Abastecimiento de Gas Natural

8/4/2019 Abastecimiento de Gas Natural

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Pontificia Universidad Catlica de ChileDepartamento de Ingeniera ElctricaIEE3372 Mercado Elctricos

Abastecimiento deGas Natural

Profesor: Hugh RudnickProfesor Gua: Rodrigo MorenoIntegrantes: Hugo Tapia

Claudio Torres

Santiago, Mircoles 23 de Mayo de 2007.


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ndice

1. Introduccin... ... 3

2. Panorama energtico en el cono sur.. ... 42.1.Breve descripcin del mercado... ... 4

2.2.Breve descripcin de la crisis energtica Chile-Argentina. ... 182.3.Situacin actual: cambios provocados por la crisis ...... 19

3. El mercado internacional del gas natural.. 213.1.Oferta y demanda mundial.. .. 213.2.Factores que fijan el precio mundial: Henry Hub... ... 223.3.Reservas probadas, probables y posibles ... 263.4.Productos sustitutos... 263.5.Panorama futuro.. .. 27

4. Evaluacin de la situacin actual de los mercados electro-gasferos 29

4.1.Anlisis del mercado chileno.. .. 294.1.1. Red de transporte: interconexiones nacionales e internacionales .. 294.1.2. Equilibrios de mercado: Oferta y Demanda 30

4.2.Anlisis del mercado argentino. 334.2.1. Red de transporte: interconexiones nacionales e internacionales... 354.2.2. Equilibrios de mercado: Oferta y Demanda 364.2.3. Caractersticas de las interconexiones regionales... 37

4.3.Anlisis del mercado boliviano. 374.3.1. Red de transporte: interconexiones nacionales e internacionales... 394.3.2. Equilibrios de mercado: Oferta y Demanda 404.3.3. Caractersticas de las interconexiones regionales... 41

4.4.Anlisis del mercado brasileo.. 414.4.1. Red de transporte: interconexiones nacionales e internacionales... 424.4.2. Equilibrios de mercado: Oferta y Demanda 43

4.5.Balance energtico internacional454.6.Consecuencias para Chile y panorama de corto plazo... 48

5. Evaluacin de la situacin futura de estos mercados 495.1.Equilibrios de corto - mediano plazo (2008 2009). 495.2.Equilibrios de mediano - largo plazo (2010 2015). 545.3.Balance energtico internacional de mediano plazo.. 57

5.4.Proyectos Internacionales de Gasoductos y potenciales nuevos proveedores: Per yVenezuela... 595.5.Desarrollo de una institucionalidad para la estabilidad de los mercados.. 61

6. Conclusiones. 63


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1. Introduccin

El mercado del gas natural en Argentina est viviendo momentos complicados debido a lacreciente demanda del recurso y a la poca inversin efectuada para mantener los niveles decrecimiento actuales necesarios en produccin. Es esta situacin, la que ha influido en losimportantes recortes de exportacin de gas natural a Chile. Provocando incertidumbre en cuanto al

futuro de la oferta de gas a nivel chileno, y especialmente generando preocupacin en los sectoresenergticos e industriales.Es as como se ha provocado un cambio en la matriz energtica nacional, cambios en cuanto a

los combustibles utilizados en la industria, y cambios en cuanto al pensamiento futuro deabastecimiento, dando el vamos a proyectos como el de gas natural licuado.

Esta situacin no es un problema aislado, donde slo existen dos participantes: Chile yArgentina. Debido a las interconexiones tanto energticas como gasferas entre los paseslatinoamericanos, es importante considerar especialmente lo que sucede en Bolivia y Brasil, loscuales generan una dependencia para Chile dada tanto por seales de consumo como por laestabilidad poltica de cualquiera de estos pases.

Con el fin de realizar un estudio de las futuras condiciones de abastecimiento de gas natural para

nuestro pas, se estudiaran los antecedentes tanto a nivel mundial como regional que influyen en elmercado del gas natural.

Adems, se estudiaran los mercados a nivel nacional de cada uno de los pases mencionados,tomando en cuenta sus ofertas, demandas, equilibrios econmicos, niveles de inversin einterconexiones y capacidades de transporte, tanto nacionales como internacionales. Siempre con elobjetivo claro, de analizar como influyen estos datos en la oferta de gas natural chilena.

Finalmente, y en funcin de los datos investigados y los anlisis hechos, interesa obtener unaproyeccin en el mediano plazo de las posibilidades que tiene el mercado del gas natural chileno.


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2. Panorama energtico en el cono sur.

Latinoamrica es una regin que cuenta con muchos recursos naturales energticos distribuidosentre las naciones, y sus niveles de explotacin y produccin son muy variables segn sea elmercado y los mecanismos de incentivo que existan.

A continuacin se describirn las principales caractersticas de los mercados energticos de laregin, poniendo nfasis en los mercados elctricos y de gas natural, que son los relevantes para losobjetivos de este estudio.

2.1. Breve descripcin del mercado

a) Recursos y Capacidades de la Regin

En trminos generales, el recurso energtico ms utilizado en la regin es el petrleo ysus derivados, destacando la alta participacin que tiene el gas natural en Venezuela y

Argentina, debido a que se ha alentado su consumo a precios bajsimos en comparacin alnivel de precios internacional de este insumo. (Ver figura 1)

PARTICIPACIN DE ENERGAS PRIMARIAS EN PAISES SUDAMERICANOS.(AO 2005)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Argentina Brazil Chile Colombia Ecuador Peru Venezuela

PAIS

[%]

Oil Natural Gas Coal Nuclear Energy Hydro electric

Figura 1: Participacin de energas primarias en pases Sudamericanos (2005)Fuente: BP, 2006

En la siguiente figura se observan los principales campos gasferos de Sudamrica, y sunivel de reservas probadas y probables.


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Figura 2: Principales campos gasferos en SudamricaFuente: Arthur D Little, 2006

Nota: 1 TPC = 0.028 Tm3

El siguiente grfico muestra las reservas probadas y probables de gas natural en laregin, y su relacin con la produccin y consumos actuales:

Figura 3: Potencial de Integracin: Relacin entre Reserva y demanda proyectada por pasFuente: Arthur D Little, 2006

Nota: 1 TPC = 0.028 Tm3

Venezuela y Bolivia son los pases cuyas reservas le permiten situarse comoexportadores de gas al resto de la regin. Sin embargo el 90% de las reservas venezolanasse considera "asociado", es decir es "reinyectado" en los campos petrolferos para mantenerla presin que necesitan los yacimientos para producir petrleo. Venezuela est importandogas para sus necesidades internas, en continuo crecimiento a causa de lo obsoleto de lasinstalaciones, y sus altos consumos residenciales e industriales.


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Otro aspecto necesario de considerar cuando se estudia la complementariedad entrerecursos energticos, es el potencial hidroelctrico de los pases de la regin.

