Abastecimiento de Gas Natural

Pontificia Universidad Católica de Chile
Departamento de Ingeniería Eléctrica
IEE3372 Mercado Eléctricos
Abastecimiento de
Gas Natural
Profesor:
Profesor Guía:
Integrantes:
Santiago, Miércoles 23 de Mayo de 2007.
Hugh Rudnick
Rodrigo Moreno
Hugo Tapia
Claudio Torres
Índice
1. Introducción………………………………………………………………………………... ... 3
2. Panorama energético en el cono sur…………………………………………………….. ... 4
2.1. Breve descripción del mercado………………………………………………………... ... 4
2.2. Breve descripción de la crisis energética Chile-Argentina……………………………. ... 18
2.3. Situación actual: cambios provocados por la crisis …………………………………...... 19
3. El mercado internacional del gas natural…………………………………………………….. 21
3.1. Oferta y demanda mundial…………………………………………………………….... 21
3.2. Factores que fijan el precio mundial: Henry Hub……………………………………... ... 22
3.3. Reservas probadas, probables y posibles……………………………………………… ... 26
3.4. Productos sustitutos……………………………………………………………………... 26
3.5. Panorama futuro……………………………………………………………………….... 27
4. Evaluación de la situación actual de los mercados electro-gasíferos………………………… 29
4.1. Análisis del mercado chileno………………………………………………………….. .. 29
4.1.1. Red de transporte: interconexiones nacionales e internacionales……………… .. 29
4.1.2. Equilibrios de mercado: Oferta y Demanda……………………………………… 30
4.2. Análisis del mercado argentino…………………………………………………………. 33
4.2.1. Red de transporte: interconexiones nacionales e internacionales………………... 35
4.2.2. Equilibrios de mercado: Oferta y Demanda……………………………………… 36
4.2.3. Características de las interconexiones regionales………………………………... 37
4.3. Análisis del mercado boliviano…………………………………………………………. 37
4.3.1. Red de transporte: interconexiones nacionales e internacionales………………... 39
4.3.2. Equilibrios de mercado: Oferta y Demanda……………………………………… 40
4.3.3. Características de las interconexiones regionales………………………………... 41
4.4. Análisis del mercado brasileño………………………………………………………….. 41
4.4.1. Red de transporte: interconexiones nacionales e internacionales………………... 42
4.4.2. Equilibrios de mercado: Oferta y Demanda……………………………………… 43
4.5. Balance energético internacional…………………………………………………………45
4.6. Consecuencias para Chile y panorama de corto plazo…………………………………... 48
5. Evaluación de la situación futura de estos mercados………………………………………… 49
5.1. Equilibrios de corto - mediano plazo (2008 – 2009)……………………………………. 49
5.2. Equilibrios de mediano - largo plazo (2010 – 2015)……………………………………. 54
5.3. Balance energético internacional de mediano plazo…………………………………….. 57
5.4. Proyectos Internacionales de Gasoductos y potenciales nuevos proveedores: Perú y
Venezuela………………………………………………………………………………... 59
5.5. Desarrollo de una institucionalidad para la estabilidad de los mercados……………….. 61
6. Conclusiones…………………………………………………………………………………. 63
2
1. Introducción
El mercado del gas natural en Argentina está viviendo momentos complicados debido a la
creciente demanda del recurso y a la poca inversión efectuada para mantener los niveles de
crecimiento actuales necesarios en producción. Es esta situación, la que ha influido en los
importantes recortes de exportación de gas natural a Chile. Provocando incertidumbre en cuanto al
futuro de la oferta de gas a nivel chileno, y especialmente generando preocupación en los sectores
energéticos e industriales.
Es así como se ha provocado un cambio en la matriz energética nacional, cambios en cuanto a
los combustibles utilizados en la industria, y cambios en cuanto al pensamiento futuro de
abastecimiento, dando el vamos a proyectos como el de gas natural licuado.
Esta situación no es un problema aislado, donde sólo existen dos participantes: Chile y
Argentina. Debido a las interconexiones tanto energéticas como gasíferas entre los países
latinoamericanos, es importante considerar especialmente lo que sucede en Bolivia y Brasil, los
cuales generan una dependencia para Chile dada tanto por señales de consumo como por la
estabilidad política de cualquiera de estos países.
Con el fin de realizar un estudio de las futuras condiciones de abastecimiento de gas natural para
nuestro país, se estudiaran los antecedentes tanto a nivel mundial como regional que influyen en el
mercado del gas natural.
Además, se estudiaran los mercados a nivel nacional de cada uno de los países mencionados,
tomando en cuenta sus ofertas, demandas, equilibrios económicos, niveles de inversión e
interconexiones y capacidades de transporte, tanto nacionales como internacionales. Siempre con el
objetivo claro, de analizar como influyen estos datos en la oferta de gas natural chilena.
Finalmente, y en función de los datos investigados y los análisis hechos, interesa obtener una
proyección en el mediano plazo de las posibilidades que tiene el mercado del gas natural chileno.
3
2. Panorama energético en el cono sur.
Latinoamérica es una región que cuenta con muchos recursos naturales energéticos distribuidos
entre las naciones, y sus niveles de explotación y producción son muy variables según sea el
mercado y los mecanismos de incentivo que existan.
A continuación se describirán las principales características de los mercados energéticos de la
región, poniendo énfasis en los mercados eléctricos y de gas natural, que son los relevantes para los
objetivos de este estudio.
2.1. Breve descripción del mercado
a) Recursos y Capacidades de la Región
En términos generales, el recurso energético más utilizado en la región es el petróleo y
sus derivados, destacando la alta participación que tiene el gas natural en Venezuela y
Argentina, debido a que se ha alentado su consumo a precios bajísimos en comparación al
nivel de precios internacional de este insumo. (Ver figura 1)
PARTICIPACIÓN DE ENERGÍAS PRIMARIAS EN PAISES SUDAMERICANOS.
(AÑO 2005)
100%
90%
80%
70%
[%]
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Argentina
Brazil
Chile
Colombia
Ecuador
Peru
Venezuela
PAIS
Oil
Natural Gas
Coal
Nuclear Energy
Hydro electric
Figura 1: Participación de energías primarias en países Sudamericanos (2005)
Fuente: BP, 2006
En la siguiente figura se observan los principales campos gasíferos de Sudamérica, y su
nivel de reservas probadas y probables.
4
Figura 2: Principales campos gasíferos en Sudamérica
Fuente: Arthur D Little, 2006
Nota: 1 TPC = 0.028 Tm3
El siguiente gráfico muestra las reservas probadas y probables de gas natural en la
región, y su relación con la producción y consumos actuales:
Figura 3: Potencial de Integración: Relación entre Reserva y demanda proyectada por país
Fuente: Arthur D Little, 2006
Nota: 1 TPC = 0.028 Tm3
Venezuela y Bolivia son los países cuyas reservas le permiten situarse como
exportadores de gas al resto de la región. Sin embargo el 90% de las reservas venezolanas
se considera "asociado", es decir es "reinyectado" en los campos petrolíferos para mantener
la presión que necesitan los yacimientos para producir petróleo. Venezuela está importando
gas para sus necesidades internas, en continuo crecimiento a causa de lo obsoleto de las
instalaciones, y sus altos consumos residenciales e industriales.
5
Otro aspecto necesario de considerar cuando se estudia la complementariedad entre
recursos energéticos, es el potencial hidroeléctrico de los países de la región.
300
260
[GW]
250
200
150
Potencial
93
100
68
62
46
50
45
Capacidad
explotada
40
26
9
14
3
10
0
23
5
2
13
8
0
Figura 4: Potencial Hidroeléctrico y capacidad explotada al 2005 (Valores en GW)
Fuente: CIER y OLADE
No es posible desarrollar todo el potencial hidroeléctrico debido a altos requerimientos
de capital, altos costos de transmisión y requisitos ambientales cada vez más exigentes.
Sin embargo, la energía hidroeléctrica continúa siendo con gran margen la principal
fuente primaria para la generación eléctrica en la región, como se aprecia en la siguiente
figura:
Región CIER
Venezuela
Uruguay
Perú
Hidroeléctrico
Paraguay
Ecuador
Termico
Colombia
Nuclear
Autoproducción
Chile
Brasil
Bolivia
Argentina
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Figura 5: Composición del abastecimiento de energía eléctrica en 2005
Fuente: CIER
6
Sin embargo, en los últimos 12 años, la aparición de los ciclos combinados a gas natural
ha posibilitado un aumento de la capacidad de generación térmica en la zona, debido a sus
bajos costos de producción. El siguiente gráfico muestra que en el decenio 1995 – 2005, la
adición de potencia instalada en los sistemas se realiza con una alta componente térmica.
Región
CIER
Venezuela
Uruguay
Perú
Paraguay
Hidroeléctrico
Termico
Ecuador
Nuclear
Autoproducción
Colom bia
Chile
Bras il
Bolivia
Argentina
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Figura 6: Composición del aumento de potencia instalada 1995-2005
Fuente: CIER
El siguiente gráfico muestra la participación total de los distintos tipos de generación
eléctrica en la región de países asociados a CIER (Comisión de Integración Energética
Regional, participan 10 países de Sudamérica).
Figura 7: Resumen de la distribución de la potencia instalada y generación anual 2005, entre los tipos de
insumos utilizados (año 2005)
Fuente: CIER
7
b) Demanda y Oferta de energía en la Región
Para efectos de análisis, conviene dividir Latinoamérica en 5 sub-regiones (OLADE):
•
•
•
•
•
México
América Central
Caribe
Países Andinos (CAN: Colombia, Venezuela, Ecuador, Perú y Bolivia)
Cono Sur (Brasil, Paraguay, Uruguay, Argentina, Chile)
Los siguientes gráficos muestran la evolución de las demandas y generaciones de
electricidad en las sub-regiones, y del consumo y producción de gas natural, en escenarios
de baja integración energética entre los países, y de alta integración. OLADE ha estimado
que la diferencia entre estos escenarios equivale a un aumento de 1% del PIB para el caso
con alta integración energética en gas natural y electricidad, por sus efectos positivos en la
competitividad y crecimiento.
Figura 8: Proyección del consumo de Energía Eléctrica [TWh]
Fuente: OLADE, 2006
8
Figura 9: Proyección de la generación de Energía Eléctrica [TWh]
Fuente: OLADE, 2006
Figura 10: Proyección del consumo de gas natural [109 m3]
Fuente: OLADE, 2006
9
Figura 11: Proyección de la producción de gas natural [109 m3]
Fuente: OLADE, 2006
Si observamos el consumo per-cápita de electricidad en la siguiente figura, se observa
que si bien ha aumentado en la última década, todavía es muy inferior al de países
desarrollados, por lo que existe un amplio margen de crecimiento lo que constituye un
importante desafío energético para sostener el progreso de las sociedades de la región.
América del Sur
Venezuela
Uruguay
kW h/hab año 2005
Perú
Paraguay
Ecuador
kW h/hab año 1995
Colombia
kWh/hab
USA 13 200
Japón 8 200
Chile
Brasil
Bolivia
Argentina
0
1000
2000 3000
4000
5000
Figura 12: Consumos per-cápita en países de la región (años 1995 y 2005) en KWh/habitante.
Fuente: OLADE, 2006
c) Comercialización internacional de electricidad y gas
Durante la década de los 90, se desarrollaron diversas iniciativas de interconexiones de
gas y electricidad. Diversos fueron los acuerdos internacionales que se alcanzaron en la
materia, a nivel de la Región Andina (Decisión CAN 536 de 2002), Centroamérica (Tratado
Marco) y MERCOSUR (Decisión CMC 10 de 1998).
10
c.1) Intercambios eléctricos
En el año 2004, los intercambios de electricidad a través de las interconexiones
representaron un 0,7 % L5,7 GWh / 793 GWhN de la demanda de energía en
Sudamérica.
Si se utilizase la totalidad de potencial de estas interconexiones, este valor
llegaría al 4 %. Para el 2010 se prevé que el intercambio de energía entre países
llegue al 7% de la energía generada. Esta situación se muestra en el siguiente gráfico:
Figura 13: Energía Generada versus Energía por Interconexiones en Sudamérica (2004)
Fuente: CIER
Al año 2004, se disponía en Sudamérica de una reserva de potencia del 41 %. La
potencia de las interconexiones equivale a un 4% de la demanda de potencia, y se
prevé que este valor llegue al 7% en el 2010. Esta situación se muestra en el
siguiente gráfico:
Figura 14: Potencia instalada versus Potencia por Interconexiones en Sudamérica (2004)
Fuente: CIER
11
Para efectuar el intercambio eléctrico, se han construido diversos sistemas de
transmisión. En las siguientes figuras se muestran las centrales multinacionales y
redes de interconexiones entre países al año 2005.
60 Hz
50 Hz
Figura 15: Mapa de centrales multinacionales y redes de interconexión entre países
de Sudamérica al año 2005
Fuente: CIER
12
Figura 16: Tabla de centrales multinacionales y redes de interconexión entre países
de Sudamérica al año 2005
Fuente: CIER
c.2) Intercambios gasíferos
Entre las décadas de 1960 y de 1990, las exportaciones de Bolivia a Argentina
fueron los únicos casos de intercambio en base al gas. La expansión de la generación
térmica con gas natural dio lugar a una ampliación en el comercio regional de gas
natural, con Bolivia y Argentina como exportadores. Entre 1996 y 2002 se
construyen 7 gasoductos Argentina - Chile, Gasoducto Bolivia - Brasil (3150 km),
Gasoducto Argentina - Brasil y Gasoducto Argentina – Uruguay.
La siguiente figura muestra los intercambios de gas alcanzados en el período en
millones de metros cúbicos por día.
13
MMm3/d
36.2
3
24
5,5
111
0,4
15
Figura 17: Intercambios en el Mercado regional de Gas Natural al año 2004
Fuente: CIER.
Sin embargo, desde comienzos de la presente década ha surgido una crisis en los
procesos de integración, originada en variados factores:
•
Incremento significativo en los precios del petróleo (del orden de 70 US$/barril)
y del precio internacional del gas que puede alcanzar valores que superan a los 7
US$/MMBTU.
•
Inestabilidad política/económica en los países de la región, donde ha existido
retroceso de los procesos liberalizadores iniciales, como en Bolivia y Argentina.
Ello ha tensionado las perspectivas de integración entre Bolivia-Brasil y
Argentina-Chile, llegando a situaciones de ruptura unilateral de contratos de
largo plazo.
Ello ha impulsado a Chile y Brasil a considerar alternativas de abastecimiento
que incluyen el uso de GNL y biocombustibles para diversificar sus fuentes de
energéticos.
