Fuente: Elaboración propia

La distribución de días de almacenamiento indicados en el Cuadro Nº 5.19 es válida para la estructura actual de importaciones y exportaciones en la cual todos los participantes del mercado son importadores netos. En caso que nuevas empresas comenzaran a constituirse como exportadores netos, por ejemplo, por desarrollo de nuevas zonas de producción, la estructura indicada en relación a refinadores, distribuidores e importadores debería reevaluarse.



82

6. ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN PARA OBTENER DIVERSOS NIVELES DE

SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO A NIVEL DE ZONAS.

6.1. Objetivo.

El objetivo de este capítulo es calcular los volúmenes y los costos de inversión adicionales requeridos para varios niveles de stock mínimo en las diversas regiones y macrozonas del país, con la finalidad de obtener niveles de seguridad de abastecimiento adecuados a lo largo del país. No se incluye el análisis del petcoke debido a su poco volumen y a que su importación es diferente, llevado a cargo de los propios consumidores.

6.2. Parámetros Considerados para la Estimación de los Volúmenes de Almacenamiento Requerido.

Para estimar los requerimientos de almacenamiento operacional en las diversas macrozonas del país, se consideraron diferentes parámetros de operación dependiendo de la forma de abastecimiento de la macrozona y tomados de la práctica de distribución vigente.

Cuadro N° 6.1. Parámetros para el Cálculo de los de Almacenamiento de Productos Requeridos

Año 2010

Stock Operacional MáximoStock Mínimo

de Seguridad

Tiempo de llegada de barcos de combustibles

líquidos a plantas marítimas.10 días


Margen de seguridad por demora de barcos o

aumentos de demanda5 días

+


Tiempo entre llegada de pedidos de

combustibles7 días 7 días de consumo zonal

Margen de seguridad por demora de entregas

o aumentos de demanda5 días

+


Entrega de barcos de Productos Refinados

(Gasolina, Diesel y GLP)50.000 m3

50.000 m3 de Gasolina, Diesel y GLP

Stock para despacho de cabotajes del total de

cabotaje diario país5 días

+

5 días de cabotaje diario nacional

Condiciones de Recepción o Despacho de Productos

Zona de

Refinerías

(Regiones V y

VIII)

10, 15, 20 o 25

días de

consumo zonal

10, 15, 20 o 25

días de

consumo zonal

10, 15, 20 o 25

días de

consumo zonal

Mayor entre 10 días de consumo zonal

ó 1.000 m3

Zona de Plantas

Marítimas

(Regiones XV a IV

y X a XII)

Zona de Plantas

Terrestres

(Regiones RM, VI,

VII y IX)

Nota: En el caso de GLP se consideran sólo plantas terrestres en todo el país, salvo las regiones V, VIII y XII.

Los almacenamientos para cabotajes se calculan de las cifras indicadas en la última fila del Cuadro N° 2.3 del Capítulo 2 (Cabotajes en m3/día), multiplicados por 5 días.



83

El stock operacional máximo corresponde al inventario máximo instantáneo, adicional al mínimo de seguridad a establecer en cada caso, que tendría una planta determinada después de una recepción de productos o inmediatamente antes del despacho.

6.3. Requerimientos Promedio de Almacenamiento de Productos para cada Zona Año 2010.

El máximo stock instantáneo que puede tener una planta de almacenamiento en cada zona del país se calcula como el stock máximo operacional más el stock mínimo zonal (a determinar entre 10, 15, 20 ó 25 días de las ventas zonales). El cálculo de este valor incluyendo 15 días de stock mínimo zonal se muestra en el Cuadro N° 6.2.

Cuadro N° 6.2. Inventario Máximo Instantáneo para 15 días de Stock Mínimo base año 2010

ARICA XV 0 2.379 1.270 9.428 2.112 1.773

IQUIQUE I 0 5.229 3.183 35.740 12.083 1.823

ANTOFAGASTA II 0 10.576 4.057 79.581 6.968 4.280

ATACAMA III 0 4.916 1.036 27.396 17.616 2.534

COQUIMBO IV 0 11.199 1.487 22.298 2.892 5.257

VALPARAISO V 275.529 72.484 2.934 119.123 48.505 63.816

SANTIAGO Metropolitana 0 111.541 44.593 115.067 3.582 78.861

OHIGGINS VI 0 12.115 694 22.916 6.616 10.734

MAULE VII 0 11.391 618 22.625 5.913 8.217

BIO-BIO VIII 276.990 71.704 3.757 123.068 25.478 63.104

ARAUCANIA IX 0 11.459 1.750 22.955 3.687 5.840

LOS LAGOS X 0 16.720 3.774 40.920 5.716 9.062

AYSEN XI 0 2.044 1.100 5.611 1.000 1.025

MAGALLANES XI 0 2.595 2.213 10.141 1.000 428

552.519 346.352 72.467 656.869 143.167 256.754TOTALES (M3)

PETROLEO

COMBUSTIBLPG

REGIÓNCRUDO

REGIÓN

ALMACENAMIENTO MÁXIMO (M3)

GASOLINAS DIESEL

2.028.128

KEROSENE

Fuente: Elaboración propia a base de 15 días de demanda de cada zona más el stock operacional máximo calculado de acuerdo a los parámetro del Cuadro N° 6.1

Como el stock instantáneo (o inventario instantáneo) de productos se mueve entre una cota máxima igual al stock mínimo más el stock operacional máximo y una cota mínima igual al stock mínimo, es posible calcular el stock promedio almacenado durante ese periodo como el promedio entre los valores máximo y mínimo almacenados ya indicados.



84

El cálculo del inventario promedio de productos que se requiere para cumplir con 15 días de stock mínimo de seguridad zonal, se presenta en el Cuadro N° 6.3 siguiente.

Cuadro N° 6.3. Inventario Promedio Requerido para 15 días de Stock Mínimo Año 2010

ARICA XV 0 1.707 736 7.071 1.473 1.379

IQUIQUE I 0 3.922 2.387 26.805 9.062 1.418

ANTOFAGASTA II 0 7.932 3.043 59.686 5.226 3.329

ATACAMA III 0 3.687 532 20.547 13.212 1.971

COQUIMBO IV 0 8.399 926 16.724 2.155 4.089

VALPARAISO V 275.529 42.929 1.753 74.863 44.598 36.391


OHIGGINS VI 0 9.423 540 17.824 5.145 8.349

MAULE VII 0 8.860 481 17.597 4.599 6.391

BIO-BIO VIII 276.990 42.148 2.576 78.809 21.570 35.679

ARAUCANIA IX 0 8.594 1.156 17.216 2.765 4.542

LOS LAGOS X 0 12.540 2.830 30.690 4.287 7.049

AYSEN XI 0 1.413 588 4.208 500 797

MAGALLANES XI 0 1.896 1.562 7.606 500 333

552.519 240.203 53.793 469.142 117.879 173.053

REGIÓN

ALMACENAMIENTO PROMEDIO REQUERIDO DE PRODUCTOS PAÍS (M3)

GASOLINAS DIESEL

1.606.590

KEROSENE

TOTALES (M3)

PETROLEO

COMBUSTIBLPG

REGIÓNCRUDO

Nota: Los valores mostrados corresponden al promedio entre las cifras de consumo máximo instantáneo (Cuadro N° 6.2) y el stock mínimo igual a 15 días de ventas diarias promedio (Cuadro N° 2.3) Fuente: Elaboración propia.

6.4. Aumentos de Inventario Promedio de Productos por Zona Año 2010. En el cuadro siguiente se calculan los aumentos de capacidad de almacenamiento promedio requeridos por región y macrozona para el crudo, para los combustibles líquidos y para el gas licuado del petróleo. Se calculan los inventarios promedio de cada zona para ser utilizada en los cálculos de costos financieros del almacenamiento. Este cálculo se realiza de la siguiente forma:

Aumento de almacenamiento promedio = almacenamiento promedio requerido (Cuadro N° 6.3) menos almacenamiento actual promedio (Cuadro N° 2.4.).

Cuando el valor es negativo debido a que existe exceso de inventario, se ha colocado un cero como indicación de que ya se cuenta con un almacenamiento promedio suficiente.



85

Cuadro N° 6.4. Mayores Inventarios Promedio para 15 días de Stock Mínimo – Año 2010

ARICA XV 0 519 0 5.227 117 1.337

IQUIQUE I 0 0 0 18.496 2.956 1.229

ANTOFAGASTA II 0 4.624 1.581 37.378 0 2.252

ATACAMA III 0 1.841 532 11.008 9.443 1.586

COQUIMBO IV 0 3.245 3 9.031 2.155 3.627

VALPARAISO V+RM 0 8.144 0 42.898 0 31.958

BIO-BIO VIII+VII+IX+VI 70.913 0 0 55.753 4.003 37.654

LOS LAGOS X y XIV 0 12.540 2.830 30.690 4.287 5.895

AYSEN XI 0 0 434 0 500 182

MAGALLANES XI 0 0 0 0 500 0

70.913 30.914 5.380 210.482 23.962 85.721


COMBUSTIBLE

TOTAL MAYOR ALM CRUDO Y

PRODUCTOS (m3)

LOCALIDADLPG

REGIÓN

AUMENTOS ESTIMADOS DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS PAÍS (M3)

CRUDO

427.372


Los aumentos calculados corresponden sólo a estimaciones preliminares para cada zona basadas en la información disponible, las que permitirán estimar las inversiones requeridas a nivel país si se optara, una vez normalizado el abastecimiento de gas natural, a disponer de un almacenamiento mínimo de 15 días en cada región o macrozona del país.

6.5. Aumentos de Capacidad de Estanques por Macrozona y Regiones Año 2010.

Para el cálculo de la capacidad de almacenamiento requerido se supondrá que las empresas mantienen, por motivos de seguridad frente a cambios de la demanda, una capacidad libre igual a un volumen de 5 días de los consumos zonales por sobre el máximo stock instantáneo. Este cálculo se realiza, por lo tanto, de la siguiente forma:

Aumento de Capacidad de Estanques = Inventario Máximo Instantáneo (Cuadro 6.2) más 5 días de consumo zonal, menos la capacidad de estanques actual de la zona para ese producto.

De la misma manera que el cálculo de aumento de inventario cuando el valor es negativo debido a que existe exceso de capacidad, se ha colocado un cero como indicación de que no es necesario aumentar la capacidad de estanques en esa zona y en ese producto.



86

Cuadro N° 6.5.