260

93

62

46 45 4026 23

68

93

14 100 5 2

8

13

0

50

100

150

200

250

300

Potencial

Capacidad

explotada

Figura 4: Potencial Hidroelctrico y capacidad explotada al 2005 (Valores en GW)Fuente: CIER y OLADE

No es posible desarrollar todo el potencial hidroelctrico debido a altos requerimientosde capital, altos costos de transmisin y requisitos ambientales cada vez ms exigentes.

Sin embargo, la energa hidroelctrica contina siendo con gran margen la principalfuente primaria para la generacin elctrica en la regin, como se aprecia en la siguientefigura:

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Argentina

Bolivia

Brasil

Chile

Colombia

Ecuador

Paraguay

Per

Uruguay

Venezuela

Regin CIER

Hidroelctrico

Termico

Nuclear

Autoproduccin

Figura 5: Composicin del abastecimiento de energa elctrica en 2005

Fuente: CIER

[GW]


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Sin embargo, en los ltimos 12 aos, la aparicin de los ciclos combinados a gas naturalha posibilitado un aumento de la capacidad de generacin trmica en la zona, debido a sus

bajos costos de produccin. El siguiente grfico muestra que en el decenio 1995 2005, laadicin de potencia instalada en los sistemas se realiza con una alta componente trmica.

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Argentina

Bolivia

Brasil

Chile

Colombia

Ecuador

Paraguay

Per

Uruguay

Venezuela

Regin

CIER

Hidroelctrico

Termico

Nuclear

Autoproduccin

Figura 6: Composicin del aumento de potencia instalada 1995-2005Fuente: CIER

El siguiente grfico muestra la participacin total de los distintos tipos de generacinelctrica en la regin de pases asociados a CIER (Comisin de Integracin EnergticaRegional, participan 10 pases de Sudamrica).

Figura 7: Resumen de la distribucin de la potencia instalada y generacin anual 2005, entre los tipos deinsumos utilizados (ao 2005)

Fuente: CIER


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b) Demanda y Oferta de energa en la Regin

Para efectos de anlisis, conviene dividir Latinoamrica en 5 sub-regiones (OLADE):

Mxico Amrica Central Caribe Pases Andinos (CAN: Colombia, Venezuela, Ecuador, Per y Bolivia) Cono Sur (Brasil, Paraguay, Uruguay, Argentina, Chile)

Los siguientes grficos muestran la evolucin de las demandas y generaciones deelectricidad en las sub-regiones, y del consumo y produccin de gas natural, en escenariosde baja integracin energtica entre los pases, y de alta integracin. OLADE ha estimadoque la diferencia entre estos escenarios equivale a un aumento de 1% del PIB para el casocon alta integracin energtica en gas natural y electricidad, por sus efectos positivos en lacompetitividad y crecimiento.

Figura 8: Proyeccin del consumo de Energa Elctrica [TWh]Fuente: OLADE, 2006


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Figura 9: Proyeccin de la generacin de Energa Elctrica [TWh]

Fuente: OLADE, 2006

Figura 10: Proyeccin del consumo de gas natural [109

m3]

Fuente: OLADE, 2006


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Figura 11: Proyeccin de la produccin de gas natural [109

m3]

Fuente: OLADE, 2006

Si observamos el consumo per-cpita de electricidad en la siguiente figura, se observaque si bien ha aumentado en la ltima dcada, todava es muy inferior al de pasesdesarrollados, por lo que existe un amplio margen de crecimiento lo que constituye unimportante desafo energtico para sostener el progreso de las sociedades de la regin.

Figura 12: Consumos per-cpita en pases de la regin (aos 1995 y 2005) en KWh/habitante.Fuente: OLADE, 2006

c) Comercializacin internacional de electricidad y gas

Durante la dcada de los 90, se desarrollaron diversas iniciativas de interconexiones degas y electricidad. Diversos fueron los acuerdos internacionales que se alcanzaron en lamateria, a nivel de la Regin Andina (Decisin CAN 536 de 2002), Centroamrica (TratadoMarco) y MERCOSUR (Decisin CMC 10 de 1998).

kWh/habUSA 13 200Japn 8 200

0 1000 2000 3000 4000 5000

Argentina

Bolivia

Brasil

Chile

Colombia

Ecuador

Paraguay

Per

Uruguay

Venezuela

Amrica del Sur

kWh/hab -ao 2005

kWh/hab -ao 1995


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c.1) Intercambios elctricos

En el ao 2004, los intercambios de electricidad a travs de las interconexionesrepresentaron un 0,7 % 5,7 GWh / 793 GWh de la demanda de energa enSudamrica.

Si se utilizase la totalidad de potencial de estas interconexiones, este valorllegara al 4 %. Para el 2010 se prev que el intercambio de energa entre pasesllegue al 7% de la energa generada. Esta situacin se muestra en el siguiente grfico:

Figura 13: Energa Generada versus Energa por Interconexiones en Sudamrica (2004)Fuente: CIER

Al ao 2004, se dispona en Sudamrica de una reserva de potencia del 41 %. Lapotencia de las interconexiones equivale a un 4% de la demanda de potencia, y se prev que este valor llegue al 7% en el 2010. Esta situacin se muestra en elsiguiente grfico:

Figura 14: Potencia instalada versus Potencia por Interconexiones en Sudamrica (2004)Fuente: CIER


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Para efectuar el intercambio elctrico, se han construido diversos sistemas detransmisin. En las siguientes figuras se muestran las centrales multinacionales yredes de interconexiones entre pases al ao 2005.

Figura 15: Mapa de centrales multinacionales y redes de interconexin entre pases

de Sudamrica al ao 2005

Fuente: CIER

60 Hz

50 Hz


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Figura 16: Tabla de centrales multinacionales y redes de interconexin entre pasesde Sudamrica al ao 2005

Fuente: CIER

c.2) Intercambios gasferos

Entre las dcadas de 1960 y de 1990, las exportaciones de Bolivia a Argentinafueron los nicos casos de intercambio en base al gas. La expansin de la generacintrmica con gas natural dio lugar a una ampliacin en el comercio regional de gasnatural, con Bolivia y Argentina como exportadores. Entre 1996 y 2002 seconstruyen 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 perodo enmillones de metros cbicos por da.


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Figura 17: Intercambios en el Mercado regional de Gas Natural al ao 2004Fuente: CIER.

Sin embargo, desde comienzos de la presente dcada ha surgido una crisis en losprocesos de integracin, originada en variados factores:

Incremento significativo en los precios del petrleo (del orden de 70 US$/barril)

y del precio internacional del gas que puede alcanzar valores que superan a los 7US$/MMBTU.

Inestabilidad poltica/econmica en los pases de la regin, donde ha existidoretroceso de los procesos liberalizadores iniciales, como en Bolivia y Argentina.Ello ha tensionado las perspectivas de integracin entre Bolivia-Brasil yArgentina-Chile, llegando a situaciones de ruptura unilateral de contratos delargo plazo.

Ello ha impulsado a Chile y Brasil a considerar alternativas de abastecimientoque incluyen el uso de GNL y biocombustibles para diversificar sus fuentes de

energticos.Para el intercambio gasfero en la regin, se han construido diversos gasoductos.