Para el intercambio gasífero en la región, se han construido diversos gasoductos.
En las siguientes figuras se muestra la red de gasoductos actual.
14
Figura 18: Mapa de la red de gasoductos de Sudamérica al año 2005
Fuente: CIER
15
Figura 19: Tabla con las características de la red de gasoductos de Sudamérica al año 2005
Fuente: CIER
d) Resumen por país de la situación actual de abastecimiento en la región (Fuente:
CIER)
Argentina:
• Restricciones en la inyección y transporte de gas han aumentado los costos
• Incertidumbre de algunos agentes sobre seguridad de abastecimiento por falta de
capacidad de generación
• Inversiones privadas en generación se han reducido y el estado emprende o
promueve proyectos (1600 MW en ciclos combinados, elevación de cota de
Yacyretá, Atucha II)
Bolivia:
• Ha emprendido la renegociación de los precios de exportación del gas y de los
contratos de concesión con las empresas petroleras
• Requiere la consolidación de la nueva situación y grandes inversiones para seguir
ampliando la exportación de gas natural
Brasil:
• En 2001 enfrentó una grave crisis de abastecimiento
16
•
•
•
A partir de 2004 ha desarrollado un nuevo modelo regulatorio con la expansión
planificada mediante subastas centralizadas para la construcción de nueva capacidad
La construcción de los grandes “proyectos estructurantes” hidráulicos requiere altas
inversiones y resolución de problemas ambientales
La disponibilidad de gas natural es aún limitada
Colombia:
• La vulnerabilidad al fenómeno de El Niño es menor que en el pasado gracias a la
expansión térmica, pero aún genera algunas incertidumbres
• Para garantizar la expansión en la generación se acaba de aprobar una nueva
metodología para el Cargo por Confiabilidad que mejora la remuneración de los
generadores
Chile:
• El 72% del consumo bruto de energía primaria proviene de importaciones (petróleo,
carbón, gas natural). En los últimos 10 años, la participación del gas natural en la
generación eléctrica pasó del 0% al 36%.
• La reducción del suministro de gas argentino ha aumentado los precios y obligado a
una estrategia de diversificación (GNL, carbón, fuentes renovables)
• Cambio regulatorio establece licitaciones a largo plazo de los distribuidores para
obtener contratos de abastecimiento
Ecuador:
• La falta de capacidad de generación ocasiona problemas en los períodos de estiaje,
solucionados parcialmente con importaciones (TIEs) de Colombia. El gobierno lanza
un plan de emergencia de ahorro energético.
• El aumento del consumo se dará sobre todo en el sector industrial con un 7,9% en los
próximos 10 años. Están previstos nuevos proyectos de generación,
fundamentalmente hidroeléctricos, a los que se agrega el segundo enlace con
Colombia (Enero/2007) y la operación de la interconexión con Perú.
Paraguay:
• Las centrales binacionales podrían asegurar abastecimiento ilimitado, pero existen
problemas de transmisión
• El precio de la capacidad de las binacionales ha generado interés en proyectos
alternativos.
• El Plan Estratégico del Sector Eléctrico de ese país prevé la inserción del gas natural
a la matriz energética nacional, para lo cual se está trabajando en la búsqueda de
yacimientos económicamente rentables y el desarrollo de proyectos de integración
gasífera con Bolivia.
Perú:
• La sequía del año 2004, con distribuidoras sin contratos, suscitó dudas sobre la
seguridad del abastecimiento. Cambio regulatorio importante para asegurar
inversiones de generación: ley 28832 de julio de 2006.
• Se espera encontrar más gas en Camisea, llevando a ahorros en el precio de
electricidad e incorporando nuevos proyectos de generación con esta fuente.
Uruguay:
• El retraso de inversiones hace vulnerable al sistema ante la sequía.
• Carencia de fuentes fósiles nacionales y de nuevos proyectos hidráulicos dificulta la
expansión.
17
Venezuela:
• El país posee enormes recursos en fuentes primarias pero requiere grandes
inversiones en capacidad de generación y abastecimiento de gas. Existen
restricciones a la disponibilidad de gas para generación térmica en la zona
occidental.
• Para un escenario alto, se prevé que los requerimientos de generación se incrementen
en un 37% para el 2012. Ya se tiene previsto instalar 4.140 MW en los próximos dos
años
2.2. Breve descripción de la crisis energética Chile-Argentina
Tras la pasificación y el congelamiento de los precios internos regulados del gas natural
durante 2002 en Argentina, ese mercado presentó un creciente desequilibrio entre oferta y
demanda. La distorsionada señal de precios produjo un fuerte aumento del consumo, al mismo
tiempo que desincentivó la realización de inversiones en mayor capacidad de producción y
transporte de combustible.
Para manejar el problema de desabastecimiento interno, el gobierno argentino intervino el
mercado de gas natural en marzo de 2004. Mediante la Resolución N° 265 y la Disposición N°
27, se suspendió indefinidamente la entrega de nuevos permisos de exportación y se estableció
programas de corte en la producción y transporte de gas natural destinado a exportación,
limitando a cada cliente a no sobrepasar la demanda del año anterior. Esto creó incertidumbre en
la continuidad de los envíos de gas natural hacia Chile.
En Junio del 2004, se dictó la Resolución N° 659 que flexibilizó la administración de los
cortes, ordenando a los productores redireccionar el gas suficiente para cubrir la demanda
interna. Ello dio origen a numerosas operaciones de “swaps” en que generadores chilenos
accedían al gas argentino a cambio de cubrir los costos adicionales de reemplazar esta
generación con combustibles alternativos en el mercado argentino.
Cabe mencionar que en invierno aumenta la demanda de gas natural en Argentina para
calefacción y generación de energía eléctrica.
En mayo del 2005 se emitió la Resolución N° 752, orientada a modificar los esquemas de
comercialización de gas natural en el mercado mayorista argentino.
En Argentina, algunas medidas tomadas por el gobierno para reducir la falta de gas han sido:
importación de gas desde Bolivia, importación de fuel-oil para generación eléctrica, importación
de energía eléctrica desde Brasil y la búsqueda de acuerdos para aumentar la capacidad de
transporte interno de gas natural.
Esta situación sorprendió a Chile con una alta dependencia del gas natural argentino, tanto
para consumo final, generación eléctrica actual y también futura. Cabe señalar que los planes de
expansión del sistema de generación estaban casi completamente basados en unidades de gas
natural al menos para los próximos 10 años. Esta situación de disponibilidad y bajos precios se
interrumpió abruptamente, y el país debió comenzar a soportar las consecuencias de la escasez
del insumo y a prepararse tanto operativa como regulatoriamente para un cambio en la matriz
energética nacional.
En la siguiente sección se resumen las principales consecuencias que ha tenido para Chile
esta crisis de abastecimiento de gas.
18
2.3. Situación actual: cambios gatillados por la crisis
Como se aprecia en el siguiente gráfico, el nivel y profundidad de las restricciones de gas
argentino han ido en aumento año a año.
Figura 20: Restricciones en suministro de gas natural desde Argentina a Chile.
Fuente: CNE, 2007
Las principales consecuencias que ha ocasionado en Chile han sido:
a) Encarecimiento de la operación del sistema eléctrico de generación. Ello se debe a la
obligación de usar combustibles alternativos, incluso petróleo diesel, para abastecer la
demanda. Se refleja en un aumento de los costos marginales de energía en períodos de
restricción, y en una presión al alza de los precios de nudo, pero que no se reflejaba en
rápidos ajustes debido a la “inercia” que impone la banda de comparación con los precios a
clientes libres.
Esta “rigidez” del sistema de precios desalentaba el inicio de nuevos proyectos de
generación, ya que si se volvía a contar con gas barato, los costos marginales y los precios
de nudo caerían nuevamente.
Este riesgo de precio fue corregido por la aprobación de la ley Nº 20018, que dio certezas a
los inversionistas con precios de largo plazo en las licitaciones a distribuidoras. Además, se
flexibilizo la banda de precios libres para admitir shock de costos, lo que ha permitido que el
precio de nudo haya subido un 60% entre abril del 2004 y abril del 2006.
19
b) Se estableció que la ausencia de gas no era motivo de fuerza mayor para no dar
suministro, y se castigan la potencia firme de las centrales que no pueden operar con
combustible sustituto.
c) Se encargo a ENAP liderar un proyecto de planta regasificadora de gas natural licuado,
para dejar de depender del gas argentino. Dicho proyecto tiene fecha de entrada a mediados
del año 2009.
d) Se da mayor autonomía a los CDEC, dando estabilidad a sus ejecutivos.
e) Se abre posibilidad de que generadores ofrezcan incentivos a disminuir consumos, lo que
puede ser útil en períodos de estrechez.
f) Usuarios industriales han debido respaldar sus operaciones con turbinas de emergencia.
g) Se incentiva el desarrollo de ERNC y PMG a través de acceso al mercado de clientes
finales, subsidios en etapas de estudios, y otros, para diversificar la matriz energética.
h) Los nuevos contratos de grandes clientes libres, han venido de la mano de la adición de
generación nueva, básicamente a carbón, para respaldar los contratos.
20
3. El mercado internacional del gas natural
El mercado de gas natural es actualmente un mercado emergente, con mucho potencial aún
por desarrollar. En la medida en que el mismo logre gradualmente el status de “commodity” (bien
transable) comercializado globalmente, como lo es el petróleo, tendrá impactos significativos en la
economía mundial, con mayores oportunidades pero también mayores riesgos, interdependencias y
alineamientos geopolíticos.
3.1. Oferta y demanda mundial
En 2005 el mundo demandó 7.500 millones de metros cúbicos por día (MMm3/D) de gas
natural. El desglose de esta demanda considerando los mayores consumos es el que se aprecia
en la figura 21. En el Cono Sur (Argentina, Brasil, Chile, Perú y Bolivia) Argentina representa
más de la mitad del porcentaje.
EEUU
23%
Resto del
Mundo
41%
Unión Europea
18%
Cono Sur Rusia
3%
15%
Figura 21: Consumos mundiales de gas natural
Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2006
Debido principalmente a su menor contaminación ambiental, abundancia, menor costo y
mayor nivel de eficiencia en la generación térmica, el crecimiento del consumo de gas natural
en los últimos 25 años ha sido del 3.1% por año en promedio, excediendo el consumo de otras
fuentes energéticas como el petróleo y el carbón, cuyo crecimiento ha sido de 1.1% y 1.9%
respectivamente. Éste crecimiento se muestra en la figura 22 a continuación.
Trillones de metros cúbicos
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
1990
1995
2000
2003
Figura 22: Consumos Mundiales de Gas Natural
Fuente: Energy Information Administration (EIA)
21
Los consumos mundiales mencionados anteriormente, son destinados principalmente al
sector industrial y al sector eléctrico, con un 44% y el 31% respectivamente, de la demanda
total.
La tendencia alcista de las demandas o consumos, está acompañada de una tendencia al
aumento en cuanto a las reservas probadas y probables de gas natural a nivel mundial.
Afortunadamente para el creciente mercado, ésta es una tendencia que se ha mantenido
históricamente. A pesar de los altos niveles de consumo, esta tendencia alcista en cuanto a
reservas de gas natural, ha permitido mantener una alta tasa reserva-producción, la que
considerando cifras mundiales es de 66.7 años (“Worldwide Look at Reserves and Production,” Oil &
Gas Journal, Diciembre 19, 2005).
Así, por ejemplo, al 1 de Enero de 2006, existían un estimado de 173.1 trillones de metros
cúbicos (Ver figura 23). Lo anterior representa un 1% más que las reservas probadas un año
antes (BP Statistical Review of World Energy, Junio 2005). El mayor aumento en reservas de gas natural
fue hecho en Irán (Ver tabla 1). Otros países como Arabia Saudita, Noruega, Nigeria e
Indonesia, presentan considerables aumentos en sus reservas. Por el contrario, países como
Bangladesh, Argentina, Taiwán, Alemania e Inglaterra, presentan disminuciones en sus
reservas.
Irán
Arabia Saudita
Noruega
Nigeria
Indonesia
TCM
0.9
0.2
0.3
0.26
0.2
% Reservas Anteriores
3%
3%
14%
5%
8%
Bangladesh
Argentina
Taiwán
Alemania
Inglaterra
TCM
0.17
0.09
0.06
0.03
0.03
TCM = Trillion Cubic Meters
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
América Central y
Sudamérica
Norteamérica
Africa
Eurasia
Medio Oriente
19
80
19
82
19
84
19
86
19
88
19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
20
06
TCM
Tabla 1. Mayores aumentos y disminuciones en reservas mundiales
Fuente: Oil & Gas Journal 2006
0
10
20
30
40
50
60
70
80
* Eurasia representa la unión de los países europeos y asiáticos, sin incluir al Medio Oriente.
Figura 23: Reservas Mundiales de Gas Natural. En detalle al año 2006
Fuente: Oil & Gas Journal
En base a las últimas proyecciones hechas por la U.S. Geological Survey (USGS), existe un
volumen significante de reservas de gas natural por descubrir. A nivel mundial, se estiman unos
120 TCM no descubiertos.
En cuanto a la producción de gas natural, los países con la mayor participación son Rusia,
Estados Unidos y Canadá, con 0.6, 0.54 y 0.19 TCM al año. Haciendo una mirada por regiones,
Europa es el continente de mayor producción, considerando las cifras al 2005 tal como se ve en
la figura 24.
22
América Central y Sudamérica
0,12
Africa
0,14
Asia
0,32
Europa
1,1
Norteamérica
0,77
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
TCM
Figura 24: Producción de gas natural por región. Año 2005
3.2. Factores que fijan el precio mundial: Henry Hub
En la región y en el mundo, el gas natural continúa manteniendo el atractivo propio de un
hidrocarburo eficiente y no contaminante, con una fuerte opción para modificar la matriz
energética en los países, reduciendo con ello, la dependencia de otros hidrocarburos que no
presentan iguales ventajas. Latinoamérica, no escapa del interés y crecimiento de la oferta y
demanda de este hidrocarburo, generando con ello, análisis e interés en lo que respecta al precio
que éste debería tener.
El alza mundial de los precios del petróleo, ha llevado a que el precio del gas natural
también suba o esté sujeto a reajustes. La correlación entre los precios del gas y los precios del
petróleo se explican, entre otras cosas, por el hecho de que estos dos energéticos se sustituyen
entre sí, especialmente en el sector eléctrico, por ello muy difícilmente se puede hablar de una
desconexión entre los precios de estos dos combustibles.