Mayor Capacidad de Estanques para 15 días de Stock Mínimo – Año 2010

ARICA XV 0 0 1.338 2.267 0 1.616

IQUIQUE I 0 0 0 9.683 0 1.630

ANTOFAGASTA II 0 5.303 2.099 0 0 2.061

ATACAMA III 0 2.657 1.045 728 0 2.323

COQUIMBO IV 0 3.105 159 6.306 3.365 5.194

VALPARAISO V+RM 0 0 0 0 0 7.317

BIO-BIO VIII+VII+IX+VI 0 0 0 6.500 0 14.225

LOS LAGOS X 0 0 0 7.740 0 8.735

AYSEN XI 0 0 620 0 1.000 363


0 11.065 5.262 33.224 4.365 43.464

DIESELPETROLEO

COMBUSTIBLEGASOLINAS LPG

TOTAL MAYOR CAPACIDAD

DE ESTANQUES (m3) 97.379

LOCALIDAD REGIÓN

AUMENTOS ESTIMADOS DE ESTANQUES (M3)

CRUDO KEROSENE


6.6. Estimación de Costos de Inversión para Aumentar la Capacidad Operacional y de Seguridad Interna de Abastecimiento del País, Año 2010.

En el cuadro siguiente N° 6.6. se estiman los costos requeridos para realizar los aumentos de almacenamiento de productos y de estanques calculados en el cuadro anterior N° 6.5. Los costos unitarios considerados se han obtenido a base de cálculos de costos de ampliación de capacidad de plantas, vale decir, se ha realizado un supuesto de que los aumentos de capacidad de estanques que se requieren pueden realizarse en plantas existentes o en sus ampliaciones en cada zona. (Estos costos se detallan en el Anexo N° 4).



87

Cuadro N° 6.6 Alternativa 1: Costos de Inversión para 15 días de Stock Mínimo – Año 2010

70.913 30.914 5.380 210.482 23.962 85.721

628,97 796,02 861,51 840,81 623,29 563,15

44.602 24.608 4.635 176.974 14.935 48.273

44.602

0 11.065 5.262 33.224 4.365 43.464

466 468 390 296 349 1900

0 5.178 2.052 9.834 1.523 82.581

0

44.602 29.787 6.687 186.809 16.459 130.855

44.602

269.426

101.170

370.596


U$/m3



Miles U$

COSTO TOTAL TODOS LOS PRODUCTOS Miles

U$


PRODUCTOS (m3)





ESTANQUES Miles U$


Miles U$


U$


COSTOS DE INVERSIÓN Y M Y O POR AUMENTO DE CAPACIDAD

PETROLEO

COMBUSTIBLPGCRUDO

Fuente: Elaboración propia. Nota: Los costos de estanques (Aumentos de capacidad en plantas existentes), se calculan en el Anexo 4.

La inversión total estimada en crudo y en productos es de 415,2 millones de US$. Con ella se asegura un stock mínimo equivalente a 15 días de venta por región o macrozona, más las capacidades requeridas para despachar barcos de cabotaje y recibir barcos de importación y/o cabotaje, En el Cuadro N° 6.7 se comparan los costos totales de almacenamiento para 10, 15, 20 y 25 días.

Cuadro N° 6.7. Costos de Almacenamiento para Varios Niveles de Stock Mínimo

Total millones de US$ a nivel país

10 15 20 25Costos de Almacenamiento*

(Productos)155,8 314,0 534,7 797,8

Costos de Estanques 54,2 101,2 194,9 326,8

Costos de Inversión Totales 210,0 415,2 729,6 1.124,5


* Costo de productos almacenados.



88

6.7. Análisis de Stock Mínimo considerando Estacionalidad de la Demanda.

Los Stock mínimos de cada producto y de cada zona deberían fijarse en volumen a base de cifras históricas de demandas anuales promedio para cada producto y zona proyectados para el año siguiente. Debido a que las demandas mensuales varían estacionalmente durante el año, existirían meses de máximo consumo durante los cuales los stock mínimos fijados en volumen, al expresarlos en días de consumo del mes peak del año, serían ligeramente menores a los indicados en el cuadro anterior.

El cuadro siguiente presenta el mes de máximo consumo país, promedio país y el factor R definido como el consumo promedio mensual dividido por el consumo máximo mensual.

Cuadro N° 6.8.

Resumen Consumo Promedio Mensual y Consumo Máximo Mensual

Mes Máximo

Consumo

Consumo mes

de Máximo

Consumo

PormedioR

miles m3/mes miles m3/mes %

Crudo * 4° Trimestre 1.198 1.120 94%

Productos Refinados

Gas Licuado Julio 238 181 76%

Gasolina Diciembre 303 272 90%

Kerosene Julio 86 71 82%

Diesel Abril 744 571 77%

Pet. Combustible Marzo 280 187 67%

Total CL y GLP 1.652 1.282 78%

Producto

Nota: En el Anexo N° 8 se presentan los valores mensuales de demanda de combustible por

región utilizando los valores proyectados al año 2010. La Información de importación de crudo se tiene sólo en forma trimestral.

En el cuadro N° 6.9 siguiente se calculan los stocks mínimos en días de consumo del mes de peak, considerando la variación estacional país de la demanda para los distintos niveles de stock promedio que podrían exigirse. En otras palabras, en el caso de tener la obligación de disponer de 10 días promedio anual de gasolina, en el mes de máximo consumo existiría sólo un stock mínimo de 9 días.



89

Cuadro N° 6.9. Días de Stock Reales por Producto en meses de Demanda Máxima

Días de Stock base demanda

Promedio10 15 20 25

Mes Máxima demanda de:

Crudo 9,4 14,0 18,7 23,4

Gasolina 9,0 13,4 17,9 22,4

Kerosene 8,2 12,4 16,5 20,6

Diesel 7,7 11,5 15,3 19,2


Gas Licuado 7,6 11,4 15,2 19,0 Fuente: Elaboración propia a partir del Cuadro 6.8.

6.8. Estimación de Aumento de Almacenamientos, Capacidad de Estanques y Costos de Inversión para 15 días de Stock Mínimo, Año 2020.

Utilizando la misma metodología con la que se determinó el aumento de almacenamiento y capacidad para cumplir con los días de stock mínimos de seguridad mostrada en los puntos anteriores de éste capítulo, se han encontrado los resultados para el año 2020. En este caso se ha repetido el mismo cálculo y los mismos parámetros pero utilizando los consumos de crudo y de productos refinados extrapolados al año 2020. El Inventario máximo (para el cálculo de aumento de capacidad de estanques) y el inventario promedio requerido (para el cálculo del aumento del inventarios promedio) para cumplir 15 días de stock de seguridad mínima al año 2020 se presentan en el los Cuadros N° 6.10 y 6.11, respectivamente.



90

Cuadro N° 6.10 Inventario Máximo Instantáneo para 15 días de Stock Mínimo Año 2020

ARICA XV 0 3.171 1.414 14.450 2.751 2.729

IQUIQUE I 0 8.014 4.878 54.776 19.037 2.805

ANTOFAGASTA II 0 16.209 6.218 121.966 10.978 6.587

ATACAMA III 0 7.534 1.055 41.987 27.754 3.899

COQUIMBO IV 0 17.164 1.747 34.174 4.471 8.090

VALPARAISO V 425.001 84.460 4.497 155.938 76.420 71.259


OHIGGINS VI 0 18.567 1.064 35.121 10.423 16.517

MAULE VII 0 17.458 947 34.674 9.317 12.645

BIO-BIO VIII 427.254 83.264 5.758 161.984 40.141 70.164

ARAUCANIA IX 0 15.806 1.551 31.662 5.228 8.987

LOS LAGOS X 0 25.626 5.784 62.714 9.006 13.945

AYSEN XI 0 2.599 1.154 8.600 1.000 1.578

MAGALLANES XI 0 3.667 2.860 15.542 1.000 658

852.255 474.484 107.269 949.940 223.169 341.211

REGIÓN

ALMACENAMIENTO MÁXIMO (M3)

GASOLINAS DIESEL

2.948.328

KEROSENE

TOTALES (M3)

PETROLEO

COMBUSTIBLPG

REGIÓNCRUDO


Cuadro N° 6.10. Inventario Promedio Requerido para 15 días de Stock Mínimo Año 2020

ARICA XV 0 2.378 862 10.838 2.033 2.122

IQUIQUE I 0 6.010 3.658 41.082 14.278 2.182

ANTOFAGASTA II 0 12.156 4.664 91.475 8.233 5.123

ATACAMA III 0 5.650 548 31.490 20.815 3.033

COQUIMBO IV 0 12.873 1.154 25.631 3.353 6.292

VALPARAISO V 425.001 52.478 2.686 101.421 70.264 42.529


OHIGGINS VI 0 14.441 827 27.317 8.107 12.847

MAULE VII 0 13.579 737 26.969 7.246 9.835

BIO-BIO VIII 427.254 51.282 3.948 107.467 33.984 41.433

ARAUCANIA IX 0 12.293 1.206 24.626 4.066 6.990

LOS LAGOS X 0 19.219 4.338 47.035 6.754 10.846

AYSEN XI 0 1.899 634 6.450 500 1.227

MAGALLANES XI 0 2.750 2.127 11.656 500 512

852.255 339.968 80.546 690.618 184.524 239.353

REGIÓN REGIÓN

TOTALES (M3)

LPGKEROSENE

ALMACENAMIENTO REQUERIDO DE PRODUCTOS PAÍS (M3)

CRUDO

2.387.264

GASOLINAS DIESELPETROLEO

COMBUSTIBLE


Se ha considerado que las empresas aumentan a su cargo los inventarios y capacidades actuales proporcionalmente a las demandas, de acuerdo a lo calculado en cuadro N° 5.13.



91

El aumento de inventario que se requeriría al año 2020 se presenta en el Cuadro N° 6.12

Cuadro 6.12.

Mayores Inventarios para 15 días de Stock Mínimo – Año 2020

ARICA XV 0 558 0 8.011 0 2.058

IQUIQUE I 0 0 0 28.347 4.657 1.891

ANTOFAGASTA II 0 7.087 2.424 57.286 0 3.466

ATACAMA III 0 2.821 548 16.871 14.877 2.441

COQUIMBO IV 0 4.974 0 13.841 3.353 5.582

VALPARAISO V+RM 0 0 0 52.431 0 35.707

BIO-BIO VIII+VII+IX+VI 109.382 0 0 70.373 6.017 44.472

LOS LAGOS X y XIV 0 19.219 4.338 47.035 6.754 9.071

AYSEN XI 0 0 399 0 500 280


109.382 34.659 7.708 294.195 36.659 104.967


COMBUSTIBLE

TOTAL MAYOR ALM CRUDO Y

PRODUCTOS (m3)

LOCALIDADLPG

REGIÓN

AUMENTOS ESTIMADOS DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS PAÍS (M3)

CRUDO

587.571


El aumento de capacidad de estanques que se debería implementar al año 2020 se presenta en el Cuadro N° 6.13

Cuadro N° 6.13.