En las siguientes figuras se muestra la red de gasoductos actual.

MMm3/d

15

0 4

5,5

24

111

3

36.2


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15

Figura 18: Mapa de la red de gasoductos de Sudamrica al ao 2005Fuente: CIER


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Figura 19: Tabla con las caractersticas de la red de gasoductos de Sudamrica al ao 2005

Fuente: CIER

d) Resumen por pas de la situacin actual de abastecimiento en la regin (Fuente:CIER)

Argentina:

Restricciones en la inyeccin y transporte de gas han aumentado los costos Incertidumbre de algunos agentes sobre seguridad de abastecimiento por falta de

capacidad de generacin Inversiones privadas en generacin se han reducido y el estado emprende o

promueve proyectos (1600 MW en ciclos combinados, elevacin de cota deYacyret, Atucha II)

Bolivia:

Ha emprendido la renegociacin de los precios de exportacin del gas y de loscontratos de concesin con las empresas petroleras

Requiere la consolidacin de la nueva situacin y grandes inversiones para seguirampliando la exportacin de gas natural

Brasil: En 2001 enfrent una grave crisis de abastecimiento


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A partir de 2004 ha desarrollado un nuevo modelo regulatorio con la expansinplanificada mediante subastas centralizadas para la construccin de nueva capacidad

La construccin de los grandes proyectos estructurantes hidrulicos requiere altasinversiones y resolucin de problemas ambientales

La disponibilidad de gas natural es an limitada

Colombia: La vulnerabilidad al fenmeno de El Nio es menor que en el pasado gracias a la

expansin trmica, pero an genera algunas incertidumbres Para garantizar la expansin en la generacin se acaba de aprobar una nueva

metodologa para el Cargo por Confiabilidad que mejora la remuneracin de losgeneradores

Chile:

El 72% del consumo bruto de energa primaria proviene de importaciones (petrleo,carbn, gas natural). En los ltimos 10 aos, la participacin del gas natural en lageneracin elctrica pas del 0% al 36%.

La reduccin del suministro de gas argentino ha aumentado los precios y obligado auna estrategia de diversificacin (GNL, carbn, fuentes renovables)

Cambio regulatorio establece licitaciones a largo plazo de los distribuidores paraobtener contratos de abastecimiento

Ecuador:

La falta de capacidad de generacin ocasiona problemas en los perodos de estiaje,solucionados parcialmente con importaciones (TIEs) de Colombia. El gobierno lanzaun plan de emergencia de ahorro energtico.

El aumento del consumo se dar sobre todo en el sector industrial con un 7,9% en los

prximos 10 aos. Estn previstos nuevos proyectos de generacin,fundamentalmente hidroelctricos, a los que se agrega el segundo enlace conColombia (Enero/2007) y la operacin de la interconexin con Per.

Paraguay:

Las centrales binacionales podran asegurar abastecimiento ilimitado, pero existenproblemas de transmisin

El precio de la capacidad de las binacionales ha generado inters en proyectosalternativos.

El Plan Estratgico del Sector Elctrico de ese pas prev la insercin del gas naturala la matriz energtica nacional, para lo cual se est trabajando en la bsqueda deyacimientos econmicamente rentables y el desarrollo de proyectos de integracingasfera con Bolivia.

Per:

La sequa del ao 2004, con distribuidoras sin contratos, suscit dudas sobre laseguridad del abastecimiento. Cambio regulatorio importante para asegurarinversiones de generacin: ley 28832 de julio de 2006.

Se espera encontrar ms gas en Camisea, llevando a ahorros en el precio deelectricidad e incorporando nuevos proyectos de generacin con esta fuente.

Uruguay:

El retraso de inversiones hace vulnerable al sistema ante la sequa. Carencia de fuentes fsiles nacionales y de nuevos proyectos hidrulicos dificulta la

expansin.


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Venezuela:

El pas posee enormes recursos en fuentes primarias pero requiere grandesinversiones en capacidad de generacin y abastecimiento de gas. Existenrestricciones a la disponibilidad de gas para generacin trmica en la zonaoccidental.

Para un escenario alto, se prev que los requerimientos de generacin se incrementen

en un 37% para el 2012. Ya se tiene previsto instalar 4.140 MW en los prximos dosaos

2.2.Breve descripcin de la crisis energtica Chile-Argentina

Tras la pasificacin y el congelamiento de los precios internos regulados del gas naturaldurante 2002 en Argentina, ese mercado present un creciente desequilibrio entre oferta ydemanda. La distorsionada seal de precios produjo un fuerte aumento del consumo, al mismotiempo que desincentiv la realizacin de inversiones en mayor capacidad de produccin ytransporte de combustible.

Para manejar el problema de desabastecimiento interno, el gobierno argentino intervino elmercado de gas natural en marzo de 2004. Mediante la Resolucin N 265 y la Disposicin N27, se suspendi indefinidamente la entrega de nuevos permisos de exportacin y se estableci

programas de corte en la produccin y transporte de gas natural destinado a exportacin,limitando a cada cliente a no sobrepasar la demanda del ao anterior. Esto cre incertidumbre enla continuidad de los envos de gas natural hacia Chile.

En Junio del 2004, se dict la Resolucin N 659 que flexibiliz la administracin de loscortes, ordenando a los productores redireccionar el gas suficiente para cubrir la demandainterna. Ello dio origen a numerosas operaciones de swaps en que generadores chilenosaccedan al gas argentino a cambio de cubrir los costos adicionales de reemplazar estageneracin con combustibles alternativos en el mercado argentino.

Cabe mencionar que en invierno aumenta la demanda de gas natural en Argentina paracalefaccin y generacin de energa elctrica.

En mayo del 2005 se emiti la Resolucin N 752, orientada a modificar los esquemas decomercializacin de gas natural en el mercado mayorista argentino.

En Argentina, algunas medidas tomadas por el gobierno para reducir la falta de gas han sido:importacin de gas desde Bolivia, importacin de fuel-oil para generacin elctrica, importacin

de energa elctrica desde Brasil y la bsqueda de acuerdos para aumentar la capacidad detransporte interno de gas natural.

Esta situacin sorprendi a Chile con una alta dependencia del gas natural argentino, tantopara consumo final, generacin elctrica actual y tambin futura. Cabe sealar que los planes deexpansin del sistema de generacin estaban casi completamente basados en unidades de gasnatural al menos para los prximos 10 aos. Esta situacin de disponibilidad y bajos precios seinterrumpi abruptamente, y el pas debi comenzar a soportar las consecuencias de la escasezdel insumo y a prepararse tanto operativa como regulatoriamente para un cambio en la matrizenergtica nacional.

En la siguiente seccin se resumen las principales consecuencias que ha tenido para Chileesta crisis de abastecimiento de gas.


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2.3.Situacin actual: cambios gatillados por la crisis

Como se aprecia en el siguiente grfico, el nivel y profundidad de las restricciones de gasargentino han ido en aumento ao a ao.