Asimismo, en general, los precios de gas, aún se pueden considerar regionales debido a que
no existe un mercado mundial unificado de gas, sino en cambio, un mercado segmentado en el
cual los precios se establecen considerando tanto las características de la oferta y la demanda,
así como la oportunidad del mercado local y regional. Sin embargo, la tendencia a que sea
considerado un commodity esta por llegar ya que el transporte de gas natural licuado (GNL) en
el mundo, presenta actualmente un porcentaje de crecimiento del 7 %; y se espera se duplique
en los próximos años, con lo que la determinación de precios deberá tomar en cuenta el
desarrollo de esta tecnología. Actualmente en el mundo, sólo el 23% del comercio de gas
natural se realiza a través de GNL, el resto se lo hace por gasoductos.
En cuanto a la determinación de precios del gas, la literatura económica muestra que cuando
existe un mercado competitivo, como en el caso de los EEUU e Inglaterra, el comercio del gas
presenta un precio “director” (price maker) el cual es definido por los precios de corto plazo (los
precios spot, de Henry Hub o de NBP, Nacional Balancing Point) o por las cotizaciones
estandarizadas de los mercados de la bolsa Nymex (EEUU) o IPE (Inglaterra). Estos precios,
reflejan la oferta y la demanda del mercado. Incluso en mercados desregulados como es el caso
de los anteriores, existe una relación entre el precio del gas y el del petróleo, debido a que el
precio del gas es influenciado directamente vía indexaciones con combustibles concurrentes.
En el caso de los monopolios, muchas veces, el método utilizado para la fijación de precios
es el valor netback de mercado, es decir, que los costos de transporte y de distribución son
23
deducidos del precio medio de las energías concurrentes en el mercado final. Como en Francia,
Bélgica, Holanda, España e Italia.
En el mercado del gas natural, existen contratos de compraventa de mediano o largo plazo,
los cuales se establecen antes de invertir cualquier suma importante de dinero en la fase de
explotación.
Tales contratos contienen obligaciones firmes de entrega y toma del gas, respaldadas por
garantías de pago en el caso de incumplimiento de esas obligaciones (llamadas “deliver-or-pay”
y “take-or-pay”, respectivamente). Los precios del gas suelen fijarse en base a fórmulas o
indexaciones de manera que perduren el término completo del contrato, los cuales comúnmente
llegan a 20 años o más, especialmente en el caso de proyectos integrados con transporte y
consumo (como por ejemplo el suministro dedicado a una termoeléctrica).
En los años 50, cuando se empezaron los intercambios gasíferos a grandes distancias,
particularmente Estados Unidos y Europa utilizaron ésta última técnica de contratos a largo
plazo. Hoy en día, estos mercados funcionan en forma dual, utilizando técnicas de tarificación a
largo plazo o tarificando a precio spot.
En el caso latinoamericano los precios del gas natural, por lo general, se obtiene de la suma
de los precios de gas en boca de pozo, más las tarifas de transporte (en función de las distancias
y volúmenes) y las tarifas de distribución. En otros casos, los precios resultan de una
negociación bilateral entre los países involucrados.
Un dato interesante es el que se obtiene al momento de comparar los precios de los distintos
combustibles. El mejor método es usar una comparación en base al precio en dólares requerido
para obtener un MBTU (Ver tabla 2). De esta forma se está comparando en función de un
mismo parámetro. Con esto, tal como podemos observar en la siguiente tabla, con datos del
sector de generación eléctrica en Estados Unidos de Henry Hub para el gas y Platt’s para los
otros combustibles, el gas natural queda en el tercer lugar considerando carbón, petróleo y
bencina.
Dic-05
Ene-06
Feb-06
Mar-06
Gas Natural Carbón Diesel Fuel - oil
8,83
2,14
11,76
6,36
6,92
3,32
13,57
6,66
7,24
3,32
13,57
7,15
6,93
3,32
13,94
7,84
Tabla 2: Precios de combustible en US$/MBTU
Fuente: OLADE, Enero 2007
Por tanto, el carbón al ser el combustible mas barato, sería el que se debería utilizar para
generación eléctrica. Sin embargo, los factores ambientales no lo hacen competitivo y su uso se
ve limitado.
Ahora, considerando los usos de estos combustibles para generación eléctrica, se hicieron
estudios donde se busca el valor que debería tener el gas natural para poder competir con una
central hidroeléctrica, a carbón, diesel o fuel oil, considerando las eficiencias, costos de
construcción de la central y otros, utilizando una tasa de descuento apropiada. Los resultados
arrojan los datos mostrados en la figura 25. El valor del gas natural para competir con una
central hidroeléctrica, que es la que obtiene el menor valor, tiene que ser menor o igual a 3.6
US$/MMBTU. Esto se puede observar en el siguiente gráfico.
24
16
14
US$/MBTU
12
10
8
6
4
2
0
Hidro
Diesel
Carbón
Fuel - Oil
Figura 25: Máximo precio del gas para generación eléctrica
Fuente: OLADE, Enero 2007
Especialmente en el caso hidroeléctrico, estos precios no consideran el factor estocástico de
disposición del agua. En periodos de sequía, por más que el precio competitivo del gas versus
agua sea cercano a los US$3, el costo del agua varía debido a su escasez. En consecuencia, es
más correcto comparar el gas natural con otros combustibles de su misma categoría, como son
los combustibles usados en generación térmica. En el caso chileno, el gas natural entra en
directa competencia con el carbón. La diferencia es que en estos momentos debido a la
disponibilidad del carbón, está siendo más usado que el gas natural. En conclusión, el análisis de
precios comparativos tiene el supuesto de disponibilidad de los recursos.
El Henry Hub
Tal como se dijo anteriormente, en mercados competitivos como EEUU se utilizan precios
directores, como es el caso del precio Henry Hub.
El Henry Hub es el mercado spot y de futuros de gas natural más grande de los Estados
Unidos. Muchos intermediarios de gas natural también emplean el Henry Hub como su punto de
entrega física del contrato o su precio de comparación para sus transacciones spot de gas
natural.
Este Hub interconecta nueve gasoductos interestatales y cuatro intraestatales. En conjunto,
estos gasoductos dan acceso a los mercados de las regiones del Medio Oeste, Noreste, Sureste y
Costa del Golfo. El gasoducto Sabine está conectado a 13 gasoductos más de fuera del Henry
Hub. Sabine tiene actualmente una capacidad de transporte de 51 millones de metros
cúbicos/día a través del Henry Hub (capacidad máxima en condiciones óptimas).
El precio spot del Henry Hub y el precio en la boca del pozo refleja las condiciones de
suministro y demanda para dos facetas distintas del mercado del gas natural. Este precio spot se
refiere a las transacciones para entregas a realizar al día siguiente que ocurren en la planta de
tratamiento de gas de Henry y está medido aguas abajo del pozo, después de que los líquidos del
gas natural han sido eliminados y el coste de transporte ha sido incurrido. (Los líquidos de gas
natural son esencialmente los hidrocarburos que se pueden extraer en forma líquida del gas
natural tal como se produce, típicamente etano, GLP y pentanos, aunque habrá también algunos
hidrocarburos pesados). En contraste, el precio en la boca del pozo incluye el valor de los
líquidos del gas natural y se refiere a todas las transacciones que ocurren en los Estados Unidos,
incluyendo por consiguiente los compromisos de compra de cualquier duración.
25
3.3. Reservas probadas, probables y posibles
Cuando se hace una estimación de reservas de gas natural, siempre es necesario aclarar cuál
es el grado de certeza con que se hacen esas estimaciones. El método que adopta la industria en
todo el mundo es clasificar las reservas como “Probadas”, “Probables” y “Posibles”.
La reservas probadas tienen una certeza prácticamente absoluta, casi no hay dudas de que
existen. Los expertos dicen que hay un 90% de probabilidad de que realmente están bajo tierra.
Las reservas probables, en cambio, son algo más inciertas, generalmente se asocian a zonas de
los campos productores que están alejadas de los pozos que ya existen y de las que se conoce
poco, la probabilidad de que la suma de reservas probadas más probables sea del tamaño que se
las plantea es del 50% en este caso.
Finalmente, las reservas posibles son aún más dudosas y fruto de cálculos extremadamente
optimistas, a tal punto que su existencia es más cuestionable, la probabilidad de que la suma de
reservas probadas más probables más posibles sea del tamaño que se plantea es de sólo el 10%.
Cuando se hacen grandes inversiones en gasoductos, LNG, GTL, termoeléctricas, etc., con
el propósito de capitalizar las reservas y también para que los proyectos sean sostenibles en el
tiempo, generalmente se hacen verificando que la suma de reservas probadas más probables sea
suficiente para una vida de los proyectos de 20 a 30 años.
3.4. Productos Sustitutos
Desde el punto de vista de generación, los productos sustitutos al gas natural son los
combustibles utilizados con anterioridad a éste: carbón, petróleo, fuel-oil. No se considera como
producto sustituto al agua, debido a que es un elemento renovable, además de que no es
utilizado como combustible sino que es un elemento mediante el cual es posible generar
electricidad, tal como el viento, sol o geotermia.
La oferta de estos elementos es relativamente estacionaria. En el caso del petróleo, la oferta
depende altamente de su demanda en los grandes países como Estados Unidos y Europa,
especialmente en las épocas invernales donde su uso presenta una gran alza. De la tasa de
producción de los grandes productores y de las medidas tomadas por la OPEP. Todo lo anterior
influye fuertemente en las variaciones de precio. El carbón depende de la producción de este
más que de su consumo. Esto se debe a que su uso esta en decadencia frente a otros
combustibles, especialmente el gas natural. Una de las grandes razones de la baja en la demanda
es por factores medio ambientales.
Finalmente es interesante volver a las comparaciones hechas en el punto anterior, donde se
hace un paralelo entre todos estos combustibles y se analizan en función de su eficiencia (Precio
del combustible por BTU generado), lo que da una idea real sobre que combustible es
preferible.
26
3.5. Panorama Futuro
Considerando toda la información de los apartados anteriores, es claro que conocer o estimar
el panorama futuro del mercado del gas natural resulta muy relevante, además de revisar lo que
ocurrirá con los mercados de los productos sustitutos.
Tomando los datos de la investigación del EIA (System for the Análisis of Global Energy
Markets, 2006), se espera que a futuro el gas natural continúe siendo la fuente energética de
mayor preferencia en muchas regiones del mundo, con un crecimiento de 2.4% anual hasta el
2030 (Ver figura 26), levemente inferior al del carbón, 2.5% y superior al petróleo, 1.4%. Como
resultado de lo anterior, el porcentaje de participación del gas natural en la matriz energética
mundial, aumentará de un 24% (2003) a un 26% (2030).
6
5
TCM
4
3
2
1
0
2003
2010
2015
2020
2025
2030
Figura 26: Proyección Demanda Mundial al 2030
Fuente: EIA
Del consumo total de gas natural, el sector industrial cuenta con un 44% y el sector eléctrico
con un 31%. Las proyecciones al año 2030 indican que estos sectores crecerán a una tasa del
2.8% y un 2.9% anual, respectivamente. (Ver figura 27)
3
2,5
TCM
2
Industrial
Eléctrico
1,5
Otros
1
0,5
0
2003
2010
2015
2020
2025
2030
Figura 27: Proyección de consumo de GN según sector de consumo
Fuente: EIA
A pesar del rápido crecimiento del gas natural proyectado al año 2030, en el sector eléctrico
el carbón se mantiene por lejos como el combustible principal para la generación eléctrica.
Es importante considerar en estas proyecciones de crecimiento, que típicamente los
yacimientos de gas no son desarrollados y comercializados sino hasta mucho tiempo después de
su descubrimiento.
27
Además, los yacimientos de gas frecuentemente no tienen viabilidad comercial a no ser que
sean ricos en líquidos asociados, estén localizados cerca a un mercado existente, o sean de gran
magnitud en reservas. Una parte importante de las mayores reservas del mundo, ubicadas en
Rusia (47.8 TCM), Irán (26.7 TCM) y en Qatar (25.8 TCM), no son comerciales debido a su
lejanía de los centros principales de consumo. En el caso del principal yacimiento de Perú,
Camisea (con 0.34 TCM probadas), tuvieron que pasar dos décadas desde su descubrimiento
para que logre entrar en producción (y por ahora principalmente reciclando el gas natural para
producir los líquidos asociados).
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
América Central y
Sudamérica
Norteamérica
Africa
Crecimiento
Reserva
Gas Natural
No
Descubierto
Eurasia
Reservas
Probadas
TCM
En cuanto a las reservas de gas natural, existe un estimado 120 TCM en reservas no
descubiertas. Cifra ligeramente mayor a la estimación del consumo acumulativo del recurso al
año 2030. (Ver figura 28)
Medio Oriente
Figura 28: Reservas Probadas y No Descubiertas de GN al año 2025
Fuente: US Geological Survey
Al año 2025 se estima que se agregará un total de 66.5 TCM a las reservas actuales de gas
natural.
Considerando los datos entregados por la proyección, resulta claro que el mercado de este
combustible tiene un crecimiento sostenible. Las cifras de las tasas reserva-producción son a lo
menos mayores a 50 años, con un promedio de 66.7 años; las reservas por descubrir son
considerables, y los precios del recurso son competitivos considerando sus sustitutos, además
del plus que tiene el gas natural en cuanto a los beneficios de su uso medioambientalmente
hablando. Lo anterior no será posible, si no va acompañado de la inversión requerida para el
desarrollo del mercado.
28
4. Evaluación de la situación actual de los mercados electro-gasíferos
4.1. Análisis del mercado chileno
Chile posee recursos energéticos domésticos limitados. En consecuencia, el país debe
importar el grueso de sus necesidades energéticas. La confianza cada vez mayor de Chile en las
importaciones de energía, particularmente de gas natural, no ha sido sin consecuencias. En abril
del año 2004, Argentina comenzó a restringir exportaciones del gas natural a Chile, con cortes
que han alcanzando recientemente casi el 100 por ciento de volúmenes contratados. Chile, en
cambio, comenzó a reconsiderar su política energética, que, antes de las restricciones de
importación, había asumido un uso creciente de importaciones de gas natural y de energía desde
Argentina. Mas aún, Chile ha comenzado a investigar otras fuentes de gas natural, tales como el
gas natural licuado (GNL) o gas por cañerías desde otros países.
4.1.1. Red de transporte: interconexiones nacionales e internacionales
Sistema doméstico
ENAP opera una red de las tuberías de gas natural que conectan campos de producción en el
pozo de Magallanes, con el centro de consumo importante.
Gasoductos de importación
Siete gasoductos, todos construidos a finales de los años 90, conectan Argentina con Chile.