Mayor Capacidad de Estanques para 15 días de Stock Mínimo – Año 2020

ARICA XV 0 0 1.517 3.474 0 2.486

IQUIQUE I 0 0 0 14.840 0 2.509

ANTOFAGASTA II 0 8.127 3.218 0 0 3.172

ATACAMA III 0 4.072 1.069 1.115 0 3.575

COQUIMBO IV 0 4.759 0 9.665 5.216 7.992

VALPARAISO V+RM 0 0 0 0 0 0

BIO-BIO VIII+VII+IX+VI 0 0 0 0 0 0

LOS LAGOS X 0 0 0 11.862 0 13.441

AYSEN XI 0 0 418 0 1.000 559


0 16.958 6.222 40.957 6.216 33.733

LPG

TOTAL MAYOR CAPACIDAD

DE ESTANQUES (m3) 104.087

LOCALIDAD REGIÓN

AUMENTOS ESTIMADOS DE ESTANQUES (M3)

CRUDO KEROSENE DIESELPETROLEO

COMBUSTIBLEGASOLINAS

Nota: Considera el inventario máximo instantáneo más 5 días de consumo zonal proyectado al año 2020. Fuente: Elaboración propia.



92

Al comparar los resultados del año 2020 con los resultados del año 2010, se observa que el aumento de almacenamiento al 2020 crece con respecto al 2010, más que la mayor capacidad de estanques requeridos al año 2020. Esto se debe a que el mayor almacenamiento tiene implícito una mejor utilización de los estanques que existirían al año 2020. En el cuadro siguiente N° 6.14. se estiman los costos requeridos para realizar los aumentos de almacenamiento de productos y de estanques calculados en el cuadro anterior N° 6.13.

Cuadro N° 6.14 Costos de Inversión para 15 días de Stock Mínimo – Año 2020

109.382 34.659 7.708 294.195 36.659 104.967

628,97 796,02 861,51 840,81 623,29 563,15

68.798 27.589 6.641 247.361 22.849 59.112

68.798

0 16.958 6.222 40.957 6.216 33.733

466 468 390 296 349 1900

0 7.936 2.427 12.123 2.170 64.092

0

68.798 35.526 9.067 259.485 25.019 123.204

68.798

363.552


U$

COSTOS DE INVERSIÓN Y M &O POR AUMENTO DE CAPACIDAD

PETROLEO

COMBUSTIBLLPGCRUDO


U$/m3



Miles U$


ESTANQUES Miles U$


Miles U$

KEROSENE DIESELGASOLINAS

88.748

452.301COSTO TOTAL TODOS LOS PRODUCTOS Miles

U$


PRODUCTOS (m3)




Fuente: Elaboración propia. Nota: Los costos de estanques (Aumentos de capacidad en plantas existentes), se calculan en el Anexo N° 4.

El costo total país de esta alternativa de 15 días de stock mínimo sería de US$ 521 millones. En el cuadro 6.15 siguiente se comparan los costos totales de almacenamiento para 10, 15, 20 y 25 al año 2020.



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Cuadro N° 6.15 Costos de Almacenamiento para Varios Niveles de Stock Mínimo año 2020

Total millones de US$ a nivel país

10 15 20 25Costos de Almacenamiento*

(Productos)199,3 432,4 771,0 1.166,4

Costos de Estanques 62,4 88,7 182,3 382,4

Costos de Inversión Totales 261,7 521,1 953,4 1.548,8


6.9. Otros Aspectos Relativos a la Seguridad Interna de Abastecimiento.

En el caso de las refinerías debe darse una preferencia al almacenamiento de productos refinados en relación al crudo, esto último por el mayor efecto de los terremotos sobre las estructuras de las refinerías y a los mayores plazos para su reposición en servicio, en relación a la mayor confiabilidad de los estanques de almacenamiento. Por otra parte, sería recomendable considerar la estabilidad operacional de las instalaciones de combustibles en las zonas con niveles cercanos al nivel del mar y consideradas inundables, para establecer las necesarias protecciones frente a maremotos o su posible reubicación.



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7. ANÁLISIS DE LA CONVENIENCIA DE MANTENER RESERVAS ESTRATÉGICAS DE GAS NATURAL LICUADO, (GNL).

Actualmente existen dos Plantas de Gas Natural Licuado, ubicadas en Quintero (GNLQ) y en Mejillones (GNLM). A continuación se describen las principales características de estas plantas tomadas de la información de sus páginas Web y de información recibida de las empresas. Se analiza la seguridad de abastecimiento y los aspectos a considerar en relación a la mantención de mayores reservas de seguridad de GNL. 7.1. Gas Natural Licuado de Quintero : GNL Quintero.

El Terminal posee tres estanques, dos de 150.000 m3 y uno de 10.000 m3, con una capacidad de almacenamiento total de 310.000 m3 netos de GNL (en estado líquido). Esta capacidad es ampliable a 450.000 m3 útiles de GNL reemplazando el estanque de 10.000 m3 por uno de 150.000 m3. La capacidad de regasificación actual de la Planta es de aproximadamente 9,7 millones de m3 de gas natural gaseoso, lo que equivale a 16.160 m3/día de GNL

(en estado líquido), ampliable en dos etapas hasta duplicarse. 1 m3 de Gas Natural Líquido (GNL) es igual a 600 m3 de Gas Natural gaseoso en condiciones

estándar de temperatura (15°C) y presión (1 atmósfera) . Los despachos actuales son altos por tratarse de un año seco y de alto consumo de las Plantas Térmicas. Los accionistas del Terminal son British Gas (BC Group con 40%), ENAP (20%), Metrogas (20%) y ENDESA (20%). Este Terminal es abastecido por British Gas, quien dispone de producción propia y contratos de suministro con productores de diversos países, entre ellos Trinidad y Tobago, Qatar, Guinea Ecuatorial y varios otros. Este factor otorga un buen nivel de seguridad al suministro de la Planta de Quintero. Durante el año 2010 se recibieron 26 barcos de GNL con una capacidad entre 138.000 y 165.000 m3 de capacidad. Considerando que en el punto mínimo de almacenamiento se debe tener volumen disponible para recibir la carga de un barco con una capacidad promedio de 145.000 m3, el almacenamiento mínimo en el momento de su entrega máxima, sería de:

(310.000 -145.000) m3 GNL = 165.000 m3 de GNL



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Este valor es equivalente a 165.000 m3/16.160= 10 días de consumo cuando la Planta opera al 100% de su capacidad. La producción real del año 2010 estimada a partir de la recepción de barcos sería inferior en alrededor de un 30% de la capacidad máxima, por lo cual los días de stock mínimo son superiores y del orden de 14 días. El stock máximo sería de 310.000 m3. El stock medio sería de: (310.000 + 165.000)/2 = 237.500, equivalente en días de despacho a 237.500/16.160 = 14,7 días entregando a plena capacidad y aproximadamente a 14,7/0,7 = 21 días para la demanda real del año 2010. Lo anterior, unido a la diversidad de puntos de suministro y al excelente historial de seguridad que presenta el transporte marítimo de GNL, se tiene un grado más que aceptable de seguridad de suministro. La inversión total actualizada fue de 1.350 mill US$. Restando el costo del muelle de 322 mill US$ la Planta actual tendría un costo de 1.028 mill US$. Considerando capacidad de almacenamiento de 310.000 m3, el costo almacenamiento promedio se calcula en 1.028/0,310 = US$ 3.316 US$/m3 de almacenamiento. Posibles daños en el muelle son muy improbables, pues éste se diseñó a alturas mayores que las de un maremoto previsible y con la resistencia necesaria en sus pilares. Por otra parte la Planta misma fue diseñada de acuerdo al NFPA 59A que es más exigente que la norma chilena en cuanto a la norma sísmica. Por otra parte GNL Chile informó que en un caso de emergencia, el plazo entre buscar un nuevo abastecimiento, el fletar un nuevo barco y su recepción en Chile, sería de 2,5 a 3 semanas desde Trinidad y Tobago y de 3,5 a 4 semanas desde fuentes de abastecimiento más lejanas, como Qatar.

7.2. Planta de Gas Natural Licuado de Mejillones.

La dueña de la Planta es la sociedad denomina Sociedad de GNL Mejillones S.A. (GNLM). Sus accionistas son GDF Suez (63%) y Codelco (37%). Actualmente, en una primera etapa el almacenamiento de GNL opera en un barco estanque denominado “Floating Storage Unit” ó FSU, con una capacidad de 162.000 m3 de GNL. El estanque en tierra, ya en construcción y a ser



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terminado el año 2013, tendrá una capacidad de 175.000 m3 de GNL y reemplazará al FSU. La capacidad de regasificación de la Planta es de 5,5 mill m3 S/día de Gas Natural gaseoso, lo que equivale a 9.170 m3 de GNL/día. Este Terminal se abastece desde diversos países productores como Trinidad y Tobago, Yemen y Qatar. Los despachos diarios previstos para el año 2011 son de 2 mill m3 S/día de gas natural gaseoso, lo que equivale a 3.300 m3 GNL/día. A base de las cifras anteriores, la empresa planifica recibir un barco que descargue 130.000 m3 de GNL cada 40 días aproximadamente. Por lo tanto existiría hoy día un stock mínimo de (162.000 - 130.000) = 32.000 m3 de GNL, equivalente a 32.000/3.300 = 10 días de consumo mínimo. El stock máximo actual sería de 162.000 m3, el stock promedio de (162.000-+ 32.000)/2 = 97.000 m3 de GNL. Este stock promedio equivale actualmente a 97.000/3.300 = 29 días de stock. De acuerdo a lo informado por la empresa existen contratos con las compañías mineras que especifican que estos niveles de stock deben mantenerse efectivamente. El costo de la planta proyectada al año 2013 contando con el estanque proyectado en tierra ya operando, sería de:

Planta actual US$ 330 millones

Muelle de carguío US$ 220 millones

Estanque terrestre de 175.000 m3 US$ 200 millones

Costo total US$ 750 millones

Costo unitario de la Planta si muelle: (330 + 200)/175 = US$ 3.028/m3

7.3. Aspectos a Considerar en Relación con la posible Conveniencia de mantener

Stocks de Reservas Estratégicas de GNL.

