Pontificia Universidad Católica de Chile Departamento de Ingeniería Eléctrica IEE3372 Mercado Eléctricos Abastecimiento de Gas Natural Profesor: Hugh Rudnick Profesor Guía: Rodrigo Moreno Integrantes: Hugo Tapia Claudio Torres Santiago, Miércoles 23 de Mayo de 2007. 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 Tm 3 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 Tm 3
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
[GW] 260 250
200
150 Potencial
100 93
68 62 Capacidad 46 explotada 50 45 40 26 23 13 14 9 10 8 3 0 5 2 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
Paraguay Hidroeléctrico
Ecuador Termico Colombia Nuclear Chile Autoproducción
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
Colombia Autoproducción
Chile
Brasil
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 [10 9 m 3] Fuente: OLADE, 2006
9
Figura 11: Proyección de la producción de gas natural [10 9 m 3] 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 kWh/hab - Perú año 2005 Paraguay kWh/hab Ecuador kWh/hab - USA 13 200 Colombia año 1995 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 % 5,7 GWh / 793 GWh 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 (MMm 3/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.
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5 Trillones de metros cúbicos 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. TCM % Reservas Anteriores TCM Irán 0.9 3% Bangladesh 0.17 Arabia Saudita 0.2 3% Argentina 0.09 Noruega 0.3 14% Taiwán 0.06 Nigeria 0.26 5% Alemania 0.03 Indonesia 0.2 8% Inglaterra 0.03 TCM = Trillion Cubic Meters
Tabla 1. Mayores aumentos y disminuciones en reservas mundiales Fuente: Oil & Gas Journal 2006
200 180 América Central y Sudamérica 160 140 Norteamérica 120 100
TCM Africa 80 60 40 Eurasia 20 0 Medio Oriente
0 2 0 2 0 8 8 84 9 9 94 0 02 04 9 9 9 9 0 0 19 1 1 1986 1988 19 1 1 1996 1998 20 2 2 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. Gas Natural Carbón Diesel Fuel - oil Dic-05 8,83 2,14 11,76 6,36 Ene-06 6,92 3,32 13,57 6,66 Feb-06 7,24 3,32 13,57 7,15 Mar-06 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 12 10 8 6 US$/MBTU 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
4
3 TCM 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
2 Industrial 1,5 Eléctrico TCM 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). 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)
200 180 160 América Central y 140 Sudamérica 120 Norteamérica 100
TCM 80 60 Africa 40 20 Eurasia 0
Medio Oriente No Reservas Probadas Reserva Gas Natural Descubierto Crecimiento 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) Longitud (Km) Capacidad (MMm3/día) Gas Atacama, Salta - II Región 930 8.5 Nor Andino, Salta - II Región 7 Gas Andes, Mendoza - RM 465 9 Gas. Del Pacífico, Cullen - VII Región 531 10 Bandurria, Tierra del Fuego 2 Condor - Posesión, XII Región 2 Dungenes - Dau2, XII Región 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 m 3 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
6000
5000
MMm3 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 MMm 3) 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
30,000
25,000
[GWh] 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
10,000
8,000
[GWh] 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 MMm 3/d, ampliable a 20 MMm 3/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 Km 2. De estas, sólo 5 son cuencas productivas con una superficie que alcanza los 590.400 Km 2 (32%), entre ellas la cuenca de Neuquén, la Austral y la Noroeste; y el resto son no productivas (1.254.600 Km 2, 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 Brasil Chile Uruguay Total 2001 2.0 14.0 0.1 16.1 2002 1.3 14.6 0.1 15.9 2003 0.9 17.1 0.2 18.2 2004 1.2 18.6 0.3 20.1 2005 0.9 17 0.3 18.2 2006 1.3 15.7 0.3 17.3
compromiso 2.5 33.0 2.5 38 Tabla 4: Exportaciones de Gas Natural en Argentina en MMm 3/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 25 21% 20 15
Mm3/día 9% 10 5 3% 3% 0
l al ia nci rcial str trales GNC Otros de me si ndu en e Co I C R
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% Otros 37% 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 (MMm 3/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 MMm 3/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 MMm 3/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 Longitud (Km) Capacidad (MMm3/día) Paraná-Uruguayana 442 3 Gas. Cruz del Sur 402 5.4 Yac. Bolivian Gulf 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 MMm 3/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 MMm 3/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 MMm 3/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 MMm3/día 1999 2.2 2000 9.1 2001 13.3 2002* 20.4 - 24.6 2003* 24.6 - 30.08 2004 al 2019 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 MMm3 1972 - 1979 12196 1980 - 1989 21952 1990 - 1999 18695
Tabla 7. Exportaciones a Argentina según década. Fuente: YPFB En la actualidad, Bolivia presenta una exportación diaria aproximada de 5.5 MMm 3/día hacia Argentina y de 26 MMm 3/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 2,15 Térmica 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 MMm 3/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 MMm 3/día hasta Río Grande; sin embargo, la capacidad de entrega a Argentina está limitada por la capacidad de los ductos argentinos (6. MMm 3/día en Refinor y 1.5 MMm 3/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 MMm 3/día. Existe un segundo gasoducto Bolivia Brasil (Río San Miguel San Matías Cuiabá) de 626 kilómetros de extensión con 2.8 MMm 3/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 MMm 3/día, los cuales actualmente están detenidos. El contrato con Brasil es de 30 Mm 3/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 Mm 3/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 MMm 3/d, aunque su utilización en el primer trimestre de 2006 eran solamente 23.5 MMm 3/d. Gasbol también tiene una extensión de 275 Km, 2.8 MMm 3/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 Paraná Uruguayana. Este ducto de 2.8 MMm 3/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 m 3/habitante) y Europa (1454 m 3/habitante). La única excepción la presenta Venezuela. (Ver figura 39)