Tres en el sur: Tierra del Fuego, El Cóndor-Posesión, y Patagonia abastecen las plantas de
metanol operadas por Methanex, el productor más grande de metanol del mundo. Methanex
exporta la mayor parte de su producción a Norteamérica y Asia. Las plantas de Methanex han
sido afectadas por la interrupción de las importaciones de gas natural desde Argentina, forzando
algunas plantas a cerrar o reducir su funcionamiento.
En el norte, el gasoducto de GasAtacama viene desde Cornejo, Argentina, a Mejillones,
Chile. De propiedad de Endesa y la estadounidense CMS, este gasoducto abastece a la central
eléctrica Nopel perteneciente a esta sociedad. También en el norte está el gasoducto NorAndino,
que corre paralelo al de GasAtacama. En la región central, el gasoducto GasAndes, conecta el
pozo de Neuquén en Argentina con Santiago de Chile. También en la región central, el
Gasoducto del Pacífico, conecta Neuquén con Chile central a la altura de Concepción. Sus
principales dueños son TransCanadá, El Paso, y Gasco, y abastece a distribuidores municipales
y centrales eléctricas de gas. En abril de 2006, el consorcio de Gasoducto del Pacifico entregó
un estudio de impacto ambiental para una extensión del sistema para conectar la línea
interurbana principal con la central eléctrica de Campanario en Cabrero. (Ver tabla 3)
Gas Atacama, Salta - II Región
Nor Andino, Salta - II Región
Gas Andes, Mendoza - RM
Gas. Del Pacífico, Cullen - VII Región
Bandurria, Tierra del Fuego
Condor - Posesión, XII Región
Dungenes - Dau2, XII Región
Longitud (Km) Capacidad (MMm3/día)
930
8.5
7
465
9
531
10
2
2
2.8
Tabla 3. Longitudes y capacidades conexiones Argentina-Chile
Fuente: Informe Energético 2004, OLADE
29
4.1.2. Equilibrios de mercado: Oferta y Demanda
Mercado de gas natural
De acuerdo a la revista “Oil and Gas Journal” (OGJ), Chile tenía 98 mil millones de metros
cúbicos de reservas probadas del gas natural a enero del año 2006. El país tiene poca producción
doméstica, sumando 1.08 mil millones de metros cúbicos en 2004. ENAP controla toda la
producción de gas natural en Chile, que ocurre sobre todo en pozos de Magallanes. Chile ha
explorado vigorosamente el país para encontrar reservas del gas natural, pero hasta ahora sin
éxitos significativos.
A pesar de su carencia de reservas domésticas, el consumo de gas natural de Chile se ha
multiplicado en estos últimos años. Históricamente, la baja producción doméstica limitaba el
consumo, con el gas natural constituyendo solamente un 8 % del consumo de energía total
(TEC) en 1996. Una combinación de aumento de la demanda energética, preocupaciones
ambientales, y de falta de confiabilidad de la hidroelectricidad incitó el gobierno chileno a
reconsiderar su política energética y animar el uso del gas natural. Para tal efecto, Chile
comenzó importaciones a gran escala de gas natural por primera vez en 1997; desde entonces, el
consumo de gas natural del país ha aumentado en un promedio de 21.7 % al año, alcanzando
8200 millones de m3 y el 26 % de TEC en el año 2004.
Figura 29: Consumo y producción de gas natural en Chile
Fuente: EIA
El principal usuario de este insumo, ha sido el sector de generación eléctrica, como se puede
apreciar en el siguiente gráfico:
30
USO DE GAS NATURAL EN CHILE
9000
8000
7000
MMm3
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
AÑO
Transporte
Industrial y Minero
Comercial, Público y Residencial
Generacion Eléctrica
Figura 30: Uso de gas natural en Chile hasta el año 2004 (en MMm3)
Fuente: CNE, Chile
Mercado Eléctrico
La introducción del gas natural, tuvo un fuerte impacto en el sector de generación de
energía, disminuyendo los costos de producción y las tarifas a clientes finales. Según se aprecia
en las siguientes figuras, la producción con ciclos combinados a gas natural, llegó a representar
un 24% de la energía total anual generada en el SIC, y un 70.9 % de la energía total anual
generada en el SING.
GENERACIÓN EN EL SIC POR TIPO DE FUENTE
45,000
40,000
35,000
[GWh]
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
0
1,996
1,997
1,998
1,999
2,000
2,001
2,002
2,003
2,004
2,005
2,006
AÑO
HIDRAULICA
CICLO COMBINADO
TERMICA EFICIENTE
TERMICA INEFICIENTE
31
GENERACIÓN EN EL SING POR TIPO DE FUENTE
14,000
12,000
[GWh]
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
1,999
2,000
2,001
2,002
2,003
2,004
2,005
2,006
AÑO
HIDRAULICA
CICLO COMBINADO
TERMICA EFICIENTE
TERMICA INEFICIENTE
Figura 31: Generación de energía eléctrica por tipo de fuente en Chile (en GWh)
Fuente: CNE, Chile
Sin embargo, la crisis del gas ha provocado un cambio en la matriz de expansión del sector,
privilegiando el uso del carbón como insumo para la generación térmica, y el GNL como medio
de respaldo. Ello provoca una disminución de la proyección de demanda de gas natural del país
para los próximos años.
Factores que afectan y/o distorsionan este equilibrio
Estos últimos años, las interrupciones periódicas en el flujo del gas natural de Argentina a
Chile han afectado el mercado chileno de gas natural. En el año 2004, la Argentina sufrió una
crisis energética, forzándolo a cortar sus exportaciones de gas natural a Chile. Desde entonces,
las exportaciones a Chile han fluctuado entre 20-50 por ciento debajo de volúmenes contraídos,
con el flujo de gas natural cesando totalmente en algunas ocasiones. Por ejemplo, Argentina
cortó totalmente las exportaciones a Chile por dos semanas en agosto de 2006. Los cortes de la
importación han causado detenciones de centrales eléctricas y de las instalaciones del metanol,
así como ha forzado a los consumidores a cambiarse a combustibles más costosos. Junto con los
cortes en volúmenes, la Argentina también ha aumentado los precios del gas natural: en julio de
2006, la Argentina aumentó su impuesto de exportación de gas natural a 45 %, a partir de un 20
% inicial. La mantención de estas dificultades estructurales en el sector del gas natural de
Argentina, podrían conducir a continuos problemas de suministro en el futuro.
Gas natural licuado (GNL)
Como se ha mencionado, Chile ha comenzado a considerar el GNL como medio para
diversificar su fuente de gas natural fuera de Argentina. En febrero de 2006, ENAP licitó por
$US 400 millones al grupo BG, la construcción de un terminal de regasificación de GNL
cercano a Quintero, en Chile central. BG ha comenzado la construcción este año y espera traer
la planta operando en el 2009. La planta tendrá una capacidad estimada de producción de 10
MMm3/d, ampliable a 20 MMm3/d. ENAP ha firmado ya contratos de abastecimiento con
grandes distribuidores. Paralelamente, SONACOL se ha iniciado un proyecto de gasoducto de
gas natural entre Santiago y Concepción, para respaldar las operaciones en el sur.
También ha habido proyecciones sobre un segundo terminal de importación de GNL. En
agosto de 2006, el gobierno chileno anunció que Codelco conduciría un esfuerzo de desarrollar
un terminal en la parte norte del país, que proveería a centrales eléctricas y a consumidores
industriales importantes. Suez también ha considerado la idea de construir un terminal norteño
del GNL.
32
4.2. Análisis del mercado argentino
El mercado del gas natural en Argentina presenta una demanda creciente, con tarifas
relativamente bajas y con una actividad económica creciente. El problema de este mercado, es
que existe un estancamiento en la oferta del recurso. Lo anterior se debe primordialmente a los
precios.
Así, se hace necesaria la inversión de privados, tanto a corto como a largo plazo, para
terminar con este estancamiento. Mientras se siguen trabajando los pozos actuales, se requiere
continuar con las exploraciones en las distintas cuencas sedimentarias, lo cual a su vez hace que
sean necesarias estas grandes inversiones.
Argentina, cuenta con 24 cuencas sedimentarias con una superficie de 1.845.000 Km2. De
estas, sólo 5 son cuencas productivas con una superficie que alcanza los 590.400 Km2 (32%),
entre ellas la cuenca de Neuquén, la Austral y la Noroeste; y el resto son no productivas
(1.254.600 Km2, 68%). Es en estas cuencas no productivas, donde existe un alto potencial
exploratorio que necesita de estímulos efectivos para alentar inversiones de alto riesgo.
Debido a los pocos incentivos a la inversión que presenta este mercado, y a la creciente
demanda, en los últimos años se han presentado variadas restricciones a las exportaciones,
especialmente a Chile. El periodo más crítico fue el vivido en Mayo del 2004, donde Argentina
había recortado sus exportaciones a Chile en un 50%.
En la tabla 3 se aprecian las exportaciones tanto a Brasil, Chile y Uruguay de los últimos
años.
Año
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Brasil
2.0
1.3
0.9
1.2
0.9
1.3
Chile
14.0
14.6
17.1
18.6
17
15.7
Uruguay
0.1
0.1
0.2
0.3
0.3
0.3
Total
16.1
15.9
18.2
20.1
18.2
17.3
compromiso
2.5
33.0
2.5
38
Tabla 4: Exportaciones de Gas Natural en Argentina en MMm3/día
Fuente: Secretaría de Energía
Debido a sus grandes reservas gasíferas, Argentina es un país donde el consumo de gas
natural es muy elevado. Se utiliza tanto en el área industrial, energética, automotriz como en el
consumo doméstico (Ver figura 32). Así, presentando altos niveles de consumo interno, más los
compromisos de envíos del recurso a otros países junto a una baja tasa de crecimiento en cuanto
a la inversión en el mercado, se asoma (de hecho se está viviendo) un panorama no muy
alentador.
33
33%
35
31%
30
Mm3/día
25
21%
20
15
9%
10
3%
5
3%
O
tro
s
C
G
N
Re
sid
en
cia
l
Co
m
er
cia
l
In
du
st
ria
l
Ce
nt
ra
le
s
0
Figura 32: Distribución por tipo de consumo 2005
Fuente: Enargas
Para paliar todo el consumo tanto interno como externo, Argentina recibe gas natural desde
Bolivia. Lamentablemente Bolivia no ha resultado ser un país estable en sus políticas, lo que ha
influido en intermitencias del transporte del gas al país trasandino.
Mercado Eléctrico
Argentina tiene el tercer mercado más grande de Latinoamérica, con una matriz energética
descansando mayormente en energía hidroeléctrica y centrales térmicas a gas. El 2004,
Argentina generó 93.9 billones de kwatt/hora (Bkwh) y consumió 90.9 Bkwh en electricidad,
con una capacidad total instalada de 30.6 gigawatts. (Ver figura 33)
5%
3%
3%
1%
Gas Natural
Petróleo
Carbón
51%
37%
Otros
Energía Hidráulica
Nuclear
Figura 33: Matriz Energética al 2005
Fuente: Secretaría de Energía
En el futuro se apunta a una mayor diversificación de la matriz energética, dada por la
construcción de centrales térmicas con uso de carbón y diesel, además de la construcción de
centrales hidroeléctricas (Yacyretá) y la reactivación de la construcción de la central nuclear
Atucha II.
34
4.2.1. Red de transporte: interconexiones nacionales e internacionales
Sistema doméstico
El sistema de transmisión de gas natural está bajo el control de la Transportadora de Gas del
Sur (TGS) y Transportadora de Gas del Norte (TGN). TGS, emprendimiento conjunto de
Petrobras Energía y la Enron de los EEUU, opera como la empresa de transporte por ductos más
grande de la región. La empresa entrega un 60% del total de gas natural que se consume en
Argentina, principalmente en la zona del Gran Buenos Aires. TGS opera el gasoducto de San
Martín, que tiene 3430 kilómetros de extensión y 29 millones de metros cúbicos por día
(MMm3/día) de capacidad; vincula la parte austral del país con Buenos Aires, así como con los
ductos Neuba I y II. TGN opera dos ductos grandes. Uno es el gasoducto Norte de 1450
kilómetros y 23 MMm3/día, que conduce desde el Campo Duran hasta la planta principal de
compresores en San Jerónimo, llegando finalmente a Buenos Aires, mientras que el otro es el
gasoducto Centro Oeste de 1820 kilómetros y 33 MMm3/día que atraviesa desde el campo de
Loma La Lata, provincia de Neuquén, hasta San Jerónimo.
La crisis energética del 2004 hizo comprender que la red nacional argentina para
transmisión de gas natural no podía satisfacer la creciente demanda. Por lo tanto, el Gobierno
buscó corregir el problema instituyendo medidas directas para promover las inversiones en el
sistema. Los dos primeros proyectos ejecutados bajo este nuevo programa fueron la ampliación
por US$285 millones de la planta de San Martín de TGS, la que aumentará su capacidad en un
10%, y la ampliación por US$169 millones de los oleoductos del Norte de la TGN.
Gasoductos de exportación e importación
Argentina también tiene extensas conexiones con los ductos de sus vecinos. Destaca en
especial la red de ductos que conectan Argentina a Chile, que consta de tres grandes redes: al
sur, la red de Tierra del Fuego, El Cóndor-Posesión, y Patagonia, que abastece a plantas de
metanol en Chile; al norte, están el gasoducto de GasAtacama (Ver Tabla 3) que pasa desde
Cornejo, Argentina hasta Mejillones, Chile. También en el norte está el ducto NorAndino,
tendido en un recorrido paralelo al ducto de GasAtacama; y en la región central, el ducto de
GasAndes, el que conecta la cuenca de Neuquén en Argentina con Santiago de Chile. También
en la región central está el Gasoducto del Pacífico, que conecta Neuquén con la parte central de
Chile.
Adicionalmente, como se aprecia en la Tabla 5, está el ducto Paraná-Uruguayana, el que
conecta Argentina y Brasil. La sección argentina es operada por la Transportadora de Gas de
Mercosur, mientras que la sección brasileña es operada por la Transportadora Sul Brasileira de
Gas. Existen planes para construir una extensión del ducto de 618 kilómetros desde Uruguayana
hasta Porte Alegre, donde abastecería a centrales termoeléctricas. Argentina también provee de
gas natural a Montevideo, Uruguay, por el Gasoducto Cruz del Sur (GCDS). Éste proyecto
incluyó una concesión que cubre la posible extensión desde Uruguay hasta Porto Alegre al sur
del Brasil. Por el lado de las importaciones, Argentina recibe gas de Bolivia a través del
gasoducto Yacimientos-Bolivian Gulf (Yabog). Para facilitar sus crecientes importaciones, el
Gobierno argentino solicitó propuestas para construir un Gasoducto Noreste Argentino de mil
millones de dólares y 969 kilómetros, entre los dos países.