Ambas empresas también reportaron que la principal limitante para tener grandes almacenamientos por tiempos muy largos está asociada al cambio de composición del GNL almacenado por períodos más largos de tiempo, debido al aumento de sus componentes más pesados, lo que eleva el índice de Wobbe, el que no debe superar la norma Chilena. Por otra parte, el mercado internacional



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de GNL está cerca del máximo Wobbe aceptable en la norma chilena, por lo cual en estos casos existiría el peligro de exceder la norma. Existen diversos aspectos a considerar en relación a disponer de reservas estratégicas de GNL superiores a los stocks que manejan las empresas de GNL. Estos son los siguientes: a) LOS Costos de almacenamiento de Plantas de GNL son del orden de 8

veces superiores a los costos de Plantas de Almacenamiento de Diesel de tamaño similar (Cercanos a los US$ 3.200/m3 versus US$ 400/m3) ó de 16 veces considerando los costos en US$/ton. El costo de almacenar GNL en relación a almacenar Gas Licuado en Plantas de volúmenes comparables de 175.000 m3 es a su vez aproximadamente 4 veces más caro (3.200 US$/m3 vs US$ 790/m3) o de más de 5 veces considerando los costos por tonelada. Este factor, más el hecho que la AIE no considera dos inventarios de GNL, hace no factible el exigir almacenamientos estratégicos al GNL.

b) España exige niveles de stock mínimos de GNL, aunque mucho menores

(12 días) que a los combustibles líquidos (90 días). c) Desde el punto de vista de la equidad en costos, sería deseable que las

exigencias de almacenamiento fueran similares tomando en cuenta los diversos costos de almacenamiento.

d) La diversidad de puntos de entrega y la seguridad del transporte marítimo

hace que el abastecimiento hacia estas plantas sea bastante seguro. De acuerdo a lo informado por el BG Group no se ha registrado ninguna pérdida de naves de GNL en tránsito, desde la introducción de este mercado.

e) Los stocks mínimos actuales son un mínimo de 10 días de consumo

efectivo del año 2010. Los stocks promedio de estas plantas de GNL varían de 21 días en Quintero a 29 días de stock en Mejillones, los que son razonables.

f) Los consumos industriales y termoeléctricos de gas natural y también en

parte los consumos residenciales, pueden ser respaldados por los combustibles líquidos, en particular el diesel y en menor grado por el Gas Licuado. Sin embargo los consumos de gasolina y diesel utilizados en transporte no pueden ser sustituidos por el GNL durante una emergencia.

g) Exigir stock mínimos en días podría limitar la capacidad de entrega de las

Plantas de GNL, dificultando la entrega de este producto a terceros



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renuentes a invertir y que no son socios de las Plantas. Esto sucede debido a que si la capacidad de almacenamiento está limitada, ya sea por problemas de inversión o de terreno disponible, la forma de cumplir con un stock mínimo fijado en días, sería disminuir o limitar las entregas. Este aspecto requeriría un mayor análisis y discusión directa de acuerdo con los terminales de GNL.

h) Una visión distinta surge de que una parte importante de la demanda de GNL puede ser atendida por consumos de diesel. Si se efectuara una selección de clientes, dando preferencia a los consumos residenciales y comerciales, como se realizó cuando se restringió el gas natural desde Argentina, los que constituyen entre un 20 y 30% de los consumos actuales en la zona central, con el stock mínimo actual de 10 días podría abastecerse al mercado por plazos entre 30 y 50 días. También debe considerarse que en caso de emergencia sería posible contar con un cierto abastecimiento de gas natural desde Argentina como ocurrió luego del terremoto del 27.02.2010.

En la zona Norte los consumos residenciales y comerciales son muy bajos (sólo la población Codelco de Calama), por lo cual estos clientes podrían ser abastecidos en forma preferencial por mucho mas tiempo.



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8. ANÁLISIS DE LAS OPCIONES DE ALMACENAMIENTO DE RESERVAS ESTRATÉGICAS DE SEGURIDAD PARA LA AIE.

El objetivo del presente capítulo es plantear un análisis de las posibles opciones de Almacenamiento de Reservas Estratégicas, requerido por la AIE. Para el análisis se distinguirán dos aspectos complementarios que son: a) Quienes serán las personas obligadas a mantener las reservas estratégicas o a

asumir los costos de los inventarios requeridos. El costo del almacenamiento recae sobre ellas independientemente de cómo se defina quien administra y/o almacena físicamente los stocks. Estos costos se transmitirían a lo largo de la cadena de distribución hasta el consumidor final.

b) Quienes serían las instituciones o personas que administran y/o almacenan las

reservas. Puede ser una institución o agencia centralizada o las mismas personas obligadas o una combinación de ellas. Sus costos recaen en las personas obligadas a mantener y costear el sistema y a través de ella al consumidor final.

A continuación se plantean las alternativas para cada uno de los dos aspectos considerados y las ventajas y desventajas de cada una de ellas. 8.1. Personas Obligadas a Mantener las Reservas de Emergencia de la AIE y a

Asumir los Costos Correspondientes.

Las personas obligadas a mantener las reservas estratégicas y a asumir los costos de los inventarios AIE deben ser parte de la cadena de abastecimiento y distribución de combustibles, de modo que estos costos puedan recaer en el consumidor final, debido a que estos costos involucran una mayor seguridad de abastecimiento. Esta obligación podría cumplirse constituyendo ellos mismos los inventarios físicos o a través de terceros, que construirían las Plantas de Almacenamiento necesarias y operarían los inventarios y/o las Plantas de Almacenamiento requeridas. Las personas obligadas podrían ser: i) Los Importadores Netos.

Debido a que la obligación de la AIE es sobre las importaciones netas del país, (importaciones menos exportaciones), parece lógico que los importadores sean los principales responsables del costo de mantención de las reservas, las que deberían calcularse en función de las importaciones netas de cada empresa, es decir importaciones menos



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exportaciones realizadas. Estas empresas operarían con una mayor seguridad en caso de emergencia, logrando así mantener y mejorar la seguridad de sus clientes. En el caso de Europa en general, con la excepción de España, los importadores son los obligados a asumir los costos de los almacenamientos. Sin embargo, debido a la nueva reglamentación europea, España deberá ajustar su legislación interna a la norma europea que obliga a los Importadores y no a los refinadores ni a los distribuidores.

ii) Las Refinerías y los Distribuidores.

Si bien la función de distribuir, es decir, de abastecer a clientes finales, no está tan directamente relacionada con las importaciones, existe la necesidad de que frente a emergencias internas, como terremotos, maremotos, corte de puentes o similares, los distribuidores también puedan asegurar una cantidad mínima de inventarios a nivel regional o de macrozona. La actual legislación Española obliga a mantener 92 días de venta a las refinerías y a los distribuidores cuyas compras hayan sido realizadas a otros agentes, en general a importadores o directamente desde el extranjero. Debe considerarse que si se realizara una exigencia desmedida de inventarios a nivel de los distribuidores nacionales, esto podría constituirse en una barrera para la entrada de nuevos competidores a este mercado los que requerirían de mayores inversiones para entrar al mercado. En los últimos años ha existido un ingreso de varios nuevos distribuidores en la zona central de Chile debido a la posibilidad de retirar productos desde Plantas ENAP. (Ver Anexo N° 7).

iii) Importadores Netos y Distribuidores en Conjunto.

De acuerdo a lo anterior, sería conveniente que la responsabilidad de asumir los costos de las Reservas de Seguridad de la AIE fuera compartida entre los Importadores, Refinadores y los Distribuidores. En el caso de los Refinadores y Distribuidores sería adecuado exigir solamente un cierto nivel de inventarios mínimos, que permitan el abastecimiento seguro de las diversas zonas que atienden, además de un inventario mínimo promedio a nivel país, que les permita aportar con volúmenes seguros a los requisitos de la AIE.



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Por estos motivos debería exigirse un nivel de stock promedio adicional de no más allá de 20 días de ventas a nivel país, con lo cual completarían un 50% del almacenamiento de la AIE. En el caso de exigir 20 días de venta como stock adicional promedio país a los refinadores y distribuidores, bastaría exigir del orden de 50 días de importación neta a los importadores netos. (Ver Capítulo 5). Este cálculo de 50 días de importación neta y los 20 días de almacenamiento adicional al actual de 18 días de las ventas, variaría si la estructura de importación exportación cambia, por ejemplo, al existir desarrollos de producción de crudo de volúmenes de importancia que fueran exportados directamente.

iv) Consumidores que Importan para su propio Consumo. En este caso, debido a que no existe interacción con los otros productos o actores del mercado de combustible, los importadores deberían mantener sus propias reservas estratégicas iguales a 90 días de sus importaciones netas las que serían inicialmente iguales a sus consumos. Este es el caso de las Plantas termoeléctricas que consumen Petcoke.

8.2. Personas que Mantendrían y Operarían los Inventarios Físicos. Modelos Institucionales.

En este caso las alternativas de mantener y operar los almacenamientos podrían estar a cargo de las siguientes personas o instituciones: i) Almacenamiento Centralizado por parte de una Agencia que almacena

el Total Adicional al Almacenamiento Actual para completar las Reservas Estratégicas AIE a Nivel País.

Este caso se ilustró en el Cuadro N° 5.4. del Capítulo 5. Con esta finalidad se debería crear una Agencia de Almacenamiento cuya función específica sería construir y operar grandes Plantas de Almacenamiento y con la finalidad de prestar el servicio de almacenamiento a las personas obligadas a mantener reservas y a asumir los costos de las Reservas de Emergencias exigidas por la AIE.

Esta institución puede tomar la forma de una Agencia Pública o Pública Privada, o Privada o Empresa Estatal, sujeta a una legislación que asegure un tratamiento abierto e igualitario a sus clientes y el cobro de precios competitivos a todas las personas obligadas a mantener y a asumir los costos adicionales de las Reservas de Emergencia de la AIE que



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sobrepasen a las reservas operacionales y de seguridad que actualmente disponen los actores del mercado de distribución, las que serían mantenidas en Plantas de las Distribuidoras. Esta Agencia debería construir y operar las Plantas de Almacenamiento en los volúmenes aproximados y en las localizaciones preferenciales como las que se determinaron anteriormente en el Capítulo 5, punto 5.6 del presente informe o alternativamente arrendar servicios de mantención de stock con terceros. Las ventajas de esta alternativa serían las siguientes:

Aprovechar las economías de escala al disponerse de Plantas de mayor tamaño.

Disponer de mayor capacidad de control y manejo en caso de emergencia.

Ofrecer servicios de almacenamiento flexible a distribuidores pequeños.

Facilitar el financiamiento al contar con un respaldo legal que asegure su continuidad a través de los pagos obligados de los importadores, refinadores y distribuidores.

En este caso se debería estipular que se mantengan los stocks actuales a cargo de refinadores y distribuidores equivalentes a aproximadamente 18 días de la venta a clientes finales.

El costo de un sistema centralizado a nivel país, se calculó en el Cuadro N° 5.12 para el año 2010 (US$ 3.687 mill) y en el Cuadro N° 5.16, Capítulo 6, para el año 2020 (US$ 5.518 mill).

Algunos países como en el caso de Alemania han adoptado este sistema.

ii) Los responsables de Mantener las Reservas de Emergencia y Asumir los

Costos Correspondientes Mantienen el total del Almacenamiento Estratégico AIE.

Cada persona obligada a mantener las Reservas de Emergencia y a asumir los costos de mantener las Reservas de Seguridad de la AIE podría mantener físicamente el stock requerido de su propiedad y en sus propias plantas o en otras plantas de las cuales sean dueños parciales o en Plantas de Terceros donde arrienden capacidad o servicios de



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almacenamiento y/o arrienden a terceros productos almacenados o los tengan en consignación con la condición de que se pueda disponer rápidamente de ellos cuando la AIE declare una emergencia. Este arriendo de productos y/o de capacidad de almacenamiento podría llegar a constituir un mercado donde se ofrezcan y transen los servicios de almacenamiento, por parte de empresas de logística especializadas en productos del petróleo.