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 operacin del sistema elctrico de generacin. Ello se debe a laobligacin de usar combustibles alternativos, incluso petrleo diesel, para abastecer lademanda. Se refleja en un aumento de los costos marginales de energa en perodos derestriccin, y en una presin al alza de los precios de nudo, pero que no se reflejaba enrpidos ajustes debido a la inercia que impone la banda de comparacin con los precios aclientes libres.

Esta rigidez del sistema de precios desalentaba el inicio de nuevos proyectos degeneracin, ya que si se volva a contar con gas barato, los costos marginales y los preciosde nudo caeran nuevamente.

Este riesgo de precio fue corregido por la aprobacin de la ley N 20018, que dio certezas alos inversionistas con precios de largo plazo en las licitaciones a distribuidoras. Adems, seflexibilizo 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.


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b) Se estableci que la ausencia de gas no era motivo de fuerza mayor para no darsuministro, y se castigan la potencia firme de las centrales que no pueden operar concombustible 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 ao 2009.

d) Se da mayor autonoma a los CDEC, dando estabilidad a sus ejecutivos.

e) Se abre posibilidad de que generadores ofrezcan incentivos a disminuir consumos, lo quepuede ser til en perodos de estrechez.

f) Usuarios industriales han debido respaldar sus operaciones con turbinas de emergencia.

g) Se incentiva el desarrollo de ERNC y PMG a travs de acceso al mercado de clientesfinales, subsidios en etapas de estudios, y otros, para diversificar la matriz energtica.

h) Los nuevos contratos de grandes clientes libres, han venido de la mano de la adicin degeneracin nueva, bsicamente a carbn, para respaldar los contratos.


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3. El mercado internacional del gas natural

El mercado de gas natural es actualmente un mercado emergente, con mucho potencial anpor desarrollar. En la medida en que el mismo logre gradualmente el status de commodity (bientransable) comercializado globalmente, como lo es el petrleo, tendr impactos significativos en laeconoma mundial, con mayores oportunidades pero tambin mayores riesgos, interdependencias y

alineamientos geopolticos.

3.1.Oferta y demanda mundial

En 2005 el mundo demand 7.500 millones de metros cbicos por da (MMm3/D) de gasnatural. El desglose de esta demanda considerando los mayores consumos es el que se apreciaen la figura 21. En el Cono Sur (Argentina, Brasil, Chile, Per y Bolivia) Argentina representams de la mitad del porcentaje.

EEUU23%

Unin Europea18%

Rusia15%

Cono Sur3%

Resto delMundo41%

Figura 21: Consumos mundiales de gas natural

Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2006

Debido principalmente a su menor contaminacin ambiental, abundancia, menor costo ymayor nivel de eficiencia en la generacin trmica, el crecimiento del consumo de gas naturalen los ltimos 25 aos ha sido del 3.1% por ao en promedio, excediendo el consumo de otrasfuentes energticas como el petrleo y el carbn, cuyo crecimiento ha sido de 1.1% y 1.9%respectivamente. ste crecimiento se muestra en la figura 22 a continuacin.

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

1990 1995 2000 2003

Trillonesdemetroscbico

s

Figura 22: Consumos Mundiales de Gas NaturalFuente: Energy Information Administration (EIA)


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Los consumos mundiales mencionados anteriormente, son destinados principalmente alsector industrial y al sector elctrico, con un 44% y el 31% respectivamente, de la demandatotal.

La tendencia alcista de las demandas o consumos, est acompaada de una tendencia alaumento en cuanto a las reservas probadas y probables de gas natural a nivel mundial.

Afortunadamente para el creciente mercado, sta es una tendencia que se ha mantenidohistricamente. A pesar de los altos niveles de consumo, esta tendencia alcista en cuanto areservas de gas natural, ha permitido mantener una alta tasa reserva-produccin, la queconsiderando cifras mundiales es de 66.7 aos (Worldwide Look at Reserves and Production, Oil &Gas Journal, Diciembre 19, 2005).

As, por ejemplo, al 1 de Enero de 2006, existan un estimado de 173.1 trillones de metroscbicos (Ver figura 23). Lo anterior representa un 1% ms que las reservas probadas un aoantes (BP Statistical Review of World Energy, Junio 2005). El mayor aumento en reservas de gas naturalfue hecho en Irn (Ver tabla 1). Otros pases como Arabia Saudita, Noruega, Nigeria eIndonesia, presentan considerables aumentos en sus reservas. Por el contrario, pases como

Bangladesh, Argentina, Taiwn, Alemania e Inglaterra, presentan disminuciones en susreservas.

TCM % Reservas Anteriores TCM

Irn 0.9 3% Bangladesh 0.17Arabia Saudita 0.2 3% Argentina 0.09Noruega 0.3 14% Taiwn 0.06Nigeria 0.26 5% Alemania 0.03Indonesia 0.2 8% Inglaterra 0.03TCM = Trillion Cubic Meters

Tabla 1. Mayores aumentos y disminuciones en reservas mundialesFuente: Oil & Gas Journal 2006

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

TCM

0 10 20 30 40 50 60 70 80

Medio Oriente

Eurasia

Africa

Norteamrica

Amrica Central ySudamrica

* Eurasia representa la unin de los pases europeos y asiticos, sin incluir al Medio Oriente.

Figura 23: Reservas Mundiales de Gas Natural. En detalle al ao 2006Fuente: Oil & Gas Journal

En base a las ltimas proyecciones hechas por la U.S. Geological Survey (USGS), existe unvolumen significante de reservas de gas natural por descubrir. A nivel mundial, se estiman unos120 TCM no descubiertos.

En cuanto a la produccin de gas natural, los pases con la mayor participacin son Rusia,

Estados Unidos y Canad, con 0.6, 0.54 y 0.19 TCM al ao. Haciendo una mirada por regiones,Europa es el continente de mayor produccin, considerando las cifras al 2005 tal como se ve enla figura 24.


23/64

23

0,77

1,1

0,32

0,14

0,12

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2

Norteamrica

Europa

Asia

Africa

Amrica Central y Sudamrica

TCM

Figura 24: Produccin de gas natural por regin. Ao 2005

3.2.Factores que fijan el precio mundial: Henry Hub

En la regin y en el mundo, el gas natural contina manteniendo el atractivo propio de unhidrocarburo eficiente y no contaminante, con una fuerte opcin para modificar la matrizenergtica en los pases, reduciendo con ello, la dependencia de otros hidrocarburos que no

presentan iguales ventajas. Latinoamrica, no escapa del inters y crecimiento de la oferta ydemanda de este hidrocarburo, generando con ello, anlisis e inters en lo que respecta al precioque ste debera tener.

El alza mundial de los precios del petrleo, ha llevado a que el precio del gas naturaltambin suba o est sujeto a reajustes. La correlacin entre los precios del gas y los precios del

petrleo se explican, entre otras cosas, por el hecho de que estos dos energticos se sustituyenentre s, especialmente en el sector elctrico, por ello muy difcilmente se puede hablar de una

desconexin entre los precios de estos dos combustibles.