35
Paraná-Uruguayana
Gas. Cruz del Sur
Yac. Bolivian Gulf
Longitud (Km) Capacidad (MMm3/día)
442
3
402
5.4
441
7.5
Tabla 5. Longitudes y capacidades conexiones internacionales
Fuente: Informe Energético 2004, OLADE
4.2.2. Equilibrios de mercado: Oferta y Demanda
Considerando solamente el mercado interno de Argentina, se presenta un escenario estable,
donde la demanda es completamente abastecida por la producción interna. A pesar del fuerte
aumento de la demanda, que entre los años 2000 y 2005 tuvo un crecimiento del 27%, la
producción que en el mismo periodo tuvo un crecimiento del 22%, sigue siendo suficiente para
satisfacer el consumo (Ver figura 34). El problema se presenta a futuro, ya que si se continúa
con un mayor crecimiento de la demanda frente a la producción, se llegará a un punto de
equilibrio económico donde la producción interna no será la necesaria para abastecer el
consumo interno. En un escenario como el anterior, Argentina se convertiría en un país
netamente importador de gas natural en vez de ser un país exportador e importador,
considerando el gas introducido desde Bolivia.
MMm3/año
Figura 34: Demanda y Oferta de Gas Natural en Argentina
Fuente: FIER 2006
En base al análisis anterior y tomando en cuenta ahora las importaciones de gas natural, se
llega al siguiente resultado. La totalidad del gas boliviano inyectado a Argentina (alrededor de 5
MMm3/día a la fecha), está siendo automáticamente despachado a Chile para cumplir con el
acuerdo de exportación (la demanda interna de Argentina es satisfecho con la producción
interna); agregando que se deben cumplir con los acuerdos con Brasil y Uruguay (0.4
MMm3/día a la fecha).
Afortunadamente para Argentina, Brasil no está haciendo uso de toda su capacidad de
transporte y sólo esta generando un consumo cercano a los 3 MMm3/día. En el momento en que
Brasil haga uso de todo el caño, Argentina se moverá a un nuevo equilibrio donde requerirá
disminuir alguno de sus consumos, ya sea el interno o la exportación a Chile.
Finalmente, cabe destacar que la demanda de gas natural en Argentina se ve muy
influenciada por el periodo que se esté viviendo. Esto es, en invierno el consumo aumenta, y
sobretodo en años secos donde no se puede generar normalmente con centrales hidroeléctricas,
el consumo de gas es mucho mayor que en años lluviosos. Además de las fluctuaciones de la
actividad industrial.
36
Factores que afectan y/o distorsionan este equilibrio
En el caso Argentino, el equilibrio del gas natural se ve alterado por dos grandes motivos.
Uno de ellos ha si el político, tal como ocurrió el año 2004 donde la intervención estatal
provocó un alto en la inversión, de la que hasta hoy en día se vive.
Por otro lado, Argentina se ve influida por las importaciones que recibe desde Bolivia. Si
estas son alteradas, tal como se analizó en el punto anterior, la oferta no es la suficiente para
abastecer su demanda.
En la actualidad, Bolivia envía a Argentina entre cuatro y cinco millones de metros cúbicos
diarios de gas, pero se ha comprometido a subir este año a 7,7 millones, en 2008 a 16 millones y
desde 2010 a 27,7 millones de metros cúbicos. El compromiso fue suscrito en octubre pasado en
Santa Cruz por Evo Morales y su colega argentino, Néstor Kirchner. Estas importaciones
vendrán a aliviar el mercado del gas natural en Argentina.
4.2.3. Características de las interconexiones regionales
Tomando en consideración los momentos vividos en el último tiempo, y la información
entregada en la web, la política de despacho en Argentina es abastecer prioritariamente la
demanda interna. Las exportaciones son en función de los excedentes del gas a nivel de
consumo nacional.
Como ejemplo de lo anterior, se puede tomar lo vivido en el año 2004. Este año, la oferta
del gas no fue la necesaria para cumplir con los compromisos a nivel internacional. Como
consecuencia de esto, las exportaciones a Chile disminuyeron en un momento al 50%.
4.3. Análisis del mercado boliviano
El mercado de los hidrocarburos ha dado un nuevo empuje a la economía boliviana. Bolivia
cuenta con la segunda reserva de gas natural más grande de Latinoamérica después de
Venezuela. Además con la llegada del nuevo presidente, Evo Morales, los hidrocarburos fueron
nacionalizados y la economía boliviana fue muy beneficiada.
En este nuevo periodo de los hidrocarburos, se ve la necesidad de que la normativa del
sector se actualice y considere ahora la nueva situación de Bolivia como país excedente de
reservas para otorgarles un mejor aprovechamiento. Impulsando así, el desarrollo de nuevos
proyectos y nuevos mercados. Asimismo, si bien la política de mediano y largo plazo hasta el
momento habría sido enfocada a la exportación de este energético, se hace necesario desarrollar
políticas que incentiven el uso doméstico del gas, en vista de las abundantes reservas y su bajo
costo con relación a otros energéticos.
A partir de la promulgación de la nueva ley de hidrocarburos en 1996 se incentivó tanto la
exploración como la explotación de hidrocarburos. Sin embargo, de cara al contrato de venta
con el Brasil, la vocación gasífera del país quedó definida, ya que los volúmenes acordados en
principio no eran abastecidos con las reservas certificadas en ese momento, por cuanto la
necesidad de certificar mayores reservas fue evidente.
37
Para incentivar esta inversión, los pozos existentes o descubiertos con anterioridad a la
promulgación de la ley tributan el 50% del valor de producción y los nuevos el 18%. Estos
contratos no podrán exceder un plazo de cuarenta años de adjudicación. El objetivo de
diferenciar entre campos existentes y nuevos, fue el de promocionar las inversiones en
exploración y explotación de nuevos pozos.
Toda esta activa participación y rápido crecimiento de la actividad se puede ver en las tablas
6 y 7, donde se puede observar la evolución de las exportaciones de gas natural a Brasil y
Argentina respectivamente.
Año
1999
2000
2001
2002*
2003*
2004 al 2019
MMm3/día
2.2
9.1
13.3
20.4 - 24.6
24.6 - 30.08
30.08
*Los volúmenes acordados inicialmente en el contrato de compra-venta son los que se muestran a
la izquierda y los renegociados en agosto de 2001 los de la derecha.
Tabla 6. Exportaciones de gas natural a Brasil.
Fuente: VMEH (Viceministerio de Energía e Hidrocarburos)
Los contratos firmados con Brasil a partir del año 2004, son contratos del tipo Take or Pay.
Años
1972 - 1979
1980 - 1989
1990 - 1999
MMm3
12196
21952
18695
Tabla 7. Exportaciones a Argentina según década.
Fuente: YPFB
En la actualidad, Bolivia presenta una exportación diaria aproximada de 5.5 MMm3/día
hacia Argentina y de 26 MMm3/día hacia Brasil.
Como se dijo, con la llegada de Evo Morales la economía fue muy beneficiada, pero con la
“nacionalización de los hidrocarburos” decretada con la ley del 1 de Mayo de 2006, las
inversiones extranjeras entraron en un periodo de inestabilidad. Esto puede afectar fuertemente
el mercado de los hidrocarburos en Bolivia, ya que gran parte de la inversión en gas natural
proviene del extranjero.
Mercado Eléctrico
Bolivia cuenta con una matriz energética predominantemente térmica, balanceada con
generación hidroeléctrica. El 2004, Bolivia contaba con 1.4 gigawatts de capacidad total
instalada, generando 4.5 billones de kwatt/hora (Bkwh) y consumiendo 4.2 Bkwh de
electricidad. Estos datos no incluyen la electricidad generada en áreas rurales donde existe
generación con biomasa, la cual no presenta organización, es descentralizada y difícil de
cuantificar. (Ver figura 35)
38
Térmica
2,15
2,39
Hidro
Figura 35. Matriz energética de Bolivia (Valores en Bkwh)
De la capacidad instalada de generación térmica, el mayor porcentaje utiliza gas natural,
aunque existen unas pocas centrales que utilizan diesel como combustible de respaldo.
4.3.1.Red de transporte: interconexiones nacionales e internacionales
Sistema doméstico
La red de ductos para gas natural en Bolivia se subdivide en norte y sur. El Sistema Norte
parte desde Río Grande y se extiende cerca de 1.270 Km. cubriendo las ciudades de Santa Cruz,
Cochabamba, Oruro y La Paz. El gasoducto principal de este sistema es el de Carrasco - Río
Grande con una capacidad de 6.5 MMm3/día.
El Sistema Sur nace en Yacuiba (Tarija) en la frontera con Argentina y se extiende cerca de
1,700 Km. sirviendo, a las ciudades de Tarija, Sucre y Potosí hasta llegar a Río Grande donde se
conecta al gasoducto Bolivia-Brasil. Este ducto también es conocido como el Yabog. El sistema
sur es estratégicamente importante debido a que se encuentra cerca de los yacimientos de gas
natural de Margarita, San Alberto y San Antonio en la región del Gran Chaco, descubiertos en
1999. Asimismo, el sistema sur tiene la capacidad para transportar gas en sentido bi-direccional
permitiéndole a Transredes tener acceso al mercado argentino.
Gasoductos de exportación
El Yabog es el principal gasoducto para la exportación y cuenta con una capacidad de 13
MMm3/día hasta Río Grande; sin embargo, la capacidad de entrega a Argentina está limitada
por la capacidad de los ductos argentinos (6. MMm3/día en Refinor y 1.5 MMm3/día en el ducto
de Madrejones).
Además, el gasoducto Yabog también se extiende hasta el Campo Durán en Argentina.
Adicionalmente, el gasoducto Bolivia-Brasil de casi 3219 kilómetros (Río Grande - Sao Paulo Porto Alegre) es el más largo de Sudamérica con una capacidad de transporte de
aproximadamente 30.08 MMm3/día. Existe un segundo gasoducto Bolivia-Brasil (Río San
Miguel - San Matías - Cuiabá) de 626 kilómetros de extensión con 2.8 MMm3/día.
39
4.3.2. Equilibrios de mercado: Oferta y Demanda
Las reservas de gas natural de Bolivia se han incrementado significativamente en los últimos
años, hasta 0.8 TCM, o incluso 1.5 TCM si se incluyen las reservas potenciales, superadas en la
región únicamente por Venezuela. Pese a estas grandes reservas, Bolivia no ha podido
capitalizar sus hallazgos por sus problemas políticos.
El Gobierno ha estimulado el uso domiciliar del gas natural, y ha apoyado la construcción de
dos plantas de licuefacción, la instalación de 230.000 acometidas residenciales de gas natural, y
un proyecto para convertir a 80.000 vehículos para usar este combustible. Pese al crecimiento
del consumo interno, Bolivia todavía cuenta con suficiente gas para desarrollar sus mercados de
exportación, los que siguen lentos por los problemas políticos internos.
Debido a todo lo anterior, es que Bolivia es considerado un país exportador de este insumo.
Lo cual se observa claramente en la figura 36, donde se muestra la oferta y consumo interno.
MMm3/año
Figura 36: Demanda y Oferta de Gas Natural en Argentina
Fuente: FIER 2006
El consumo interno es el tercer destino de la producción del gas natural boliviano. Aunque
el consumo creció cerca de un 50%, debido principalmente al uso en generación de electricidad,
su participación porcentual bajó respecto del total comercializado: a principios de 2003 el
consumo nacional era el 16,3% de la producción nacional, a fines de 2005 su participación bajó
a 13,5%.
De la figura 36, se concluye que a pesar de un crecimiento de un 206% de la demanda entre
los años 2000 y 2005, la oferta es mucho mayor que este consumo. Además, a pesar de que la
producción tuvo sólo un crecimiento de 162%, los excedentes de gas natural en Bolivia son
suficientes para exportar las cantidades fijadas a Brasil y Argentina.
Factores que afectan y/o distorsionan este equilibrio
En el presente mercado del gas natural, la mayor amenaza es la inestabilidad política
boliviana. Con la presencia de Evo Morales, existe una sensación de inestabilidad en cuanto a
las tomas de decisiones. Es esto lo que ha hecho que Brasil piense en buscar su estabilidad
energética por otros medios, como la importación de GNL o los biocombustibles.
Un gran proyecto que se tiene en carpeta es la exportación de GNL a los Estados Unidos y
México, el cual no se ha concretado aun. El proyecto implicaba invertir US$ 5 mil millones para
construir un gasoducto e instalaciones portuarias para transportar el gas natural desde el campo
40
Margarita en el sur de Bolivia hasta la costa del Pacífico. Pacific LNG había preferido la ciudad
portuaria chilena de Patillos antes que el puerto peruano de Ilo, ya que éste hubiera costado unos
$600 millones más para construir el ducto. Finalmente esta decisión se transformó en un
problema político, donde se ofreció “gas por mar”, debido a la escasez de gas natural en Chile.
Esto no fue aceptado por el gobierno chileno.
Por otro lado, la nacionalización de los hidrocarburos decretada en Mayo de 2006, ha
provocado un estancamiento de la inversión extranjera. Este ambiente ha generado problemas
como tomas de refinerías por indígenas bolivianos, con la consiguiente alteración de envíos de
gas natural a Argentina en el mes de Abril de 2007.
El último paso en la toma del poder se vivió el 12 de Mayo de 2007, con la toma simbólica
de dos pequeñas pero estratégicas refinerías que acordó recomprar a la estatal brasileña
Petrobras, en el proceso de nacionalización de la industria petrolera iniciado hace poco más de
un año.
4.3.3. Características de las interconexiones regionales
En función de su posición exportadora de gas natural, Bolivia ha firmado contratos de
exportación con Brasil y acuerdos de exportación Argentina y Uruguay. Además, presenta
proyectos de exportación a California (EEUU) y México por 37.8 MMm3/día, los cuales
actualmente están detenidos.
El contrato con Brasil es de 30 Mm3/día, con Argentina se ha comprometido a subir este año
a 7,7 millones, en 2008 a 16 millones y desde 2010 a 27,7 millones de metros cúbicos diarios y
con Uruguay de 4 Mm3/día.