Las ventajas de esta opción que obliga a las importadoras, refinadoras y/o o distribuidoras, a mantener el total del Almacenamiento Estratégico de la AIE, son las siguientes:

Optimizar sus recursos disponibles.

Utilizar su conocimiento del mercado.

Aprovechar al máximo su experiencia técnica.

Disponer de una mayor cercanía a los centros de consumo y por lo tanto rapidez en colocar las reservas estratégicas en el mercado en caso de una emergencia.

El costo país de este sistema dependerá de la forma como se organicen los responsables de mantener las reservas Estratégicas. En el caso más probable de que se coordinen para construir o contratar Plantas del tamaño adecuado, el costo país sería similar al del caso anterior (i). En caso que se produjera una pérdida menor en las economías de escala, ésta podría compensarse con un mejor uso de los terrenos que tienen disponibles a través de la ampliación de plantas existentes.

Países netamente importadores como Italia y Grecia han adoptado este tipo de esquema.

iii) Alternativa Mixta en que se Comparten las Responsabilidades de Mantener y Operar los Inventarios Físicos entre una Agencia Pública con los obligados a Mantener las reservas de Emergencia de la AIE..

Este corresponde al Caso N° 3 del punto 5.3.3. del Capítulo 5. En este caso las responsabilidades serían de :

Refinadores y Distribuidores:

Mantención de almacenamientos en sus instalaciones, de modo de otorgar un cierto nivel de stock país en función de las ventas. Ejemplo: 20 días adicionales promedio a nivel país.



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Nota: A este nivel obligado de 20 días adicionales (en total 18 días actuales + 20 días adicionales =38 días) a nivel país, podría agregarse la obligación de mantener stocks de seguridad zonales mínimos de 15 días, lográndose además el objetivo de mejorar la seguridad de abastecimiento interno del país.

Importadores en función de los volúmenes importados:

Serían responsables de mantener aproximadamente 50 días de importaciones netas. Deben contratar con una Agencia Pública un porcentaje mínimo de sus obligaciones del orden de 30 días de importaciones netas, pudiendo cumplir el resto total o parcialmente a través de la misma Agencia o en instalaciones propias o de terceros.

Agencia de Almacenamiento:

Se hace cargo del almacenamiento requerido que los importadores deban obligatoriamente contratar con ellos, del orden de 30 días de importaciones netas.

Un esquema mixto como el indicado permite capitalizar varias de las ventajas de los dos sistemas anteriores. Este es el esquema utilizado por España, en el cual la Agencia Central, CORES, mantiene 45 días de stock de Reservas Estratégicas, dejando en manos de la industria almacenar el saldo hasta completar 92 días de stock En el Cuadro N° 5.7 del Capítulo 5, se ilustró este caso en el cual, considerando una obligación de los Refinadores y Distribuidores mantener 20 días de venta en stock a nivel país, adicionales a los 18 días actuales, los Importadores deberían almacenar 50 días de sus importaciones netas. Esta cifra de 50 días de importación neta podría disminuir si se crearan en el futuro empresas que fueran exportadores netos, lo que obligaría a cambiar esta cifra, lo que eventualmente beneficiaria a los importadores, o que alternativamente se creara un cierto derecho a los exportadores netos que pudieran transar el derecho a sus exportaciones netas con los importadores netos. En todo caso, para el almacenamiento de crudo podría ser recomendable autorizar a los refinadores mantener el total de sus requerimientos de almacenamiento estratégico. Por motivos logísticos prácticos, se requiere que los volúmenes de crudo sean vecinos a las refinerías. En el caso de Chile las refinerías indicaron que cuentan con espacio para los almacenamientos adicionales requeridos. Adicionalmente los refinadores podrían cumplir esta obligación almacenando volúmenes equivalentes en productos refinados, sin que esto obste a que mantengan también sus obligaciones de almacenamiento que resulten de la



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obligación de mantener los stock mínimos país de productos refinados ya indicados.

8.3. Condiciones Básicas de Operación de una Agencia Pública que Administre, Mantenga y Opere Total o Parcialmente las Reservas Estratégicas del País.

En las dos alternativas indicadas anteriormente con participación de una Agencia Pública, deberán estipularse una serie de condiciones legales bajo las cuales esta agencia debe operar, de modo que le otorguen flexibilidad de operación, que resguarden la libre competencia y permitan financiar el proyecto. Esta agencia debería estar respaldada por una institucionalidad que asegure los principales aspectos de su organización y operación, entre ellos los siguientes:

Definición de la condición legal de la Agencia, de su organización, nombramiento de autoridades, socios, directorio y participación de los actores del mercado. Este punto se discute en el Capítulo 10.

Creación de la Agencia con el objetivo de mantener inventarios estratégicos de Crudo, Combustibles Líquidos y Gas Licuado.

Obligación de las empresas que deben asumir los costos de mantener las reservas, de utilizar a la Agencia para el almacenamiento de Reservas de Seguridad. Esta obligación puede ser del total o de parte de sus inventarios obligados.

Derecho a adquirir y a vender los productos almacenados a precios de mercado, con la finalidad de efectuar rotación de los inventarios o para efectuar ventas comerciales.

Derecho a construir y operar Plantas de almacenamiento de CL y GLP.

Derecho a licitar y/o contratar servicios de almacenamiento con terceros.

Acción igualitaria y competitiva frente a participantes y a terceros y transparencia en su acción en sus cobros de cuotas, contratos y en las compras y ventas de productos.

Control de su actuación a través de supervisión externa ejercida por el Ministerio de Energía y la debida transparencia en sus actuaciones.

Facilidades para recibir concesiones para utilizar terrenos estratégicos y el uso de terminales marítimos y oleoductos existentes de propiedad de terceros en condiciones de costo competitivas.

Derecho a disponer de sus propias Reservas de Seguridad, de acuerdo a la ley y según instrucciones de la AIE en casos de emergencia declarados por ella, con la supervisión del Ministerio de Energía.



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Autoridad para supervisar el cumplimiento de los inventarios de seguridad mantenidos por las industrias y disponer de los inventarios en caso de emergencia.

En definitiva, la Agencia es dueña de sus existencias y garantiza y se hace cargo de las obligaciones de las personas o empresas obligadas a asumir los costos de los stocks mínimos de seguridad, pero no arrienda stocks ni las personas y empresas de la industria tendrían título ninguno sobre las existencias estratégicas de la Agencia.

En cuanto a su financiamiento la Agencia Pública debe tener derecho a :

Cubrir los gastos de su operación a través de cuotas de inversión y tarifas de operación obligatorias con cargo a las personas obligadas a asumir los costos del almacenamiento. Las cuotas y/o tarifas serían fijadas anualmente por el Ministerio de Energía a base de un presupuesto anual presentado por la Agencia.

Emitir deuda (bonos) y/o a captar financiamiento del mercado financiero para financiar su operación.



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9. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE UN SISTEMA DE MANTENCIÓN DE STOCK MÍNIMOS

ZONALES POR ZONA Y POR PRODUCTO.

En caso de que no se opte pos asociarse con la AIE, se debería considerar la posibilidad de exigir la mantención de stock mínimos zonales por producto (ver Capítulo 3), los que podrían mitigar los problemas de suministro causados por eventos propios del país como terremotos, corte de caminos, etc. A continuación se indican las principales características de este sistema. 9.1. Principales Obligaciones.

Los distribuidores deberán mantener los stocks mínimos definidos en días de venta, de combustibles líquidos o de gas Licuado en cada zona donde comercializan sus productos. (Por ejemplo, 15 días de ventas o consumos zonales promedio del año calendario anterior).

En las zonas donde existan refinerías o sus filiales, éstas compartirán con los distribuidores la responsabilidad de cumplir con los stocks mínimos de productos refinados (Por ejemplo: 7,5 días de venta cada refinador y 7,5 días cada distribuidor).

El stock mínimo en días de consumo es aplicable a cada producto en cada zona. Por ejemplo, 15 días de venta o consumo zonal calculados a base de las ventas o consumos del año calendario anterior, proyectadas al año siguiente.

Las empresas o personas que importen productos refinados del petróleo para su propio uso, denominados a continuación como usuarios-importadores, deberán mantener los días de stock definidos para los distribuidores los que deben ser calculados a base de sus importaciones netas del año anterior.

Los distribuidores y refinadores podrán cumplir con la responsabilidad de mantener los stocks de productos requeridos en sus propias instalaciones o en las de terceros a base de stocks propios, arrendados o en consignación siempre que éstos estén disponibles rápidamente, para su despacho a usuarios finales.

La conversión de los stocks mínimos de días a volumen de cada producto en cada zona para cada refinería, distribuidor e importador directo, será realizada por el Ministerio de Energía para cada año calendario considerando los consumos del año anterior y posibles ajustes en la proyección de la demanda.

El Ministerio de Energía podrá recabar la información de ventas e inventarios de cada distribuidor, refinador e importador y ejercer las funciones de



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supervisión del cumplimiento de los stocks y la aplicación de las multas que corresponda.

La mantención de los stocks físicos y su costo es de responsabilidad de las personas obligadas a mantener los stocks mínimos.

9.1. Principales Definiciones.

Las zonas donde habría que completar los stocks mínimos serían las regiones o macrozonas constituidas por combinaciones de regiones, que por ser vecinas y cercanas o por disponer de oleoductos que las atienden, pueden compartir sus stocks de seguridad. Las macrozonas son las zonas ya indicadas en el punto 4.1.:

Central: V Región y Región Metropolitana (incluye la refinería Aconcagua).

Centro Sur: VI a la IX Región (incluye la Refinería Biobío).

Se entenderá como Distribuidor de Combustibles Líquidos y de Gas Licuado a los que compran a refinerías, importan o compran estos productos a Importadores y venden a los usuarios finales, a Servicentros o a Distribuidores minoristas. Los distribuidores minoristas que compran a distribuidores, incluidos los servicentros, no estarían sujetos a obligaciones de mantención de stock.

9.2. Costos de Mantener Stocks Mínimos en las Diferentes Zonas del País.

Los costos fueron calculados en el Capítulo 6. Considerando un stock mínimo de 15 días el costo país sería de US$ 415 millones de US$ a base de las demandas del año 2010 y de US$ 521 millones para las demandas del año 2020. Los costos correspondientes a otros niveles de stock mínimo se indicaron en los Cuadros N° 6.7. y N° 6.14.



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10. ADECUACIONES LEGALES REQUERIDAS PARA IMPLEMENTAR LOS MODELOS

INSTITUCIONALES ANALIZADOS.

Revisados los modelos, y habiendo efectuado una somera revisión de la normativa aplicable a los combustibles, tanto desde el punto de vista sustantivo y orgánico como constitucional, en el presente acápite se analizará: (i) la factibilidad desde el punto de vista jurídico de los modelos institucionales y (ii) determinar los requerimientos legales necesarios para su implementación, tal como lo dispone el Punto Nº 3.8 de las Bases de Licitación, los que se transcriben a continuación:

“Revisión de la normativa vigente que afectaría al proyecto. Analizar si es factible

implementar las alternativas de mantención de reservas para cada uno de los esquemas propuestos.