45 Venezuela 1672 Argentina 1045 Bolivia 474 Chile 173 Colombia 159 Ecuador 77 Brasil 54 Peru 13
0 500 1000 1500 2000 m3/habitante Figura 39. Consumo per capita de gas natural por país en m 3/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 - 0,4 Uruguay 5,4
Bolivia - 5 7,5 Argentina Consumo
26 Capacidad Bolivia - Brasil 30
Argentina - 17 Chile 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. Demanda (MMm3/d) Producción (MMm3/d) Argentina 131 140 Bolivia 14 44 Brasil 71 48 Chile 20.6 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 MMm 3 diarios para exportar, además recibe 5 MMm 3 desde Bolivia. Así, descontando los 0.4 MMm 3 que envía a Uruguay, existe un excedente de 13.6 MMm 3 que es enviado a Chile. • Bolivia tiene un excedente de 30 MMm 3, de los cuales aproximadamente 5 MMm 3 son enviados a Argentina y 25 MMm 3 a Brasil. • Brasil requiere de 23 MMm 3 adicionales a su producción, los cuales importa desde Bolivia. • Chile requiere de 14 MMm 3, 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 MMm 3/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
2004 2005 2006 21,0 20,2 19,5 20,0 19,2 19,2 18,8 18,9 18,8 18,8 18,3 18,5 18,1 18,3 18,0 17,9 17,8 17,9 17,2 17,2 16,8 16,5 16,2 16,2 16,2 15,8 15,5 15,4
15,0 14,3 13,8
10,0 MMm3/dia promedio MMm3/dia
5,0
0,0
4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 6 6 6 6 6 -0 -0 -0 -0 -0 -0 0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 r r y l- t v r r y l- t v r r y e b a b n u o p c ic e b a b n u o p c ic e b a b n e a u J g e o n e a u J g e o n e a E F M A M J A S O N D E F M A M J A S O N D E F M A M
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 MMm 3/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%
80%
60%
40% COMPOSICION PORCENTUAL COMPOSICION [%] PORCENTUAL 20%
0% En F M A Ma J Jul- A Se O N Dic- En F M A Ma J Jul- A Se O N Dic- En F M e- eb- ar- br- y- un- 05 go- p- ct- ov- 05 e- eb- ar- br- y- un- 06 go- p- ct- ov- 06 e- eb- ar- 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 06 06 06 06 06 06 06 06 06 06 07 07 07 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 MMm 3/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 (Mm 3/d) Fuente: Freyre & Asociados, 2006.
50 Se observa que durante este período, la demanda media anual total en Argentina crece como mínimo unos 5 MMm 3/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 MMm 3/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 (Mm 3/d) Fuente: Freyre & Asociados, 2006. Como demanda futura (sin restricciones) de Chile se consideró para la cuenca norte 4.5 MMm 3/d (por el aumento del precio del gas natural), para la cuenca austral 6.5 MMm 3/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:
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Figura 46: Proyección restricciones a las exportaciones a Chile desde las cuencas argentinas (Mm 3/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 MMm 3/d el año 2007, a 16 MMm 3/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 MMm 3/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 (Mm 3/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 MMm 3/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 MMm 3/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 MMm 3/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 MMm 3/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 MMm 3/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 MMm 3/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 MMm 3/día, ampliables a 20 MMm 3/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 MMm 3/día. Escenario: Argentina congela su producción. Bolivia cumple compromisos con Brasil y Argentina
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AÑO 2010 MMm3/día DEMANDA PRODUCCION IMPORTACION EXPORTACION GNL SUP/(DEF) ARGENTINA 150.4 130.0 27.7 7.3 0.0 BOLIVIA 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 Escenario: Argentina congela su producción. Bolivia no cumple total de compromisos con Argentina ni Brasil
AÑO 2010 MMm3/día DEMANDA PRODUCCION IMPORTACION EXPORTACION GNL SUP/(DEF) ARGENTINA 150.4 130.0 13.9 0.0 -6.5 BOLIVIA 18.0 46.9 28.9 0.0 BRASIL 96.3 64.0 15.0 17.3 0.0 CHILE 19.7 3.0 0.0 10.0 -6.7 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 MMm 3/día. Escenario: Argentina congela su producción. Bolivia cumple compromisos con Brasil y Argentina
AÑO 2015 MMm3/día DEMANDA PRODUCCION IMPORTACION EXPORTACION GNL SUP/(DEF) ARGENTINA 174.8 130.0 27.7 0.0 -17.1 BOLIVIA 23.4 81.1 57.7 0.0 BRASIL 118.5 86.1 30.0 2.3 0.0 CHILE 27.4 3.0 0.0 20.0 -4.4 Escenario: Argentina congela su producción. Bolivia no cumple total de compromisos con Argentina ni Brasil
AÑO 2015 MMm3/día DEMANDA PRODUCCION IMPORTACION EXPORTACION GNL SUP/(DEF) ARGENTINA 174.8 130.0 13.9 0.0 -31.0 BOLIVIA 23.4 52.2 28.9 0.0 BRASIL 118.5 86.1 15.0 17.3 0.0 CHILE 27.4 3.0 0.0 20.0 -4.4 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 MMm 3/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, Bolivia Perú. 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 MMm 3/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 Pisco CUIABA SANTA CRUZ BELO HORIZONTE 30 millones m3 SAO MATEUS TOCOPILLA TALTAL RIO DE JANEIRO
TUCUMAN SAO PAULO
URUGUAIANA PARANA PORTO ALEGRE LA MORA PAISANDU SANTIAGO MONTEVIDEO
BUENOS AIRES CONCEPCION BAHIA LOMA BLANCA LA LATA
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 MMm 3/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 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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