4.4. Análisis del mercado brasileños
La economía brasileña se está recuperando de un período de lento crecimiento a inicios de la
década, cuando el crecimiento real del producto interno bruto (GDP) alcanzó un promedio de
sólo 1.3% durante 2001-2003. La economía creció un 4.9% en 2004 y, aunque se retarda a 2.3%
en 2005, el año 2006 alcanzó un 3.7%. Mantener la inflación controlada ha sido una prioridad
de la política económica del Brasil, lo que se reflejó en 6.9% en 2005 y un histórico 3.1% en el
2006, una mejora dramática de la hiperinflación vista en los años 90. Otra prioridad económica
ha sido reducir la deuda pública.
Brasil es el 10º mayor consumidor de energía en el mundo, y el tercer más grande del
hemisferio occidental, detrás de los Estados Unidos y del Canadá. El consumo de energía
primaria total en el Brasil ha aumentado significativamente estos últimos años. Además, Brasil
ha tomado medidas en la última década para aumentar su producción energética total,
particularmente en lo que respecta al petróleo. El aumento de la producción petrolífera
doméstica ha sido una meta a largo plazo del gobierno brasileño.
41
4.4.1. Red de transporte: interconexiones nacionales e internacionales
Sistema doméstico
Petrobras opera el sistema local de transporte del gas natural de Brasil. La red tiene sobre
2500 Km de tuberías de gas natural, sobre todo en el sureste y nordeste del país. La red consiste
en sistemas principales en el sureste, el noreste, y el estado de Espirito Santo; estos sistemas no
están actualmente interconectados, lo que ha obstaculizado el desarrollo de la producción y de
los consumos domésticos. En junio de 2006, la empresa China Sinopec comenzó la construcción
del gasoducto Gasene de 1175 Km que une las redes del noreste y sureste. En el 2005, comenzó
la construcción del Gas Unificacao, o Gasun; este proyectos de 2250 Km unirá Mato Grosso dul
Sul, en el sudoeste del Brasil, a Maranhao, en el noreste. Estos proyectos de gasoductos
satisfacen un objetivo que el gobierno brasileño anunció en junio de 2003: expandir la red de
gas natural del país.
La falta de la infraestructura de transporte del gas natural en las regiones interiores del país
ha obstaculizado la exploración y la producción. Particularmente, el estado de Amazonas
contiene considerables reservas que se mantienen inexplotadas, especialmente el campo de
Urucu, que contiene las reservas terrestres más grandes de gas natural del Brasil. En el año
2005, Petrobras comenzó la construcción de la tubería que ligará Urucu a Manaus, la capital del
estado de Amazonas. El proyecto incluye la construcción de una nueva tubería de 240 millas
desde Manaus a Coari, en donde interconectará con una tubería existente de gas de petróleo
líquido (LPG) que Petrobras convertirá para transportar el gas natural. La tubería de Urucu será
paralela a un oleoducto existente y llevará el gas natural que actualmente se re-inyecta durante
la producción petrolífera. Petrobras también planea construir una tubería de Urucu a Porto
Velho, capital del estado de Rondonia, con el inicio de la construcción programada para el año
2007.
Figura 37. Gasoductos de gas natural en Brasil
Fuente: OLADE
42
Gasoductos de importación
Brasil importa el gas natural de Bolivia a través del gasoducto de Gasbol que une a Santa
Cruz, Bolivia con Porto Alegre, Brasil, pasando por Sao Paulo. El Gasbol tiene una capacidad
máxima de 30 MMm3/d, aunque su utilización en el primer trimestre de 2006 eran solamente
23.5 MMm3/d. Gasbol también tiene una extensión de 275 Km, 2.8 MMm3/d que se conecta
con una central eléctrica de gas natural en Cuibana.
Gasbol ha sido una continua fuente de conflicto entre Brasil y Bolivia. El acuerdo entre los
dos países es un contrato tipo “take or pay”, lo que significa que Brasil debe pagar a menudo
por gas natural que no usa realmente. Ha habido épocas en el pasado en que, debido al bajo
desarrollo económico, Brasil no ha podido utilizar el volumen entero. Además, Bolivia ha
objetado el bajo precio que Brasil paga por el gas natural del sistema Gasbol, que ha
promediado los $3.60 US$ por pie cúbico durante el primer trimestre de 2006, bastante por
debajo de los niveles internacionales.
A pesar de esta situación, Petrobras anunció en enero de 2005 que le gustaría aumentar la
capacidad del gasoducto Gasbol, debido a la activación de la demanda de gas natural en Brasil
por mejores perspectivas de desarrollo económico. Sin embargo, la realización de esta extensión
es todavía incierta. En mayo de 2006, Petrobras canceló los planes de expansión, señalando que
los clientes potenciales habían retirado sus compromisos para comprar sus aumentos de
consumo. Además, la nacionalización del “upstream” de la industria del petróleo y del gas
natural de Bolivia en mayo de 2006, y su deseo de doblar el precio que Brasil paga por las
importaciones de gas natural, siembran dudas sobre el futuro del proyecto.
Brasil también recibe gas natural desde Argentina a través del gasoducto ParanáUruguayana. Este ducto de 2.8 MMm3/d abastece a una central eléctrica de gas operada por
AES. Existe una extensión en construcción de 611 Km, que conectará Uruguayana a Porto
Alegre. Finalmente, los operadores del gasoducto Cruz del Sur, que actualmente conecta
Buenos Aires a Montevideo, mantienen una concesión para extender el ducto a Porto Alegre.
Brasil ha realizado conversaciones con Venezuela y Argentina acerca de la construcción de
un nuevo sistema de gasoductos de gas natural, de 8050 Km que conecte los tres países, llamado
el Gasoducto del Sur. El sistema, que facilitaría exportaciones desde Venezuela a los otros dos
países, podría costar por lo menos US$ 20 mil millones. El plan, sin embargo, no ha avanzado
más allá de las etapas de planificación: los factores que podrían afectar la viabilidad del
proyecto incluyen su alto costo, desacuerdos sobre las tarifas, y dudas sobre la disponibilidad de
la producción venezolana del gas natural para abastecer el sistema.
4.4.2. Equilibrios de mercado: Oferta y Demanda
De acuerdo a la revista “Oil and Gas Journal” (OGJ) Brasil tenía 322 mil millones de metros
cúbicos de reservas probadas de gas natural en 2006. Los pozos de Campos y Santos contienen
la mayoría de las reservas, pero hay también reservas importantes en el interior del país. A pesar
de las importantes reservas de gas natural del Brasil, su producción ha crecido lentamente estos
últimos años, principalmente debido a una falta de capacidad local de transporte y en parte
debido a precios internos bajos. En el futuro, Brasil espera desarrollar su creciente producción
de gas natural a través de una expansión de la red local del transporte del gas natural, de la mano
de las instalaciones productoras de petróleo, y de la creciente explotación de las reservas
existentes.
43
El consumo del gas natural es una pequeña parte de la matriz energética del país,
constituyendo solamente el 7% del consumo total de energía en 2004. Los altos precios del
petróleo han ayudado a estimular la demanda por gas natural en Brasil: el gas natural se utiliza
sobre todo como substituto para el fuel-oil en aplicaciones industriales y de generación eléctrica,
y los precios internos para el gas natural son mucho más bajos que los precios internacionales
del fuel-oil. Además, la introducción de importaciones de gas natural ha conducido a un rápido
crecimiento en el consumo doméstico.
Organización del sector
Petrobras es el mayor productor de gas natural en Brasil. La compañía controla sobre el 90%
de las reservas del gas natural del Brasil. Otros agentes importantes en el sector incluyen Sulgas
y la británica GP. La Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP),
dependiente del Ministerio de Minas y Energía, ha intentado atraer la inversión internacional al
sector, a través de licitación de licencias, la última de las cuales entregaba bloques que se piensa
contengan cantidades comerciales de gas natural.
Petrobras es también el más importante proveedor mayorista del gas natural. La ley
brasileña permite que cada estado mantenga un monopolio en la distribución del gas natural en
su respectivo territorio, pero muchos estados han comenzado a privatizar parcialmente estas
compañías de distribución. Petrobras ha comprado acciones en varias de estas compañías. El
sector industrial es el mayor consumidor del gas natural en Brasil, representando cerca del 80%
del consumo doméstico total. Sin embargo, los dos sectores de crecimiento más rápidos son la
generación termo-eléctrica y el gas natural comprimido para vehículos (CNG).
Exploración y producción
El año 2004, Brasil produjo 9.5 mil millones de metros cúbicos de gas natural. La mayor
producción del gas natural del Brasil ocurre en el pozo Campos en el estado de Río de Janeiro
de pozos costa afuera. La mayoría de la producción terrestre ocurre en los estados de Amazonas
y de Bahía, aunque el gas natural producido aquí está destinado sobretodo para consumo local
debido a la falta de infraestructura de transporte. Sin embargo, varios nuevos proyectos de
infraestructura de transporte se espera que faciliten la producción creciente en estas regiones.
En el año 2006, Petrobras anunció un ambicioso plan para aumentar su producción de gas
natural a 14.56 mil millones de metros cúbicos antes de fines de 2008. El proyecto se centraría
en el aumento de la producción de los campos existentes de Marlim y de Merluza, y contempla
dos nuevos campos relacionados en el estado de Espirito Santo.
44
Figura 38. Consumo y producción de gas natural en Brasil
Fuente: IAE
Factores que afectan y/o distorsionan este equilibrio
Como se puede apreciar en la figura, el mercado de gas natural es altamente dependiente de
las importaciones desde Bolivia. En el último tiempo, Bolivia se ha transformado en un
proveedor riesgoso para Brasil. Debido a ello, Brasil ha modificado su estrategia de
abastecimiento hacia el fomento de la producción propia y el GNL, de modo de obtener mayor
seguridad y flexibilidad de suministro.
4.5. Balance energético internacional
Conociendo el presente de los mercados actuales de los países involucrados en los
intercambios gasíferos, Argentina, Bolivia, Brasil, Chile y en un pequeño porcentaje Uruguay,
es posible realizar un balance energético internacional en función de sus consumos y
producciones.
En la actualidad existen dos países que presentan una mayor presencia en la exportación,
Bolivia y Argentina, y dos países que presentan una presencia de mercado donde sólo realizan
importaciones, Brasil y Chile, al que se puede agregar Uruguay con un consumo que se puede
considerar despreciable frente a los consumos del resto de los países.
Aun cuando los consumos de gas natural en la región, tal como se muestra en los puntos
anteriores, han presentado tasas crecientes, en la actualidad el consumo per capita de los países
latinoamericanos es muy bajo en comparación con los consumos per capita de Estados Unidos
(2349 m3/habitante) y Europa (1454 m3/habitante). La única excepción la presenta Venezuela.
(Ver figura 39)
45
1672
Venezuela
1045
Argentina
474
Bolivia
Chile
173
Colombia
159
77
Ecuador
54
Brasil
13
Peru
0
500
1000
1500
2000
m3/habitante
Figura 39. Consumo per capita de gas natural por país en m3/habitante
Fuente: OLADE
Estos consumos de gas natural por país, en la actualidad tienen la posibilidad de aumentar
sin la obligación de invertir en construcciones o ampliaciones de gasoductos, debido a la
capacidad ociosa que presentan los gasoductos actuales (Ver Figura 40). El mayor problema
actual del gas natural se debe a la producción del insumo, la cual no es abastecida en su
totalidad. En otros casos se requiere de ampliaciones o construir nuevos gasoductos, como es lo
que sucede en la conexión internacional Bolivia-Argentina, donde la capacidad de transporte
está al borde de ser alcanzada por su uso. Es más, este año llegará a ser utilizada en su totalidad
por lo que se hizo necesario la construcción de una nueva conexión (Gasoducto del noreste
argentino, ver próximo capítulo).
Argentina Uruguay
0,4
5,4
Bolivia Argentina
5
7,5
Consumo
Capacidad
26
Bolivia - Brasil
30
Argentina Chile
17
43
0
10
20
30
40
50
MMm3/dia
Figura 40: Capacidades de transporte y utilización de ellas
Fuente: Elaboración propia
En la figura 41, se muestran los gasoductos nacionales e internacionales actuales en una
visión general. Tal como se observa, Argentina cuenta con una completa conexión a nivel
nacional, la cual le permite estar conectado de sur a norte, siendo limitado solamente por las
capacidades de los gasoductos. No así en Chile, por ejemplo, donde no existe conexión gasífera
entre el norte, centro y sur del país.
46
Figura 41: Conexiones gasíferas de la región, 2006
Fuente: Petrobras
A lo anterior, es útil agregar un resumen de oferta y demanda interna de gas natural para
cada país, mostrada en la tabla 8.
Argentina
Bolivia
Brasil
Chile
Demanda (MMm3/d)
131
14
71
20.6
Producción (MMm3/d)
140
44
48
6.6
Tabla 8: Demanda y producción promedio por país, año 2005
Fuente: FIER 2006
Considerando los datos anteriores, es posible hacer el siguiente resumen:
• Argentina cuenta con aproximadamente 9 MMm3 diarios para exportar, además
recibe 5 MMm3 desde Bolivia. Así, descontando los 0.4 MMm3 que envía a
Uruguay, existe un excedente de 13.6 MMm3 que es enviado a Chile.
• Bolivia tiene un excedente de 30 MMm3, de los cuales aproximadamente 5 MMm3
son enviados a Argentina y 25 MMm3 a Brasil.
• Brasil requiere de 23 MMm3 adicionales a su producción, los cuales importa desde
Bolivia.
• Chile requiere de 14 MMm3, los cuales son importados desde Argentina.
Es importante destacar que el resumen anterior considera los datos de consumo y producción
promedios al año 2005.
Finalmente, se concluye que el equilibrio del mercado del gas en la actualidad, considerando
los crecimientos en consumo (y producción también), es cada vez más ajustado. Es por esto que
cuando aumentan los consumos en un país se produce un desequilibrio en el mercado,
provocando desabastecimiento en otro.
47
4.6. Consecuencias para Chile y panorama de corto plazo
En este mercado funcionando al límite, el país más perjudicado es Chile, que es el que
cuenta con la menor producción de gas natural. Cualquier alteración al mercado, influye en la
importación chilena del insumo.
Por esto en el corto plazo, no asoma ninguna solución al problema de abastecimiento del gas
natural en el país. La producción en argentina no se verá aumentada en los próximos 3 o 4 años,
por lo que una posible solución es que Bolivia aumente sus exportaciones a Argentina. Este año
aumentarán en 2 MMm3/día, pero al mismo tiempo el consumo argentino también aumenta y
mientras no termine la construcción del gasoducto del noreste no podrá aumentar la importación
argentina de gas. Además, en los momentos en que Bolivia disminuye o suspende las
exportaciones de gas natural a Argentina, éste país se ve imposibilitado de cumplir sus
compromisos con Chile.