Identificación de requerimientos, en términos de ajustes legales, normativos y regulatorios, para poder implementar las alternativas de mantención de reservas para cada uno de los esquemas propuestas en el punto Nº 3.6 Definición de los plazos que requieren las modificaciones legales para que los distintos esquemas puedan ser implementados”.

Por razones metodológicas, el análisis se realizará sobre la base de los aspectos que impliquen alteraciones al régimen jurídico chileno, lo que permitirá verificar si son factibles a la luz de nuestro ordenamiento jurídico y los requerimientos necesarios para incorporar los esquemas analizados.

En este sentido, se analizarán los siguientes aspectos: Establecer la obligación de mantener reservas equivalentes a 90 días de

importaciones netas. Obligaciones específicas a importadores y/o distribuidores, en especial en caso de

emergencia. Estado asuma total o parcialmente la obligación de mantener los inventarios. Constitución de una agencia privada o pública, para administrar estos inventarios. Inventarios de propiedad del Estado y/o agencia estatal.

10.1. Consideración Previa: se requiere en cualquier Evento de una Modificación de Rango Legal.

Como primera conclusión general, es posible sostener que cualquiera sea el modelo que se utilice, necesariamente se requerirá de una modificación de norma de rango legal que así lo disponga.



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Por de pronto, se deberá modificar necesariamente el artículo 7, del DFL 1/78, norma de rango legal, en este caso un Decreto con Fuerza de Ley, el cual sólo puede ser modificado por una norma jurídica de igual o superior jerarquía. Por otra parte, en cualquiera de las alternativas analizadas, implicará regular y/o restringir actividades económicas lícitas y eventualmente alterarán las competencias de instituciones, (o derechamente se crearán entidades específicas), ambas materias son materias de expresa reserva legal, conforme lo dispone el artículo 19 Nº 21 y el art. Nº 63 Nº 145 en relación al inciso 4, Nº 2 del artículo 656 de la Constitución Política.

10.2. Establecer la Obligación de Mantener Reservas Equivalentes a 90 días de Importaciones Netas.

El primer aspecto que se debe modificar es precisamente la obligación de mantener reservas equivalentes a 90 días de importaciones netas. Como se indicó, esta exigencia se encuentra contenida en el artículo 7 del DFL 1/1978, del Ministerio de Minería, el que corresponde a una norma de rango legal, el que sólo podrá ser modificar por una norma de igual rango. En este caso, basta para ello una ley simple, por lo que se requiera para su aprobación la mayoría de los miembros presentes de cada Cámara, o las mayorías que sean aplicables conforme al artículo 68 y siguientes de la Constitución Política.7 Si sólo se optare por modificar la obligación, sin que ello derive otras restricciones o exigencias, bastará la aprobación de la modificación del artículo 7, del DFL 1/1978. El sentido y alcance de la modificación dependerá de la forma y condiciones que se requiera imponer la obligación, por lo que será necesario establecer:

El tipo de combustible que se impondrá esta obligación;

Los sujetos obligados, esto es, importadores y/o distribuidores;

La forma y condiciones que ello se hará exigible;

5Art. 63, Nº 14, “Sólo son materias de ley: Las demás que la Constitución señale como leyes de iniciativa exclusiva

del Presidente de la República”. 6Art. 65 inc. 4 Nº2: “Corresponderá, asimismo, al Presidente de la república la iniciativa exclusiva para: Crear

nuevos servicios públicos o empleos rentados, sean fiscales, semifiscales, autónomos o de las empresas del Estado; suprimirlos y determinar funciones o atribuciones”. 7 Artículo 66 de la Constitución Política.



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Cualesquiera sea la fórmula que se opte no se vislumbra un impedimento legal que para que ello pueda ser incorporada mediante una modificación a este cuerpo legal, en especial cuando se limite a imponer esta obligación al sector privado. El detalle de las alternativas de modificación analizadas se encuentran descritas en los capítulos 8 y 9 del presente informe.

10.3. Obligaciones Específicas a Importadores y/o Distribuidores.

En este punto se analizarán dos aspectos: (i) la posibilidad de establecer proporciones diferenciadas entre importadores y distribuidores para mantener los inventarios de emergencia; (ii) la factibilidad de imponer exigencias que limiten o restrinjan la disponibilidad de los inventarios, en especial, la posibilidad que el Estado pueda distribuir dichos combustibles en casos de emergencia.

a. Es posible efectuar diferencias entre Importadores y Distribuidores

El artículo 19 Nº 22 de la Constitución Política dispone como garantía constitucional “La no discriminación arbitraria en el trato que deben dar el Estado y sus organismos en materia económica”. Luego en su inciso segundo señala lo siguiente: “Sólo en virtud de una ley, y siempre que no signifique tal discriminación, se podrán autorizar determinados beneficios directos o indirectos a favor de algún sector, actividad o zona geográfica, o establecer gravámenes especiales que afecten a uno u otras”. En consiguiente, la Constitución permite realizar diferencias en materia económica; sin embargo, ellas no pueden ser arbitrarias, es decir, carentes de fundamento o justificación. Tal como lo consigna esta disposición se permite expresamente la imposición de gravámenes, lo que debe ser entendido como comprensivo de los tributos, y, en general, de cualquier carga o exigencia especial. Además, esta diferenciación debe ser establecida mediante una norma de rango legal. Por último debe afectar a algún sector, actividad o zona geográfica. Con este último requisito se pretende afectar a grupos determinados y no a todos sin diferenciación. El trato desigual por parte del legislador sólo será constitucionalmente legítimo, cuando tiene una justificación objetiva y razonable. Para dichos efectos, es necesario que ésta se funda en supuesto de hecho distintos, con un sustento, es decir, finalista y razonable y proporcional.8

8Actas Comisión de Estudio para la Nueva Constitución, Sesión Nº 197, p. 19 y 22.



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Desigualdad de los supuestos de hecho: deben existir circunstancia de hecho diferentes que justifiquen o requieren un trato diferenciado.

Debe existir una finalidad concreta que justifique dicha diferenciación. Es decir, que para cumplir con el objetivo previsto existe una necesidad de un trato distinto entre los actores.

Esta diferencia debe ser razonable, es decir, prudente, lógico, coherente y meditado.

Las diferentes cargas deben aplicarse de manera proporcional.

Por otra parte, como ya se indicó, estas exigencias tampoco pueden afectar la esencia del derecho, imponiendo a las empresas obligaciones tan gravosas que les impidan en la práctica su libre ejercicio, lo cual se opondría a lo dispuesto en el artículo 19 Nº 26 de la Constitución Política. El Tribunal Constitucional ha señalado que un derecho es afectado en su esencia cuando se le priva de aquello que le es consustancial de manera que deja de ser reconocible. 9 También ha definido el Tribunal lo que entiende por “impedir el libre ejercicio del derecho, lo que ocurre cuando el legislador lo somete a exigencias que lo hacen irrealizable, lo enraban más allá de lo razonable o lo privan de tutela jurídica. 10 Para ello, se deberá examinar si el derecho se ha hecho impracticable, esto es, cuando pese a permanecer la vinculación con el objeto, esas facultades no pueden ejecutarse. En segundo término, debe establecerse si el derecho está dificultado más allá de lo razonable, es decir, que dichas limitaciones no superen ciertos límites para convertirse en intolerables o inaguantables para su titular. Por último, la jurisprudencia ha indicado que debe determinarse si el derecho ha sido despojado de la necesaria protección. En este sentido, los derechos fundamentales tienen validez efectiva y entidad jurídica real en la medida que el ordenamiento les otorgue tutela adecuada. El imponer obligaciones a importadores y distribuidores resulta de toda lógica en tanto son precisamente estos actores quienes desarrollan la actividad de almacenamiento y distribución de combustibles, por lo que se encuentran en la

9Sentencia del Tribunal Constitucional Rol Nº 43, de 24.02.1987, Considerando Nº 21, Rol Nº 200, de 14.11.1994,

Considerando Nº 4. 10

Sentencia de Tribunal Constitucional, Rol Nº 200 y 43.



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posición de proveer de los inventarios necesarios en caso que se produzca alguna emergencia. Ello es consistente, además, con el principio de subsidiariedad del Estado en materia económica, conforme al cual la actividad empresarial a realizarse por el Estado debe ser de aquellas que no están siendo satisfechas por los particulares, ya sea porque éstos no pueden o simplemente porque no quieren hacerlo. En este sentido, no se vislumbra que ello necesariamente se presente en este caso, en tanto que el sector privado estaría en condiciones de cumplir con esta obligación, para lo cual necesariamente el Estado deberá disponer las exigencias específicas para lograr asegurar en este caso el suministro de este vital combustible para el desarrollo económico del país.

Por ello, el asegurar la provisión del suministro de combustible constituye por su propio fin y naturaleza, lo que la jurisprudencia de la Corte Suprema y la Doctrina a denominado servicio de utilidad pública o servicio público material, la cual ha establecido que no es requisito para estar frente a un servicio público que sea ejercida por una entidad pública, o que corresponde a una concesión otorgada por el Estado, sino que se debe analizar previamente si éste cumple con necesidades colectivas, de manera regular y continua, cuya interrupción puede generar graves trastornos al desarrollo de la colectividad, como ocurriría claramente en el caso de la interrupción en el suministro de estos combustibles. Así por ejemplo, es posible observar que en el sector energía se han impuesto cargas y gravámenes a empresas que carecen de concesión las que deben cumplir con requerimientos y exigencias que se le han impuesto por ley.

Si bien el artículo 5 del artículo 28 de la Ley Nº 18.575, dispone que un servicio público forma parte de la administración del Estado, existen diversos cuerpos normativos donde expresamente se permite el desarrollo de servicios públicos a través de privados, en tanto cumplan los fines propios de este tipo de entidades, esto es, “satisfacer necesidades colectivas, de manera regular y continua”. Esta distinción servicio público/órgano del Estado, sin embargo, ha sido superado tanto por la doctrina y jurisprudencia, como por diversas disposiciones que así lo demuestran: Consejo Nacional de Televisión11, el artículo 37 de la Ley Orgánica Sobre Bases Generales de la Administración del Estado, el cual permite entregar la administración de establecimientos o bienes de su propiedad, a las Municipalidades o entidades derechos privado, previa autorización otorgada por

11

Artículo 1. Créase el Consejo Nacional de Televisión, en adelante el Consejo, a que se refiere el artículo 19, número 12, de la Constitución Política, el que será un servicio público autónomo, funcionalmente descentralizado (…).



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ley, el cumplimiento de los objetivos del servicio. Lo mismo ocurre con las concesiones de servicios públicos sanitarios12, de gas13 o electricidad. Para determinar cuando se está frente a un servicio de utilidad pública, se debe atener, pues a diversos criterios:

Criterio funcional: Será servicio público aquella actividad que tiene por objeto satisfacer una necesidad pública de manera continua y permanente, cuyas características son las esperables de servicios que no pueden paralizarse sin riesgo para el interés general, siendo por ende ésta la razón por la cual, en un principio, la actividad se entregaba al Estado y no a un privado, ya que con ello se garantizaba con efectividad la prestación de determinados servicios esenciales.