Asimismo, en general, los precios de gas, an se pueden considerar regionales debido a queno existe un mercado mundial unificado de gas, sino en cambio, un mercado segmentado en elcual los precios se establecen considerando tanto las caractersticas de la oferta y la demanda,as como la oportunidad del mercado local y regional. Sin embargo, la tendencia a que seaconsiderado un commodity esta por llegar ya que el transporte de gas natural licuado (GNL) enel mundo, presenta actualmente un porcentaje de crecimiento del 7 %; y se espera se dupliqueen los prximos aos, con lo que la determinacin de precios deber tomar en cuenta eldesarrollo de esta tecnologa. Actualmente en el mundo, slo el 23% del comercio de gasnatural se realiza a travs de GNL, el resto se lo hace por gasoductos.

En cuanto a la determinacin de precios del gas, la literatura econmica muestra que cuandoexiste 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 cotizacionesestandarizadas 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 casode los anteriores, existe una relacin entre el precio del gas y el del petrleo, debido a que el

precio del gas es influenciado directamente va indexaciones con combustibles concurrentes.

En el caso de los monopolios, muchas veces, el mtodo utilizado para la fijacin de precioses el valor netbackde mercado, es decir, que los costos de transporte y de distribucin son


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24

deducidos del precio medio de las energas concurrentes en el mercado final. Como en Francia,Blgica, Holanda, Espaa 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 deexplotacin.

Tales contratos contienen obligaciones firmes de entrega y toma del gas, respaldadas porgarantas de pago en el caso de incumplimiento de esas obligaciones (llamadas deliver-or-payy take-or-pay, respectivamente). Los precios del gas suelen fijarse en base a frmulas oindexaciones de manera que perduren el trmino completo del contrato, los cuales comnmentellegan a 20 aos o ms, especialmente en el caso de proyectos integrados con transporte yconsumo (como por ejemplo el suministro dedicado a una termoelctrica).

En los aos 50, cuando se empezaron los intercambios gasferos a grandes distancias, particularmente Estados Unidos y Europa utilizaron sta ltima tcnica de contratos a largoplazo. Hoy en da, estos mercados funcionan en forma dual, utilizando tcnicas de tarificacin a

largo plazo o tarificando a precio spot.

En el caso latinoamericano los precios del gas natural, por lo general, se obtiene de la sumade los precios de gas en boca de pozo, ms las tarifas de transporte (en funcin de las distanciasy volmenes) y las tarifas de distribucin. En otros casos, los precios resultan de unanegociacin bilateral entre los pases involucrados.

Un dato interesante es el que se obtiene al momento de comparar los precios de los distintoscombustibles. El mejor mtodo es usar una comparacin en base al precio en dlares requerido

para obtener un MBTU (Ver tabla 2). De esta forma se est comparando en funcin de unmismo parmetro. Con esto, tal como podemos observar en la siguiente tabla, con datos delsector de generacin elctrica en Estados Unidos de Henry Hub para el gas y Platts para losotros combustibles, el gas natural queda en el tercer lugar considerando carbn, petrleo y

bencina.

Gas Natural Carbn Diesel Fuel - oilDic-05 8,83 2,14 11,76 6,36

Ene-06 6,92 3,32 13,57 6,66Feb-06 7,24 3,32 13,57 7,15Mar-06 6,93 3,32 13,94 7,84

Tabla 2: Precios de combustible en US$/MBTU

Fuente: OLADE, Enero 2007

Por tanto, el carbn al ser el combustible mas barato, sera el que se debera utilizar parageneracin elctrica. Sin embargo, los factores ambientales no lo hacen competitivo y su uso seve limitado.

Ahora, considerando los usos de estos combustibles para generacin elctrica, se hicieronestudios donde se busca el valor que debera tener el gas natural para poder competir con unacentral hidroelctrica, a carbn, diesel o fuel oil, considerando las eficiencias, costos deconstruccin 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 unacentral hidroelctrica, que es la que obtiene el menor valor, tiene que ser menor o igual a 3.6US$/MMBTU. Esto se puede observar en el siguiente grfico.


25/64

25

0

2

46

8

10

12

14

16

Hidro Diesel Carbn Fuel - Oil

US$/MBTU

Figura 25: Mximo precio del gas para generacin elctricaFuente: OLADE, Enero 2007

Especialmente en el caso hidroelctrico, estos precios no consideran el factor estocstico dedisposicin del agua. En periodos de sequa, por ms que el precio competitivo del gas versus

agua sea cercano a los US$3, el costo del agua vara debido a su escasez. En consecuencia, esms correcto comparar el gas natural con otros combustibles de su misma categora, como sonlos combustibles usados en generacin trmica. En el caso chileno, el gas natural entra endirecta competencia con el carbn. La diferencia es que en estos momentos debido a ladisponibilidad del carbn, est siendo ms usado que el gas natural. En conclusin, el anlisis 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 preciosdirectores, como es el caso del precio Henry Hub.

El Henry Hub es el mercado spot y de futuros de gas natural ms grande de los EstadosUnidos. Muchos intermediarios de gas natural tambin emplean el Henry Hub como su punto deentrega fsica del contrato o su precio de comparacin para sus transacciones spot de gasnatural.

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 yCosta del Golfo. El gasoducto Sabine est conectado a 13 gasoductos ms de fuera del HenryHub. Sabine tiene actualmente una capacidad de transporte de 51 millones de metroscbicos/da a travs del Henry Hub (capacidad mxima en condiciones ptimas).

El precio spot del Henry Hub y el precio en la boca del pozo refleja las condiciones desuministro y demanda para dos facetas distintas del mercado del gas natural. Este preciospotserefiere a las transacciones para entregas a realizar al da siguiente que ocurren en la planta detratamiento de gas de Henry y est medido aguas abajo del pozo, despus de que los lquidos delgas natural han sido eliminados y el coste de transporte ha sido incurrido. (Los lquidos de gasnatural son esencialmente los hidrocarburos que se pueden extraer en forma lquida del gasnatural tal como se produce, tpicamente etano, GLP y pentanos, aunque habr tambin algunoshidrocarburos pesados). En contraste, el precio en la boca del pozo incluye el valor de loslquidos 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 duracin.


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3.3.Reservas probadas, probables y posibles

Cuando se hace una estimacin de reservas de gas natural, siempre es necesario aclarar cules el grado de certeza con que se hacen esas estimaciones. El mtodo que adopta la industria entodo el mundo es clasificar las reservas como Probadas, Probables y Posibles.

La reservas probadas tienen una certeza prcticamente absoluta, casi no hay dudas de queexisten. Los expertos dicen que hay un 90% de probabilidad de que realmente estn bajo tierra.Las reservas probables, en cambio, son algo ms inciertas, generalmente se asocian a zonas delos campos productores que estn alejadas de los pozos que ya existen y de las que se conoce

poco, la probabilidad de que la suma de reservas probadas ms probables sea del tamao que selas plantea es del 50% en este caso.

Finalmente, las reservas posibles son an ms dudosas y fruto de clculos extremadamenteoptimistas, a tal punto que su existencia es ms cuestionable, la probabilidad de que la suma dereservas probadas ms probables ms posibles sea del tamao que se plantea es de slo el 10%.