Otro factor que afecta el abastecimiento chileno, es la estacionalidad del consumo de gas
natural. Dependiendo de la época del año que se está viviendo, estadísticamente existe una
proporcionalidad con el consumo. Esto se puede apreciar en la figura 42, donde se muestra la
estacionalidad del consumo argentino de gas natural, presentando mayores consumos en los
meses fríos del año y un menor consumo en los meses del verano.
25,0
2005
2004
2006
21,0
20,2
20,0
18,9
18,8
18,1
19,2
18,3
18,0
19,2
18,8
18,8
17,9
17,9
17,8
MMm3/dia promedio
17,2
15,8
19,5
18,5
18,3
17,2
16,2
15,5
16,8
16,2 16,2
16,5
15,4
15,0
13,8
14,3
10,0
5,0
E
ne
-0
4
Fe
b04
M
ar
-0
4
A
br
-0
4
M
ay
-0
4
Ju
n04
Ju
l-0
4
A
go
-0
4
S
ep
-0
4
O
ct
-0
4
N
ov
-0
4
D
ic
-0
4
E
ne
-0
5
Fe
b05
M
ar
-0
5
A
br
-0
5
M
ay
-0
5
Ju
n05
Ju
l-0
5
A
go
-0
5
S
ep
-0
5
O
ct
-0
5
N
ov
-0
5
D
ic
-0
5
E
ne
-0
6
Fe
b06
M
ar
-0
6
A
br
-0
6
M
ay
-0
6
0,0
Figura 42: Estacionalidad del consumo de gas natural. Consumo argentino.
Fuente: Enargas
Brasil no es un país que afecte en gran medida el abastecimiento de Chile, dado que su
importación en la actualidad es máxima (30 MMm3/día) y en el caso contrario en que por algún
motivo diminuyera su importación, Bolivia no podría aumentar sus exportaciones a Argentina
(en el corto plazo) debido a la limitante del gasoducto.
El caso boliviano afecta a las importaciones chilenas, sólo en los momentos en que su
inestabilidad política es la que provoca cortes a los envíos hacia Argentina.
Finalmente, existe capacidad ociosa en los gasoductos, pero para hacer uso de ella es
necesario en primera medida aumentar la capacidad de producción. En ello será muy importante
ver que sucederá a futuro con el mercado argentino y especialmente con el boliviano.
48
5. Evaluación de la situación futura de estos mercados
El objetivo de esta sección es analizar las opciones futuras de disponibilidad de gas natural para
Chile, a la luz de los eventos y restricciones que se han planteado en los capítulos anteriores.
Para ello definiremos un horizonte de corto - mediano plazo (2 años: 2008 y 2009), y otro de
mediano - largo plazo (2010 – 2015).
Horizonte de Corto - Mediano Plazo (2008 – 2009):
Este período se caracteriza por:
• La oferta de gas en Chile depende exclusivamente de la existencia de excedentes en el
mercado argentino.
• La oferta y demanda de los distintos mercados involucrados continúan la tendencia
observada en los últimos años, en cuanto a tasas de crecimiento y composición.
• No existen grandes modificaciones en las redes de gasoductos, ni se incorporan nuevas
fuentes importantes de gas natural a los mercados.
• Los montos involucrados en el envío de Bolivia a Brasil no sufren modificaciones
respecto del acuerdo suscrito en l
Horizonte de Mediano - Largo Plazo (2010 – 2015):
Este período se caracteriza por:
• Nuevos escenarios de precios del insumo, tanto locales como entre países, se debiesen
traducir en adecuaciones de la curva de demanda de los diversos mercados.
• Se incorporan proyectos de GNL en el cono Sur, que alteran la disponibilidad y el precio
del insumo en la región.
• Se definen diversas ampliaciones relevantes en las redes de gasoductos nacionales e
internacionales, que pueden provocar nuevos puntos de equilibrio según se analizará en
las siguientes secciones.
5.1. Equilibrios de corto - mediano plazo (2008 – 2009). (Fuente: Freyre y Asociados, 2006)
Proyecciones de oferta y demanda locales
Este escenario considera que las demandas de gas natural en el mercado interno argentino
continúan la tendencia actual, observada según sector de consumo, en cuanto a composición y
tasa de crecimiento (Figura 43).
49
COMPOSICION DE LA DEMANDA INTERNA ARGENTINA (%)
100%
COMPOSICION PORCENTUAL [%]
80%
60%
40%
20%
0%
M A Ma J Jul- A Se
En F
e- eb- ar- br- y- un- 05 go- p05 05
05 05 05 05 05 05
O N Dic- En F M A Ma J Jul- A Se
ct- ov- 05 e- eb- ar- br- y- un- 06 go- p06 06
06 06 06 06 06 06
05 05
M
O N Dic- En F
ct- ov- 06 e- eb- ar07 07 07
06 06
MES
Residencial
Comercial
Industria
Centrales eléctricas
GNC (GN Comprimido - Autos)
Otros
Figura 43: Composición de la demanda interna argentina (2005 – 2007).
Fuente: Enargas
Por otra parte, la proyección de capacidad máxima de inyección mensual por cuenca se
fundamenta en los planes de producción enviados por los productores a la Secretaría de Energía
argentina el año 2006. Los volúmenes de volúmenes de importación de Bolivia se estiman en
base a los acuerdos firmados entre Argentina y Bolivia, la capacidad de transporte desde Bolivia
hacia Argentina y las necesidades de la demanda argentina.
Se tiene en cuenta el estado actual de los planes de expansión de los gasoductos de TGS y
TGN para los años 2007/2009, resultantes del último Open Season (concursos abiertos para
efectuar aumentos de capacidad en gasoductos, mediante ampliaciones o con mayor compresión
del gas). Ello se traduce en que durante este período, todo el sistema de gasoductos troncales
existentes se expandirá en 22 MMm3/día.
De este modo, la demanda interna argentina total resultante, sin restricciones, se muestra en
la siguiente figura:
Figura 44: Proyección de demanda interna argentina total no restringida (Mm3/d)
Fuente: Freyre & Asociados, 2006.
50
Se observa que durante este período, la demanda media anual total en Argentina crece como
mínimo unos 5 MMm3/d por año, y dado que la demanda de invierno 2006 fue relativamente
baja por favorables condiciones climáticas, se podría observar un aumento de unos 15 MMm3/d
en estos meses del año 2007 ante condiciones climáticas medias.
Con estos antecedentes, se determinan la capacidad de producción que efectivamente puede
colocar o “entregar” cada cuenca (Austral, Noroeste y Neuquina) en el mercado interno, habida
consideración de sus restricciones propias y de la capacidad de transporte. Las siguientes figuras
muestran los resultados por cuenca:
51
Figura 45: Proyección de entregas efectivas de cada cuenca al mercado interno argentino (Mm3/d)
Fuente: Freyre & Asociados, 2006.
Como demanda futura (sin restricciones) de Chile se consideró para la cuenca norte 4.5
MMm3/d (por el aumento del precio del gas natural), para la cuenca austral 6.5 MMm3/d, y para
la cuenca neuquina los promedios mensuales de la demanda (sin restricciones) de los años 2005
y 2006.
De este modo, las restricciones a las exportaciones a Chile en cada cuenca tendrían la
siguiente evolución:
52
Figura 46: Proyección restricciones a las exportaciones a Chile desde las cuencas argentinas (Mm3/d)
Fuente: Freyre & Asociados, 2006.
En los gráficos se observa lo siguiente:
•
•
•
•
Las previsiones argentinas dicen que es esperable un aumento de producción de las
cuencas austral y noroeste. La cuenca neuquina comienza ve disminuir su
producción de no mediar nuevos descubrimientos, a partir del año 2007.
La situación de Methanex se agrava a partir del año 2009, si no se produce un
aumento mayor al esperado en la producción de la cuenca austral.
Si concurren el aumento de la producción esperada en la cuenca nortina, y el
aumento de los envíos bolivianos (desde 7 MMm3/d el año 2007, a 16 MMm3/d
desde el 2008), la situación en el norte chileno se ve aliviada.
Sin embargo, en las últimas semanas han ocurrido eventos que han dejado con cero
gas a las exportaciones chilenas, lo que muestra la inestabilidad del equilibrio de
mercado que permita dejar excedentes exportables a Chile en el horizonte 2007 2009.
53
Factores que afectan este equilibrio
Como se ha comentado, los principales factores que inciden en este equilibrio son:
• Condiciones de demanda del mercado interno argentino. Un invierno más frío
puede significar 15 MMm3/día adicionales de requerimientos de gas, lo que puede
afectar seriamente los envíos a Chile.
• Condiciones de oferta. Los gráficos anteriores tienen información sobre aumentos
esperados en la producción de las cuencas austral y noroeste, y un gran aumento de
los envíos desde Bolivia según el acuerdo suscrito el año 2006 entre ambos
gobiernos. La real capacidad de Bolivia para cumplir estos montos en el corto plazo
constituye un factor de incertidumbre.
• Capacidad de transporte. Al analizar la capacidad de transporte por el troncal de
gas argentino, se aprecia que sus límites juegan a favor de Chile. Observando la
siguiente figura, se descubre que en el invierno cuando la demanda argentina crece
muchísimo, la falta de transporte hacia el mercado interno ocasiona que los cortes
hacia Chile sean menores a lo que podrían llegar a ser. Esto es válido para las
cuencas austral y noroeste, pero no en la neuquina donde la disminución de la
producción ocasiona que se produzcan cada vez menos episodios de congestión.
Figura 47: Capacidad conjunta de las cuencas para abastecer el mercado interno argentino (Mm3/d)
Fuente: Freyre & Asociados, 2006.
5.2. Equilibrios de mediano - largo plazo (2010 – 2015)
Proyecciones de oferta y demanda locales
Nuevos escenarios de precios del insumo, tanto locales como entre países, se debiesen
traducir en adecuaciones de la curva de demanda por parte de los consumos destinados centrales
generadoras de los diversos mercados.
Se incorporan proyectos de GNL en el cono Sur, que alteran la disponibilidad y el precio del
insumo en la región.
Se definen diversas ampliaciones relevantes en las redes de gasoductos nacionales e
internacionales, que pueden provocar nuevos puntos de equilibrio según se analizará en las
siguientes secciones.
54
Argentina:
Debido a la importancia del gas en la matriz energética argentina (superior al 50%), se
deberá intensificar el proceso de búsqueda y desarrollo de nuevas reservas.
Durante este período se contempla la puesta en servicio del nuevo Gasoducto del Noreste
Argentino (GNEA). Este gasoducto permite la concreción de los acuerdos suscritos en el 2004 y
2006 entre Argentina y Bolivia para el aumento de la importación de gas. Su capacidad es de 20
MMm3/día, y su inicio de operaciones está contemplado para fines del año 2009. En la siguiente
figura se muestra el trazado del GNEA.
GNEA
Figura 48: Trazado Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA)
Fuente: Secretaria de Energía Argentina, 2006.
Brasil:
Brasil es el mercado con mayor potencial de crecimiento para el gas natural. Prácticamente
duplicará su consumo entre los años 2005 y 2010. Para hacer frente a este desafío, Brasil
enfrenta las siguientes opciones:
• Desarrollo de la oferta local. Brasil pretende aumentar hacia el 2009 en al menos
24.2 MMm3/día su producción debido principalmente al desarrollo acelerado de las
cuencas submarinas de Espíritu Santo, Campos y Santos, en la zona de Sao Paulo.
• Relación con Bolivia. Un medio natural para obtener más gas era profundizar la
relación con Bolivia, ampliando el Gasoducto Gasbol, que hoy opera casi al máximo
de su capacidad, y aumentando los compromisos de compra. Sin embargo, como
consecuencia del proceso de nacionalización efectuado por Bolivia, la renegociación
de tarifas, y la inestabilidad político-social del país altiplánico, Brasil tomó la
decisión de privilegiar la autosuficiencia y seguridad de suministro en el
abastecimiento de este combustible. Debido a ello, según lo anunciado por Petrobrás,
el contrato con Bolivia seguirá limitado a los 30 MMm3/día del acuerdo vigente.
• GNL. Coherentemente con los planes de aumentar la flexibilidad y seguridad, Brasil
se embarcó en proyectos de importación de GNL enfocados al consumo de plantas
55
•
de generación eléctrica en la zona de Sao Paulo, y eventualmente para la zona de
Bahia. Durante abril, Petrobrás anunció el arriendo a una empresa británico-noruega
de 2 embarcaciones con unidades de regasificación de GNL a bordo, a entrar en
funcionamiento hacia el año 2009, con una capacidad de 20 – 21 MMm3/día.
Petrobrás firmó acuerdos con las empresas Nigeria GNL y Oman GNL para el
suministro flexible de GNL, que prevén su re-exportación en caso de que el gas
contratado no sea necesario. En carpeta están la incorporación de un tercer barco con
capacidad de 14 MMm3/día, y nuevos acuerdos de suministro de GNL con Argelia y
Trinidad-Tobago.
Gasoductos. Petrobrás comprometió inversiones por 6500 millones de dólares en el
cuatrienio 2007 - 2011 para la mantención y extensión de la red de gasoductos,
incluyendo el Gasoducto Gasene, que conectará las zonas de Sao Paulo y Bahia, que
ya cuentan con redes y mercados de gas aislados entre sí. Este proyecto de 20
MMm3/día de capacidad, cubrirá el déficit del combustible en el nordeste y
aumentará la distribución del gas importado desde Bolivia y el producido en las
cuencas del sudeste y del nordeste de Brasil. Un nuevo Gasoducto entre Uruguayana
y Puerto Alegre, como extensión de la conexión existente Argentina y Brasil, se
mantiene todavía como un proyecto en estudio, a la espera de lo que suceda con la
disponibilidad de reservas en Argentina.
GASENE
GNL
Figura 49: Trazado Gasoducto de Interconexión Sudeste – Nordeste en Brasil (GASENE)
Fuente: Petrobrás, 2006.
Bolivia:
Bolivia, debido a la dimensión de sus reservas de gas, es el único país exportador neto del
Cono Sur, y se espera que su demanda interna crezca fuertemente, alcanzando un nivel de
consumo similar al de Chile hacia el año 2013. Su gobierno está favoreciendo una política de
industrialización del recurso, de modo de dar valor agregado a su producción. Sus compromisos
internacionales con Argentina y Brasil (que ha decidido no aumentar sus compras a Bolivia por
el momento), están lejos de completar el volumen que les permite sus reservas, por lo que un
56
camino natural sería la búsqueda de nuevos mercados en Latinoamérica o fuera de ella como
exportador de GNL.
Chile:
Chile ha adecuado sus proyectos de expansión de generación eléctrica, a la menor
disponibilidad de gas natural, por lo que las nuevas unidades térmicas del sistema utilizan
básicamente carbón.