Este criterio permite distinguir el concepto de servicio público de función

pública. Mientras la función pública no tiene un destinatario determinado o determinables, los servicios públicos tienen destinarios específicos, los que son los usuarios del servicio.

Adicionalmente, este criterio permite distinguir cuándo un privado realiza un

servicio público.

Criterio de la apertura al público. Los servicios públicos suponen la existencia de usuarios que se les debe asegurar el acceso a determinadas prestaciones. Por ello, no será un servicio público, aquel que la propia administración utiliza para su uso interno, o actividades privadas sin ofrecimiento al público.

Criterio de universalidad de la prestación: Será servicio público aquellas actividades que por su carácter básico han de ofrecerse al conjunto de los usuarios quien deben poder recibir el servicio en condiciones asequibles.

Criterio de control: Este criterio se aplicable en los casos que el servicio público se realiza por intermedio de terceros, lo que otorga una posición de supremacía de la administración pública respecto de quien la lleva adelante, donde se puede imponer regulaciones, obligaciones, y en general exigencias para asegurar la continuidad y calidad del servicio.

Criterio de la exorbitancia: El legislador le entrega al servicio de determinadas prerrogativas que le permiten asegurar la continuidad y calidad del servicio.

12

Artículo 1, del Decreto con Fuerza de Ley Nº 382, Ley General de Servicios Sanitarios. 13

Fallo Corte Suprema de Justifica, de fecha 16 de mayo de 2005, Rol Nº 1442/2005, “Colbún con Superintendencia de Electricidad y Combustible”.



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Criterio de interés general: Es el interés general el que justifica que los servicios público satisfagan de manera regular y continua necesidades públicas.

Es útil tener presente el fallo de 8 de julio de 1999, en Rol Nº 2472, de la Corte de Apelaciones de Santiago, confirmado por la Corte Suprema de Justicia, donde eleva a la calidad de servicio público material, incluso a la actividad de generación, pese a que el artículo 8 de la Ley General de Servicios Eléctricos no lo considera expresamente como servicio público14. 15

La Corte Suprema indicó sobre la materia lo siguiente: “Sin embargo la empresa recurrente olvida que la actividad económica de generación es regulada por ley, concepto lato que engloba al reglamento y también en servicio público material de generación, transporte y distribución de electricidad; por lo que no estamos en presencia de dirigismo contractual, sino en la fijación de reglas uniformes de calidad de servicio y estándares de calidad del suministro para empresas concesionarias de distribución y de generación, que mantienen contratos de suministro de energía y potencia” Con todo, el nivel de reservas exigido a distribuidores e importadores no podrá ser tales que impliquen una carga arbitraria, es decir, que carezca de una justificación o sean de tal envergadura que les impida o restringa severamente las posibilidades de desarrollar su actividad, aspecto que está cumplido de acuerdo a la definición de opciones de almacenamiento descritas en los Capítulos 8 y 9. b. Exigencias y restricciones asociadas al manejo de los inventarios. La obligación de mantener ciertos niveles de inventarios tiene por objeto asegurar la disponibilidad de combustibles en casos de restricciones severas en su suministro.

14

“Norgener S.A. sostiene haber celebrado contratos, en ejercicio de su libertad contractual, con clientes libres, contrato de suministro de largo plazo, que constituyen una “ley” para las partes, al tenor del artículo 1545 del Código Civil. De esta manera no puede, a juicio de la recurrente, un acto de autoridad como es el Reglamento imponer normas de calidad, ya que éstas serían obligatorias sólo para empresas concesionarias de servicio público de distribución de electricidad (art. 211). Para Norgener S.A. el reglamento no puede imponer requisitos para el desarrollo de una actividad empresarial, requisitos que importarían cuantiosas inversiones. Sin embargo la empresa recurrente olvida que la actividad económica de generación es regulada por ley, concepto lato que engloba al reglamento y también en servicio público material de generación, transporte y distribución de electricidad; por lo que no estamos en presencia de dirigismo contractual, sino en la fijación de reglas uniformes de calidad de servicio y estándares de calidad del suministro para empresas concesionarias de distribución y de generación, que mantienen contratos de suministro de energía y potencia”. 15

El servicio de utilidad pública, además, tiene su sustento en lo dispuesto en el artículo 19 Nº 16 de la Constitución Política del Estado, respecto de aquellas empresas o actividades que se restringe el derecho a sus funcionarios o trabajadores de declarar la huelga



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Para cumplir con este objetivo, algunos países de la AIE no sólo exigen un nivel de inventarios de seguridad que aseguren el normal suministro de combustibles por un período de tres meses en casos de escasez, sino que también han debido implementar diversas obligaciones para, en caso de ser requerido, asegurar que las reservas sean dispuestas de manera eficaz. Dentro de las obligaciones implementadas destacan, entre otras, forzar a almacenar en instalaciones públicas y entregar competencia a las entidades públicas para decidir la forma y condiciones de su distribución en casos de emergencia. Dado que nuestra legislación vigente no impone mayores restricciones al almacenamiento y distribución de combustibles, todas estas exigencias significan restricciones al desarrollo de la actividad. No obstante, de acuerdo al análisis previo, y considerando el evidente interés público que sustenta la obligación de mantener estos inventarios de emergencia interno, se estima factible que mediante una Ley específica se le confieran competencias a la autoridad para que imponga exigencias que permitan asegurar el cumplimiento de esta obligación.

Considerando las potestades conferidas a los organismos públicos en la materia, se estima que las competencias de control y fiscalización debieran estar radicadas en la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, incluida la posibilidad de decidir la forma y condiciones de la distribución de dichos inventarios, aún cuando sean de propiedad de privados. Como se indicó, el artículo 19 Nº 21 de la Constitución Política reconoce y protege el derecho a desarrollar cualquier actividad económica, debiendo el Estado proteger y promover su desarrollo. Es decir, la Constitución Política “contienen una serie de preceptos de carácter económico que pretenden configurar un sistema político-económico basado principalmente en la libre iniciativa privada, un rol meramente subsidiario del Estado en la actividad empresarial y amplio reconocimiento del derecho a la propiedad y de propiedad, con una protección integral de los mismos”. 16 Sin embargo, es posible para el resguardo de intereses públicos el establecer restricciones específicas17, además de aquellas derivadas de la protección de otros derechos fundamentales. “Así las limitaciones genéricas de la moral, el orden público, la seguridad nacional y la ley para la libre iniciativa privada que contempla el art. 19 Nº 21 CPR para el desarrollo de actividades económicas privadas, las regulaciones ambientales y de salubridad, la protección de

16

FERRADA Bórquez, Juan Carlos, “Los órganos Reguladores de Actividades Económicas Relevantes en Chile: Una Visión Panorámica”, Revista Chilena de Derecho, Facultad de Derecho, Universidad Católica de Chile. Mayo/Agosto, 2003, Pág. 272. 17

El artículo 19 Nº 16, de la Constitución Política, prohíbe la huelga “ de las personas que trabajen en corporaciones o empresas, cualquiera sea su naturaleza, finalidad o función, que atienda servicios de utilidad pública”.



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integridad física o psíquica de las personas, la vida privada o la libertad de conciencia que imponen otros derechos fundamentales (Art. 19 Nº 8, 9, 2, 4 y 6 CPR, respectivamente). En el caso que corresponda a un servicio de interés público, además, ello se hace patente en tanto su objetivo principal es precisamente asegurar que se cubran necesidades de la población cuya interrupción afecten de manera significativa un servicio básico. El almacenamiento y distribución de combustibles líquidos cumple precisamente todos los criterios establecidos en la normativa y doctrina para que sea considerado por la Ley como servicio público material o servicio de interés público, en tanto:

Tiene por objeto satisfacer una necesidad pública de manera continua y permanente.

Supone la existencia de usuarios que se les debe asegurar el acceso a determinadas prestaciones.

Es un servicio básico ofrecido a usuarios en condiciones asequibles.

Existe claramente un interés general el que justifica que se deba satisfacer de manera regular y continua necesidades públicas.

Esta circunstancia trae importantes consecuencias especialmente respecto de las potestades públicas que puede detentar el Estado. En particular, se ha considerado que todo servicio de interés público corresponde a una actividad pública, que a lo sumo ha sido delegada a los privados, por lo que habilita al Estado para establecer restricciones a su ejercicio. Para dichos efectos, vale la pena citar el fallo de la Corte Suprema que se refirió a la legalidad de la Resolución Nº 754 de 2004, de la SEC,18 mediante la cual permite establecer “reasignaciones de gas natural que sean estrictamente necesarios para que se cumplan los mencionados requerimientos”, en el evento que el suministro no sea suficiente para cubrir la demanda de dicho combustible a los diferentes usuarios del sistema. Este caso reviste especial interés por cuanto se refiere precisamente a una de las facultades que los diferentes modelos establecen en caso que se produzca una situación de emergencia.

18

Fallo Corte Suprema de fecha 16 de mayo de 2005, Rol Nº1442/2005



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Pues bien, la Corte Suprema, al justificar las competencias de la SEC para aplicar estas medidas, consideró al servicio de distribución de gas natural como servicio público, para lo cual resulta ilustrativo la cita que efectúa don Rafael Bielsa “De manera general, se considera a la concesión como la atribución de un poder público de ejecución de parte de la Administración Pública, el concesionario es un delegado de la administración”. Opinión similar se desprende de la cita efectuada a don Enrique Silva Cimma quien en términos similares indica lo siguiente: “la concesión no cambia la naturaleza jurídica de servicio, que sigue siendo público” y que “lo esencial es la satisfacción del interés público mediante el procedimiento de servicio público y este interés público debe primar por sobre el interés de los particulares”.

Posteriormente, señala lo siguiente: “la continuidad, regularidad y permanencia de la prestación del servicio a sus usuarios o destinatarios, pues este elemento es de la esencia de la función pública de atender la necesidad colectiva que determina la exigencia del servicio, sea que se ejecute por organismos estatales, sea que lo lleve a efecto un concesionario”.