Cuando se hacen grandes inversiones en gasoductos, LNG, GTL, termoelctricas, etc., conel propsito de capitalizar las reservas y tambin para que los proyectos sean sostenibles en eltiempo, generalmente se hacen verificando que la suma de reservas probadas ms probables seasuficiente para una vida de los proyectos de 20 a 30 aos.

3.4.Productos Sustitutos

Desde el punto de vista de generacin, los productos sustitutos al gas natural son loscombustibles utilizados con anterioridad a ste: carbn, petrleo, fuel-oil. No se considera como

producto sustituto al agua, debido a que es un elemento renovable, adems de que no esutilizado como combustible sino que es un elemento mediante el cual es posible generarelectricidad, tal como el viento, sol o geotermia.

La oferta de estos elementos es relativamente estacionaria. En el caso del petrleo, la ofertadepende altamente de su demanda en los grandes pases como Estados Unidos y Europa,especialmente en las pocas invernales donde su uso presenta una gran alza. De la tasa de

produccin de los grandes productores y de las medidas tomadas por la OPEP. Todo lo anteriorinfluye fuertemente en las variaciones de precio. El carbn depende de la produccin de estems que de su consumo. Esto se debe a que su uso esta en decadencia frente a otroscombustibles, especialmente el gas natural. Una de las grandes razones de la baja en la demandaes por factores medio ambientales.

Finalmente es interesante volver a las comparaciones hechas en el punto anterior, donde sehace un paralelo entre todos estos combustibles y se analizan en funcin de su eficiencia (Preciodel combustible por BTU generado), lo que da una idea real sobre que combustible es

preferible.


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3.5.Panorama Futuro

Considerando toda la informacin de los apartados anteriores, es claro que conocer o estimarel panorama futuro del mercado del gas natural resulta muy relevante, adems de revisar lo queocurrir con los mercados de los productos sustitutos.

Tomando los datos de la investigacin del EIA (System for the Anlisis of Global EnergyMarkets, 2006), se espera que a futuro el gas natural contine siendo la fuente energtica demayor preferencia en muchas regiones del mundo, con un crecimiento de 2.4% anual hasta el2030 (Ver figura 26), levemente inferior al del carbn, 2.5% y superior al petrleo, 1.4%. Comoresultado de lo anterior, el porcentaje de participacin del gas natural en la matriz energticamundial, aumentar de un 24% (2003) a un 26% (2030).

0

1

2

3

4

5

6

2003 2010 2015 2020 2025 2030

TCM

Figura 26: Proyeccin Demanda Mundial al 2030

Fuente: EIA

Del consumo total de gas natural, el sector industrial cuenta con un 44% y el sector elctrico

con un 31%. Las proyecciones al ao 2030 indican que estos sectores crecern a una tasa del2.8% y un 2.9% anual, respectivamente. (Ver figura 27)

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

2003 2010 2015 2020 2025 2030

TCM

Industrial

Elctrico

Otros

Figura 27: Proyeccin de consumo de GN segn sector de consumo

Fuente: EIA

A pesar del rpido crecimiento del gas natural proyectado al ao 2030, en el sector elctricoel carbn se mantiene por lejos como el combustible principal para la generacin elctrica.

Es importante considerar en estas proyecciones de crecimiento, que tpicamente losyacimientos de gas no son desarrollados y comercializados sino hasta mucho tiempo despus de

su descubrimiento.


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28

Adems, los yacimientos de gas frecuentemente no tienen viabilidad comercial a no ser quesean ricos en lquidos asociados, estn localizados cerca a un mercado existente, o sean de granmagnitud en reservas. Una parte importante de las mayores reservas del mundo, ubicadas enRusia (47.8 TCM), Irn (26.7 TCM) y en Qatar (25.8 TCM), no son comerciales debido a sulejana de los centros principales de consumo. En el caso del principal yacimiento de Per,Camisea (con 0.34 TCM probadas), tuvieron que pasar dos dcadas desde su descubrimiento

para que logre entrar en produccin (y por ahora principalmente reciclando el gas natural paraproducir los lquidos asociados).

En cuanto a las reservas de gas natural, existe un estimado 120 TCM en reservas nodescubiertas. Cifra ligeramente mayor a la estimacin del consumo acumulativo del recurso alao 2030. (Ver figura 28)

020406080

100

120140160180200

Reservas

Probadas

GasNatural

No

Descubierto

Crecimiento

Reserva

TCM

Amrica Central ySudamrica

Norteamrica

Africa

Eurasia

Medio Oriente

Figura 28: Reservas Probadas y No Descubiertas de GN al ao 2025

Fuente: US Geological Survey

Al ao 2025 se estima que se agregar un total de 66.5 TCM a las reservas actuales de gasnatural.

Considerando los datos entregados por la proyeccin, resulta claro que el mercado de estecombustible tiene un crecimiento sostenible. Las cifras de las tasas reserva-produccin son a lomenos mayores a 50 aos, con un promedio de 66.7 aos; las reservas por descubrir sonconsiderables, y los precios del recurso son competitivos considerando sus sustitutos, ademsdel plus que tiene el gas natural en cuanto a los beneficios de su uso medioambientalmentehablando. Lo anterior no ser posible, si no va acompaado de la inversin requerida para eldesarrollo del mercado.


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4. Evaluacin de la situacin actual de los mercados electro-gasferos

4.1. Anlisis del mercado chileno

Chile posee recursos energticos domsticos limitados. En consecuencia, el pas debeimportar el grueso de sus necesidades energticas. La confianza cada vez mayor de Chile en las

importaciones de energa, particularmente de gas natural, no ha sido sin consecuencias. En abrildel ao 2004, Argentina comenz a restringir exportaciones del gas natural a Chile, con cortesque han alcanzando recientemente casi el 100 por ciento de volmenes contratados. Chile, encambio, comenz a reconsiderar su poltica energtica, que, antes de las restricciones deimportacin, haba asumido un uso creciente de importaciones de gas natural y de energa desdeArgentina. Mas an, Chile ha comenzado a investigar otras fuentes de gas natural, tales como elgas natural licuado (GNL) o gas por caeras desde otros pases.

4.1.1. Red de transporte: interconexiones nacionales e internacionales

Sistema domstico

ENAP opera una red de las tuberas de gas natural que conectan campos de produccin en elpozo de Magallanes, con el centro de consumo importante.

Gasoductos de importacinSiete gasoductos, todos construidos a finales de los aos 90, conectan Argentina con Chile.