El 2009 debiese entrar en operación el terminal de GNL de Quinteros. Su capacidad se
definió en 10 MMm3/día, ampliables a 20 MMm3/día. En el mismo plazo, se proyecta que
Sonacol (de propiedad de la Enap, Copec, Shell y Esso) finalice la construcción de un gasoducto
que unirá el centro con el sur del país, de modo de suplir la falta de gas argentino en esa zona,
así como abastecer a la zona intermedia que cubre las regiones VI y VII.
5.3. Balance energético internacional de mediano plazo
En términos generales, el balance energético sin nuevas fuentes de producción para el Cono
Sur es complejo. Como se muestra en la siguiente figura, el Cono Sur requiere la incorporación
creciente de nuevas reservas o gas extrazona a partir del año 2009. El volumen y los tiempos
dependerán del nivel de inversiones, la intensidad en la exploración y las vinculaciones entre los
centros de producción y consumo.
Figura 50: Balance de Gas Natural en el Cono Sur sin nuevos
Fuente: Repsol-YPF, 2006.
La información disponible permite plantear algunos escenarios de abastecimiento para los
países del Cono Sur, según la disponibilidad de producción local e importación de gas a la
región:
1) Año 2010.
Se consideran escenarios en que Argentina congela su producción de gas, Bolivia cumple o
no con la totalidad de sus compromisos con Argentina y Brasil, y la disponibilidad de GNL en
Chile es de 10 MMm3/día.
Escenario:
Argentina congela su producción.
Bolivia cumple compromisos con Brasil y Argentina
57
2010
AÑO
PRODUCCION
IMPORTACION
EXPORTACION
150.4
130.0
27.7
7.3
0.0
18.0
75.7
57.7
0.0
BRASIL
96.3
64.0
30.0
2.3
0.0
CHILE
19.7
3.0
7.3
9.4
0.0
GNL
SUP/(DEF)
ARGENTINA
BOLIVIA
GNL
SUP/(DEF)
DEMANDA
MMm3/día
Escenario:
Argentina congela su producción.
Bolivia no cumple total de compromisos con Argentina ni Brasil
2010
AÑO
MMm3/día
ARGENTINA
DEMANDA
PRODUCCION
IMPORTACION
EXPORTACION
150.4
130.0
13.9
0.0
-6.5
BOLIVIA
18.0
46.9
BRASIL
96.3
64.0
15.0
17.3
0.0
0.0
CHILE
19.7
3.0
0.0
10.0
-6.7
28.9
Se observa que el incumplimiento de los compromisos totales de Bolivia, puede ocasionar
desabastecimiento en Argentina y Chile.
Brasil atenúa un eventual incumplimiento boliviano usando GNL.
2) Año 2015.
Se consideran escenarios en que Argentina congela su producción de gas, Bolivia cumple o
no con la totalidad de sus compromisos con Argentina y Brasil, y la disponibilidad de GNL en
Chile es de 20 MMm3/día.
Escenario:
Argentina congela su producción.
Bolivia cumple compromisos con Brasil y Argentina
2015
AÑO
MMm3/día
ARGENTINA
DEMANDA
PRODUCCION
IMPORTACION
EXPORTACION
174.8
130.0
27.7
0.0
GNL
SUP/(DEF)
-17.1
BOLIVIA
23.4
81.1
BRASIL
118.5
86.1
30.0
2.3
0.0
0.0
CHILE
27.4
3.0
0.0
20.0
-4.4
GNL
SUP/(DEF)
57.7
Escenario:
Argentina congela su producción.
Bolivia no cumple total de compromisos con Argentina ni Brasil
2015
AÑO
MMm3/día
ARGENTINA
DEMANDA
PRODUCCION
IMPORTACION
EXPORTACION
174.8
130.0
13.9
0.0
-31.0
BOLIVIA
23.4
52.2
BRASIL
118.5
86.1
15.0
17.3
0.0
0.0
CHILE
27.4
3.0
0.0
20.0
-4.4
28.9
Se observa que si no mejora la situación de producción argentina, se produce un
desabastecimiento permanente en Argentina y en Chile.
58
La capacidad máxima de la planta de Quinteros (20 MMm3/día) no da a vasto para cubrir el
consumo interno esperado.
Brasil logra atenuar el incumplimiento boliviano con GNL.
5.4. Proyectos Internacionales de Gasoductos y potenciales nuevos proveedores: Perú y
Venezuela
En un contexto de largo plazo (2015 en adelante), se prevé que la demanda de gas en
Sudamérica se duplicará en los próximos 15 años. Ello permite analizar el nacimiento de
grandes proyectos de interconexión regional, que permitirían, entre otras cosas, que Perú y
Venezuela se sumen al abastecimiento de los mercados del cono sur.
Figura 51: Proyección de demanda de gas de largo plazo en Sudamérica
Fuente: EIA, 2006.
Dos grandes y ambiciosos proyectos internacionales se han propuesto a consideración en los
últimos años: El llamado “Anillo Energético” entre los países del cono sur, que conectaría
Perú, Chile, Bolivia, Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay.
El otro proyecto a gran escala para la zona es el denominado “Gran Gasoducto del Sur”,
iniciativa propuesta por Venezuela para unir su país con Brasil, Uruguay y Argentina, BoliviaPerú.
Anillo Energético:
Consiste en una red de tuberías nuevas y existentes que conectarían las reservas de gas y los
mercados de Perú, Chile, Argentina, Uruguay, y Brasil.
Este proyecto contempla la conexión de la localidad peruana de Pisco (por donde se
exportará el gas de Camisea a Norteamérica bajo la forma de GNL), y Tocopilla en Chile, a
través de un gasoducto de 1200 km de longitud y 30 - 40 MMm3/d de capacidad. En Tocopilla
se una a la red que va a Argentina y el resto del Cono Sur. Contempla la extensión del actual
gasoducto Argentina – Brasil, desde Uruguayana hasta Porto Alegre que actualmente se
encuentra en construcción.
59
CAMISEA
LIMA
CUIABA
Pisco
SANTA CRUZ
BELO HORIZONTE
30 millones m3
SAO MATEUS
TOCOPILLA
TALTAL
RIO DE JANEIRO
SAO PAULO
TUCUMAN
URUGUAIANA
PARANA
LA MORA
SANTIAGO
PORTO ALEGRE
PAISANDU
MONTEVIDEO
BUENOS
AIRES
CONCEPCION
LOMA
LA LATA
BAHIA
BLANCA
Gasoductos existentes
Gasoductos por
construir
METHANEX
SAN SEBASTIAN
Figura 52: Trazado Gasoducto proyecto Anillo Energético
Fuente: OLADE, 2006.
Debido a dificultades políticas y de relaciones exteriores entre Chile – Perú y Bolivia, este
proyecto enfrente dificultades en su concreción.
Gran Gasoducto del Sur:
Este proyecto es patrocinado por Venezuela, en el contexto de la integración
latinoamericana que su propicia su presidente Hugo Chávez. Contempla la construcción de un
gran gasoducto de más de 9000 Km entre Venezuela – Brasil – Argentina, con tramos de hasta
150 MMm3/d de capacidad, al que se incorporarían Perú y Bolivia unidos en un gasoducto
común.
Figura 53: Trazado Gasoducto proyecto Gran Gasoducto del Sur
Fuente: OLADE, 2006.
60
Las principales dificultades que enfrenta este proyecto son su factibilidad técnico-económica
(su evaluación arroja resultados negativos), y los riesgos ambientales en el cruce del Amazonas
y el Pantanal del Mato Grosso.
Este escenario considera que las demandas de gas natural en el mercado interno argentino
continúan la tendencia actual, observada según sector de consumo, en cuanto a composición y
tasa de crecimiento (Figura 53).
5.5. Desarrollo de una institucionalidad para la estabilidad de los mercados
En Sudamérica no existe un mercado regional de gas natural. Lo que se han desarrollado,
son conexiones punto – punto entre centros de producción y consumo. El análisis de la
disponibilidad potencial de recursos en la región, y sus necesidades crecientes de energía,
parecen indicar la conveniencia de avanzar en el desarrollo de un mercado regional para el gas
natural.
Sin embargo, la experiencia también ha alertado sobre la existencia de serias amenazas a las
posibilidades de integración.
En esta sección se analizan diversas materias que se deben considerar para un desarrollo
estable y armónico de mercados regionales de gas (Fuente: Ministerio de Minas y Energía de
Brasil)
a) Estabilidad de las reglas.
El comercio de gas natural requiere grandes inversiones y largos plazos de maduración. Los
cambios en las reglas del juego pueden provocar desequilibrios económicos que vuelven
inviable actividades de emprendimiento (como puede ser la exploración de nuevos
recursos).
El respeto de Tratados Internacionales debe ser un compromiso de Estado y no de
Gobiernos, para dar mayor certeza a los agentes involucrados.
b) Regulación armónica y compatible.
Una buena regulación del transporte y comercialización de gas natural, debe asegurar las
condiciones para la operación del mercado bajo una oferta continua de gas. Las reglas de
acceso a terceros deben ser compatibles con el tamaño del proyecto y el nivel de desarrollo
de los países involucrados. Los grandes proyectos deben considerar posibles necesidades de
regulaciones específicas.
c) Cumplimiento de contratos.
Los contratos firmados deben ser respetados.
Los contratos deben ser equilibrados, en el sentido que ninguna de las partes sea
excesivamente beneficiada, en desmedro de la otra parte. Las modificaciones a las
condiciones del contrato deben ser acordadas entre las partes, y no mediante imposiciones
unilaterales.
Situaciones de coyuntura no deben justificar cambios a elementos estructurales en los
contratos.
61
d) Precauciones adicionales.
Se debe verificar que el nivel de reservas necesario para el cumplimiento de los contratos,
sea compatible con contratos firmados anteriormente y con las expectativas de desarrollo del
país que actúa como suministrador del producto.
En general, la participación de productores y compradores en el desarrollo de gasoductos,
aumenta el compromiso entre las partes.
Establecer mecanismos de resolución de controversias que sean respetados también por los
estados de los países involucrados.
En caso necesario, el derecho de paso por territorios de terceros países debe ser asegurado,
de preferencia por tratados internacionales.
e) Dilemas.
Para una integración exitosa, los Estados que forman parte deben compartir una filosofía de
integración, equilibrio y armonía.
Antes de desarrollar un proyecto, se debe tener claros los niveles de equilibrio posibles
entre:
Soberanía de los estados vs. Protección de inversiones
Intervención estatal vs. Intereses privados
Abastecimiento de mercados internos vs. Compromisos de exportación o derecho de paso
Lógica política de la integración vs. Racionalidad económica.
5. arreglo
62
6. Conclusiones
El gas natural, junto al carbón, son y continuarán siendo las fuentes de energía primaria de
mayor crecimiento a nivel global en los próximos 25 años. Sudamérica no está ajena a esta
tendencia mundial, y cuenta con abundantes recursos en cuencas gasíferas de Bolivia, Argentina,
Perú, Brasil y Venezuela.
En los años 90, Chile decidió equilibrar su matriz energética en generación eléctrica a través de
la importación de gas natural argentino. Las condiciones del intercambio fueron favorables para el
país, que vio bajar sus costos y precios de energía eléctrica, mejorar la situación medio-ambiental
de la cuenca de Santiago, y disminuir los riesgos hidrológicos de un sistema eminentemente
hidroeléctrico como el SIC.
Pero desde el año 2004, el mercado argentino comenzó a experimentar serias dificultades para
abastecer sus compromisos internos y externos, lo que ha traducido en restricciones al suministro de
gas a Chile, aumento de precios, y fuertes aumentos de costos por uso de combustibles alternativos
para el sector eléctrico e industrial.
En el trabajo se analizan las perspectivas de corto, mediano y largo plazo en el abastecimiento
de gas natural a Chile. Se comprueba que la relación comercial existente entre Argentina, Bolivia y
Brasil, afecta directamente la disponibilidad del energético para nuestro país.
La disponibilidad de gas en el corto plazo se ve condicionada a los envíos de gas que efectúa
Bolivia hacia Argentina.
En el mediano plazo, Argentina pierde su condición de exportador neto de gas, a menos que
desarrolle nuevas reservas. El cumplimiento de exigentes niveles de compra a Bolivia, es un factor
de riesgo importante, debido a las repercusiones que puede tener el proceso de nacionalización de
hidrocarburos que gestiona el gobierno boliviano.
El recurso energético se ha transformado en un elemento geo-político, y su administración está
contaminada por criterios nacionalistas, y dificultades históricas no resueltas entre países de la
región.
El sector eléctrico ha debido adecuarse a esta nueva realidad. La planificación de la expansión
de la generación en Chile ha vuelto a situar al carbón y la hidroelectricidad como sus principales
insumos. Además, se han efectuado cambios normativos que facilitan el financiamiento de nuevos
proyectos convencionales y también no-convencionales.
La planificación energética ha incorporado nuevos criterios de búsqueda de autosuficiencia y
seguridad de suministro nacional. Brasil también ha reconocido este riesgo, y al igual que Chile, se
ha comprometido con proyectos de importación de GNL, fundamentales a la hora de enfrentar
escenarios de restricciones según se analizó en este informe.
La integración energética sigue siendo un proyecto atractivo. Diversas propuestas de expansión
de redes internacionales lo avalan. Sin embargo, se tiene mayor conciencia de la necesidad de
reconstruir un ambiente de confianza, con reglas claras y estables, respeto a los contratos y acuerdos
vigentes, y mayor uniformidad de los marcos regulatorios.
63
Bibliografía
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Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). (www.olade.org)
• Foro Integración energética regional (FIER).
• Metodologías para la determinación de precios del gas.
• Informe energético 2004.
Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL). (www.eclac.org)
• Crisis de la Industria del gas natural en Argentina.
• Cooperación e integración energética en América Latina.
• La Industria del gas natural en América del Sur.
Energy Information Administration. Official Energy Statistics from the U.S. Government
(www.eia.doe.gov)
• Natural Gas, chapter 4.
Comisión de Integración Energética Regional (CIER) (http://www.cier.org.uy)
International Energy Agency (http://www.iea.org)
Reportajes periódicos y revistas especializadas de distintos países (Bolivia, Argentina, Brasil,
Perú, Chile).
Presentaciones preparadas para Foros o seminarios relacionadas con el tema.
Investment in Natural Gas Pipelines in the Southern Cone of Latin America. Alejandro
Jadresic.
Situación de oferta y demanda del Mercado de gas natural argentino -2007 al 2009. Freyre &
asociados, 2006.
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