Esta circunstancia habilita para que se adopten medidas establecidas en la legislación vigente para asegurar la continuidad y calidad del servicio. En este punto, el fallo señala lo siguiente: “Que siendo ello así, es dable reconocer que la autoridad a cargo de supervigilancia y control de la prestación del servicio público concedido puede y debe hacer uso de sus facultades que le confiere la normativa que regula la materia, para prevenir que el servicio deje de ejecutarse del modo continuo y permanente que reclama su naturaleza y que, en tal virtud, la resolución que ha motivado la presente reclamación no adolece de los defectos de ilegalidad e inconstitucionalidad que se le imputan en ella”.(lo destacado es nuestro). De este modo, desde el punto de vista constitucional, es posible establecer una ley que (i) reconozca la calidad de servicio de utilidad pública al almacenamiento de combustibles líquidos; y (ii) disponga de medidas de control y potestades que permitan a la autoridad asegurar que dicho servicio se establezca de manera permanente y continua, incluso, interviniendo en su distribución en caso de emergencia. Ahora bien, se estima que ello debiera estar contenido en una modificación legal, que abarque, al menos el DFL Nº 1/1978 y la Ley Nº 18.410. En el primer caso, en tanto impone la obligación de mantener dichos inventarios y reconocer de manera explícita la calidad de servicio de utilidad pública y en el caso de la Ley Nº 18.410, para incorporar de manera expresa las facultades en



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materia de control y regulación de servicios concesionados para esta actividad en particular. A este respecto, se estima que es insuficiente, y por lo demás tenía un fin más acotado, la competencia entregada a la SEC en el artículo 3 Nº 22, el cual dispone lo siguiente: “Adoptar, transitoriamente, las medidas que estime necesarias para la seguridad del público y el resguardo del derecho de los concesionarios y consumidores de energía eléctrica, de gas y de combustibles líquidos, pudiendo requerir de la autoridad administrativa, el auxilio de la fuerza pública para el cumplimiento de sus resoluciones”.

10.4. Estado o una Empresa del Estado, Asuma Total o Parcialmente la Obligación.

El Estado dispone de diversas alternativas para realizar actividades empresariales. Entre otras, puede asignarle cometidos de esta naturaleza a un órgano público ya sea éste integrante de la administración centralizada o descentralizada del Estado, puede optar por la creación de una empresa estatal, puede también crear una sociedad para estos efectos o participar en una ya existente.

Con todo, resulta fundamental tener en cuenta que cualquiera sea la alternativa escogida, resulta plenamente aplicable lo dispuesto en el artículo 19 N° 21 de la Constitución Política de la República (CPR). Esta norma hace uso de la expresión el “Estado y sus organismos”. En general, esta locución se ha entendido que es comprensiva de todas las formas mediante las cuales el Estado ejerce actividades empresariales.19 En consecuencia, la norma abarcaría a todos los sujetos jurídicos estatales —incluyendo las sociedades anónimas creadas por entes estatales—, puesto que lo determinante para su aplicación es la naturaleza de la actividad efectuada por el Estado y no el órgano que la ejecuta.20 En otras palabras, el criterio que se utiliza al efecto es material y no formal

10.5. Constitución de una Agencia Privada o Pública, para Administrar estos

Inventarios.

La creación de un servicio público, al igual que el caso anterior, deberá ser constituida por una Ley de Quórum Calificado, en tanto corresponde a un organismo del estado que desarrollará actividades empresariales. Lo mismo

19

Aróstica Maldonado Iván, Derecho administrativo económico, Santiago, Universidad Santo Tomás, 2001., p. 105. 20

Ibídem, p. 151.



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ocurrirá si se constituye una entidad privada, Corporación o de otra naturaleza, donde participe el Estado. La norma lo hace extensible para ambas hipótesis.

Ésta encuentra sustento en el inciso 2° del artículo 19 N° 21 de la CPR, en cuanto establece que:

“El Estado y sus organismos podrán desarrollar actividades empresariales o participar en ellas sólo si una ley de quórum calificado los autoriza. En tal caso, esas actividades estarán sometidas a la legislación común aplicable a los particulares, sin perjuicio de las excepciones que por motivos justificados establezca la ley, la que deberá ser, asimismo, de quórum calificado”. Así le impone una primera restricción al Estado a participar en actividades económicas, exigiendo para ello la dictación previa de una Ley de Quórum Calificado. Por otra parte, le exige que de obtener esta autorización legal, se deberá sujetar a las mismas reglas de la legislación común. Es decir, la Constitución Política le impuso al Estado abstenerse de desarrollar actividades económicas, salvo que por principio de subsidiariedad así lo disponga una Ley de Quórum Calificado. Por la otra, se asegure la igualdad de trato, al imponerle la obligación de sujetarse a las reglas de derecho común Ahora bien, cuando la disposición constitucional alude al “Estado y sus organismos” se refiere a todos aquellos entes pertenecientes a la Administración centralizada y descentralizada del Estado, inclusive los organismos constitucionales autónomos21, todos los cuales podrán desarrollar esta actividad empresarial. Así, dentro de dicha expresión se comprenden todo los entes señalados en el inciso segundo del artículo 1° de la Ley 18.575, sobre Bases Generales de la Administración del Estado, en cuanto indica que: “La Administración del Estado estará constituida por los Ministerios, las Intendencias, las Gobernaciones y los órganos y servicios públicos creados para el cumplimiento de la función administrativa, incluidos la Contraloría General de la República, el Banco Central, las Fuerzas Armadas y las Fuerzas de Orden y Seguridad Pública, los Gobiernos Regionales, las Municipalidades y las empresas públicas creadas por ley”. En definitiva, los requisitos constitucionales para la actuación del Estado y sus organismos en la actividad empresarial son:

- Ley de quórum calificado;

21 FERMANDOIS, Op. Cit., p. 222.



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- Especialidad de la ley autorizatoria; y - Especialidad del giro empresarial estatal.

Según lo dispone el artículo 66 de la CPR, las leyes de quórum calificado son aquellas que para su establecimiento, modificación o derogación, requieren de la aprobación de la mayoría absoluta de los diputados y senadores en ejercicio, de manera que las leyes que autoricen la actividad empresarial del Estado deberán aprobarse por esa mayoría. A su vez, el requisito referido a la especialidad de la ley autorizatoria de la actividad empresarial, consiste en que la ley que autorice al Estado a desarrollar o participar en empresas debe ser dictada para el caso concreto de se que trate, con las particularidades que dicho caso amerite, no pudiendo por consiguiente establecerse mediante leyes marco o de bases22 En lo que respecta al requisito consistente en la especialidad del giro de la actividad empresarial, dice relación con que la ley de quórum calificado debe definir específica y detalladamente el giro empresarial autorizado, criterio que ha sido seguido por la jurisprudencia de la Contraloría General de la República23. Sin embargo, se ha levantado otra parte de la doctrina, la cual señala que este requisito no escaparía de las reglas generales de derecho comercial, de forma que el giro empresarial incluiría todas actividades conducentes, derivadas y conexas al mismo24. Adicionalmente, la actividad empresarial del estado y sus organismos deberá someterse a la legislación común aplicable a los particulares, la cual comprende no sólo el marco normativo de rango legal que rige la respectiva actividad empresarial, sino que también incluye las regulaciones administrativas emanadas de la potestad reglamentaria, normativas emanadas de entes constitucionalmente autónomos y Superintendencias25. Finalmente, según lo autoriza la parte final del inciso segundo del artículo 19 N° 21 de la CPR, mediante ley de quórum calificado se podrá establecer excepciones a la regla establecida en el párrafo precedente, es decir, se podrá autorizar que ciertas actividades empresariales no se sometan a la legislación común aplicable en la especie, siempre y cuando existan motivos calificados para ello, respecto de los cuales exista constancia en la respectiva ley de quórum calificado26.

22 FERMANDOIS, Op. Cit., p. 227. 23Véase Dictámenes N° 56.500 de 2008, 7.658 de 2009 y 26.506 de 2009. 24PARDOW, Diego, “Derribando Mitos Sobre el Estado Empresario”, en Revista Chilena de Derecho, Santiago, 2008, vol. 35, N° 1, pp. 135-156. 25Véase Dictamen de la Contraloría General, N° 12.059 de 2011. 26FERMANDOIS, Op. Cit., p. 246.



122

Sin embargo, bastará una ley simple en el evento que dicha entidad, pública o privada no administra dichos inventarios sino que se le asignan competencias de información y control.

En esta materia, existen diversos casos en los cuales se han creado por Ley organismos privados con potestades públicas, los que inclusive pueden ser constituidos y/o financiados por los propios sujetos regulados, instancias que han sido validados desde el punto de vista Constitucional y Legal.

En este sentido, la jurisprudencia de la Contraloría General de la República ha ratificado que entidades privadas pueden ejercer potestades públicas sin que ello modifique su calidad, no siendo aplicable, por ejemplo, la Ley Nº 19.880, “Establece Bases de los Procedimientos Administrativos que Rigen los Actos de los Órganos de la Administración del Estado”, señalando mediante el Dictamen Nº 24058 de 2007: “En efecto, la referida jurisprudencia ha precisado que la circunstancia de que a dicha entidad privada le haya sido otorgado por diversos cuerpos legales el ejercicio de determinadas funciones públicas no altera esa naturaleza jurídica; como tampoco logran desvirtuarla diversas disposiciones que le han hecho aplicables algunas normas propias del sector público.” Existen diversos ejemplos de esta situación tales, como:

Corporación Nacional Forestal, a la cual se le confirió potestades públicas sobre la base de la Ley de Bosque Nativo, Ley 20.283, y el Decreto Ley 701, Sobre Fomento Forestal.

Entre cuyas facultades se encuentre el aprobar los Planes de Manejo Forestal ((Art. 5 Ley de Bosque), declarar Predios de Aptitud Forestal, lo cual tiene beneficios desde el punto de vista tributario (art. 21 de la DL 701), y fiscalizar el cumplimiento de la normativa aplicable, para lo cual, en todo caso, deberá denunciar al Juzgado de Policía Local.

Consejo Nacional de Pesca: conforme lo dispone el

agentes del sector pesquero en el nivel nacional en materias relacionadas con la actividad de la pesca y de la acuicultura”.

Este organismo “tendrá carácter resolutivo, consultivo y asesor en aquellas materias que la ley establece. Emitirá sus opiniones, recomendaciones, proposiciones e informes técnicos debidamente fundamentados a la Subsecretaría, en todas



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aquellas materias que en esta ley se señalan, así como en cualquier otra de interés sectorial”, tal como lo dispone el artículo 145 de la Ley General de Pesca. Este organismo está compuesto tanto por representantes de entidades públicas, como por organizaciones gremiales de las empresas, sector laboral y pesquera artesanal, entre otros. Entre sus funciones cabe destacar que deberá concurrir con su aprobación para la asignación de cuotas anuales de captura para cada unidad pesquera.

El Centro de Despacho Económico de Carga (art. 225, letra b) y el Panel de Expertos (art. 208 y sgts.), creado por la Ley General de Servicios Eléctricos.

El CDEC contará con un Directorio que estará compuesto por las empresas generadoras y transmisoras troncales y de subtransmisión y por un representante de los clientes libres del respectivo sistema, conforme se determine en el reglamento, además de los integrantes técnicos. Por su parte, el Panel de Expertos, que también está compuesto por privados, se le confieren una serie de potestades públicas, las que se encuentran descritas en el artículo 208 de la Ley General de Servicios Eléctricos.



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ANEXOS (Tomo Aparte)

ministerio de energÍadataset.cne.cl/energia_abierta/estudios/minerg/36.informe... ·...

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