Tres en el sur: Tierra del Fuego, El Cndor-Posesin, y Patagonia abastecen las plantas demetanol operadas por Methanex, el productor ms grande de metanol del mundo. Methanexexporta la mayor parte de su produccin a Norteamrica y Asia. Las plantas de Methanex hansido afectadas por la interrupcin de las importaciones de gas natural desde Argentina, forzandoalgunas 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 centralelctrica Nopel perteneciente a esta sociedad. Tambin en el norte est el gasoducto NorAndino,que corre paralelo al de GasAtacama. En la regin central, el gasoducto GasAndes, conecta el

pozo de Neuqun en Argentina con Santiago de Chile. Tambin en la regin central, elGasoducto del Pacfico, conecta Neuqun con Chile central a la altura de Concepcin. Sus

principales dueos son TransCanad, El Paso, y Gasco, y abastece a distribuidores municipalesy centrales elctricas de gas. En abril de 2006, el consorcio de Gasoducto del Pacifico entreg

un estudio de impacto ambiental para una extensin del sistema para conectar la lneainterurbana principal con la central elctrica de Campanario en Cabrero. (Ver tabla 3)

Longitud (Km) Capacidad (MMm3/da)

Gas Atacama, Salta - II Regin 930 8.5Nor Andino, Salta - II Regin 7Gas Andes, Mendoza - RM 465 9

Gas. Del Pacfico, Cullen - VII Regin 531 10Bandurria, Tierra del Fuego 2

Condor - Posesin, XII Regin 2Dungenes - Dau2, XII Regin 2.8

Tabla 3. Longitudes y capacidades conexiones Argentina-ChileFuente: Informe Energtico 2004, OLADE


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4.1.2. Equilibrios de mercado: Oferta y Demanda

Mercado de gas natural

De acuerdo a la revista Oil and Gas Journal (OGJ), Chile tena 98 mil millones de metroscbicos de reservas probadas del gas natural a enero del ao 2006. El pas tiene poca produccin

domstica, sumando 1.08 mil millones de metros cbicos en 2004. ENAP controla toda laproduccin de gas natural en Chile, que ocurre sobre todo en pozos de Magallanes. Chile haexplorado vigorosamente el pas para encontrar reservas del gas natural, pero hasta ahora sinxitos significativos.

A pesar de su carencia de reservas domsticas, el consumo de gas natural de Chile se hamultiplicado en estos ltimos aos. Histricamente, la baja produccin domstica limitaba elconsumo, con el gas natural constituyendo solamente un 8 % del consumo de energa total(TEC) en 1996. Una combinacin de aumento de la demanda energtica, preocupacionesambientales, y de falta de confiabilidad de la hidroelectricidad incit el gobierno chileno areconsiderar su poltica energtica y animar el uso del gas natural. Para tal efecto, Chile

comenz importaciones a gran escala de gas natural por primera vez en 1997; desde entonces, elconsumo de gas natural del pas ha aumentado en un promedio de 21.7 % al ao, alcanzando8200 millones de m3 y el 26 % de TEC en el ao 2004.

Figura 29: Consumo y produccin de gas natural en ChileFuente: EIA

El principal usuario de este insumo, ha sido el sector de generacin elctrica, como se puedeapreciar en el siguiente grfico:


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USO DE GAS NATURAL EN CHILE

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

AO

MMm3

Transporte Industrial y Minero Comercial, Pblico y Residencial Generacion Elctrica

Figura 30: Uso de gas natural en Chile hasta el ao 2004 (en MMm3

)Fuente: CNE, Chile

Mercado Elctrico

La introduccin del gas natural, tuvo un fuerte impacto en el sector de generacin deenerga, disminuyendo los costos de produccin y las tarifas a clientes finales. Segn se apreciaen las siguientes figuras, la produccin con ciclos combinados a gas natural, lleg a representarun 24% de la energa total anual generada en el SIC, y un 70.9 % de la energa total anualgenerada en el SING.

GENERACIN EN EL SIC POR TIPO DE FUENTE

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

1,996 1 ,997 1,998 1 ,999 2,000 2,001 2,002 2 ,003 2,004 2 ,005 2 ,006

AO

[GWh]

HIDRAULICA CICLO COMBINADO TERMICA EFICIENTE TERMICA INEFICIENTE


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32

GENERACIN EN EL SING POR TIPO DE FUENTE

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

1,999 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006

AO

[GW

h]

HIDRAULICA CICLO COMBINADO TERMICA EFICIENTE TERMICA INEFICIENTE

Figura 31: Generacin de energa elctrica 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 expansin del sector,privilegiando el uso del carbn como insumo para la generacin trmica, y el GNL como mediode respaldo. Ello provoca una disminucin de la proyeccin de demanda de gas natural del pas

para los prximos aos.

Factores que afectan y/o distorsionan este equilibrio

Estos ltimos aos, las interrupciones peridicas en el flujo del gas natural de Argentina aChile han afectado el mercado chileno de gas natural. En el ao 2004, la Argentina sufri unacrisis energtica, forzndolo a cortar sus exportaciones de gas natural a Chile. Desde entonces,las exportaciones a Chile han fluctuado entre 20-50 por ciento debajo de volmenes contrados,

con el flujo de gas natural cesando totalmente en algunas ocasiones. Por ejemplo, Argentinacort totalmente las exportaciones a Chile por dos semanas en agosto de 2006. Los cortes de laimportacin han causado detenciones de centrales elctricas y de las instalaciones del metanol,as como ha forzado a los consumidores a cambiarse a combustibles ms costosos. Junto con loscortes en volmenes, la Argentina tambin ha aumentado los precios del gas natural: en julio de2006, la Argentina aument su impuesto de exportacin de gas natural a 45 %, a partir de un 20% inicial. La mantencin de estas dificultades estructurales en el sector del gas natural deArgentina, podran 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 paradiversificar su fuente de gas natural fuera de Argentina. En febrero de 2006, ENAP licit por$US 400 millones al grupo BG, la construccin de un terminal de regasificacin de GNLcercano a Quintero, en Chile central. BG ha comenzado la construccin este ao y espera traerla planta operando en el 2009. La planta tendr una capacidad estimada de produccin de 10MMm3/d, ampliable a 20 MMm3/d. ENAP ha firmado ya contratos de abastecimiento congrandes distribuidores. Paralelamente, SONACOL se ha iniciado un proyecto de gasoducto degas natural entre Santiago y Concepcin, para respaldar las operaciones en el sur.

Tambin ha habido proyecciones sobre un segundo terminal de importacin de GNL. Enagosto de 2006, el gobierno chileno anunci que Codelco conducira un esfuerzo de desarrollarun terminal en la parte norte del pas, que proveera a centrales elctricas y a consumidoresindustriales importantes. Suez tambin ha considerado la idea de construir un terminal norteodel GNL.


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33

4.2.Anlisis del mercado argentino

El mercado del gas natural en Argentina presenta una demanda creciente, con tarifasrelativamente bajas y con una actividad econmica creciente. El problema de este mercado, esque existe un estancamiento en la oferta del recurso. Lo anterior se debe primordialmente a los

precios.

As, se hace necesaria la inversin de privados, tanto a corto como a largo plazo, paraterminar con este estancamiento. Mientras se siguen trabajando los pozos actuales, se requierecontinuar con las exploraciones en las distintas cuencas sedimentarias, lo cual a su vez hace quesean necesarias estas grandes inversiones.

Argentina, cuenta con 24 cuencas sedimentarias con una superficie de 1.845.000 Km2. Deestas, slo 5 son cuencas productivas con una superficie que alcanza los 590.400 Km2 (32%),entre ellas la cuenca de Neuqun, la Austral y la Noroeste; y el resto son no productivas(1.254.600 Km2, 68%). Es en estas cuencas no productivas, donde existe un alto potencialexploratorio que necesita de estmulos efectivos para alentar inversiones de alto riesgo.

Debido a los pocos incentivos a la inversin que presenta este mercado, y a la crecientedemanda, en los ltimos aos se han presentado variadas restricciones a las exportaciones,especialmente a Chile. El periodo ms crtico fue el vivido en Mayo del 2004, donde Argentinahaba recortado sus exportaciones a Chile en un 50%.

En la tabla 3 se aprecian las exportaciones tanto a Brasil, Chile y Uruguay de los ltimosaos.

Ao Brasil Chile Uruguay Total

2001 2.0 14.0 0.1 16.1

2002 1.3 14.6 0.1 15.92003 0.9 17.1 0.2 18.22004 1.2 18.6 0.3 20.12005 0.9 17 0.3 18.22006 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 MMm3/da

Fuente: Secretara de Energa

Debido a sus grandes reservas gasferas, Argentina es un pas donde el consumo de gasnatural es muy elevado. Se utiliza tanto en el rea industrial, energtica, automotriz como en elconsumo domstico (Ver figura 32). As, presentando altos niveles de consumo interno, ms loscompromisos de envos del recurso a otros pases junto a una baja tasa de crecimiento en cuantoa la inversin en el mercado, se asoma (de hecho se est viviendo) un panorama no muyalentador.


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34

3%

9%

31%33%

3%

21%

0

5

10

15

20

25

30

35

Resid

encial

Com

ercial

Indu

strial

Centra

les

GNC

Otro

s

Mm3/da

Figura 32: Distribucin por tipo de consumo 2005Fuente: Enargas

Para paliar todo el consumo tanto interno como externo, Argentina recibe gas natural desdeBolivia. Lamentablemente Bolivia no ha resultado ser un pas estable en sus polticas, lo que hainfluido en intermitencias del transporte del gas al pas trasandino.

Mercado Elctrico

Argentina tiene el tercer mercado ms grande de Latinoamrica, con una matriz energticadescansando mayormente en energa hidroelctrica y centrales trmicas a gas. El 2004,Argentina gener 93.9 billones de kwatt/hora (Bkwh) y consumi 90.9 Bkwh en electricidad,con una capacidad total instalada de 30.6 gigawatts. (Ver figura 33)

51%

37%

1%

3%

5%

3%

Gas Natural

Petrleo

Carbn

Otros

Energa Hidrulica

Nuclear

Figura 33: Matriz Energtica al 2005

Fuente: Secretara de Energa

En el futuro se apunta a una mayor diversificacin de la matriz energtica, dada por laconstruccin de centrales trmicas con uso de carbn y diesel, adems de la construccin decentrales hidroelctricas (Yacyret) y la reactivacin de la construccin de la central nuclearAtucha II.


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35


Sistema domstico

El sistema de transmisin de gas natural est bajo el control de la Transportadora de Gas delSur (TGS) y Transportadora de Gas del Norte (TGN). TGS, emprendimiento conjunto de

Petrobras Energa y la Enron de los EEUU, opera como la empresa de transporte por ductos msgrande de la regin. La empresa entrega un 60% del total de gas natural que se consume enArgentina, principalmente en la zona del Gran Buenos Aires. TGS opera el gasoducto de SanMartn, que tiene 3430 kilmetros de extensin y 29 millones de metros cbicos por da(MMm3/da) de capacidad; vincula la parte austral del pas con Buenos Aires, as como con losductos Neuba I y II. TGN opera dos ductos grandes. Uno es el gasoducto Norte de 1450kilmetros y 23 MMm3/da, que conduce desde el Campo Duran hasta la planta principal decompresores en San Jernimo, llegando finalmente a Buenos Aires, mientras que el otro es elgasoducto Centro Oeste de 1820 kilmetros y 33 MMm3/da que atraviesa desde el campo deLoma La Lata, provincia de Neuqun, hasta San Jernimo.

La crisis energtica del 2004 hizo comprender que la red nacional argentina paratransmisin de gas natural no poda satisfacer la creciente demanda. Por lo tanto, el Gobierno

busc corregir el problema instituyendo medidas directas para promover las inversiones en elsistema. Los dos primeros proyectos ejecutados bajo este nuevo programa fueron la ampliacin

por US$285 millones de la planta de San Martn de TGS, la que aumentar su capacidad en un10%, y la ampliacin por US$169 millones de los oleoductos del Norte de la TGN.

Gasoductos de exportacin e importacin

Argentina tambin tiene extensas conexiones con los ductos de sus vecinos. Destaca enespecial la red de ductos que conectan Argentina a Chile, que consta de tres grandes redes: alsur, la red de Tierra del Fuego, El Cndor-Posesin, y Patagonia, que abastece a plantas demetanol en Chile; al norte, estn el gasoducto de GasAtacama (Ver Tabla 3) que pasa desdeCornejo, Argentina hasta Mejillones, Chile. Tambin en el norte est el ducto NorAndino,tendido en un recorrido paralelo al ducto de GasAtacama; y en la regin central, el ducto deGasAndes, el que conecta la cuenca de Neuqun en Argentina con Santiago de Chile. Tambinen la regin central est el Gasoducto del Pacfico, que conecta Neuqun con la parte central deChile.

Adicionalmente, como se aprecia en la Tabla 5, est el ducto Paran-Uruguayana, el queconecta Argentina y Brasil. La seccin argentina es operada por la Transportadora de Gas de

Mercosur, mientras que la seccin brasilea es operada por la Transportadora Sul Brasileira deGas. Existen planes para construir una extensin del ducto de 618 kilmetros desde Uruguayanahasta Porte Alegre, donde abastecera a centrales termoelctricas. Argentina tambin provee degas natural a Montevideo, Uruguay, por el Gasoducto Cruz del Sur (GCDS). ste proyectoincluy una concesin que cubre la posible extensin desde Uruguay hasta Porto Alegre al surdel Brasil. Por el lado de las importaciones, Argentina recibe gas de Bolivia a travs delgasoducto Yacimientos-Bolivian Gulf (Yabog). Para facilitar sus crecientes importaciones, elGobierno argentino solicit propuestas para construir un Gasoducto Noreste Argentino de milmillones de dlares y 969 kilmetros, entre los dos pases.


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36

Longitud (Km) Capacidad (MMm3/da)

Paran-Uruguayana 442 3Gas. Cruz del Sur 402 5.4Yac. Bolivian Gulf 441 7.5

Tabla 5. Longitudes y capacidades conexiones internacionalesFuente: Informe Energtico 2004, OLADE


Considerando solamente el mercado interno de Argentina, se presenta un escenario estable,donde la demanda es completamente abastecida por la produccin interna. A pesar del fuerteaumento de la demanda, que entre los aos 2000 y 2005 tuvo un crecimiento del 27%, la

produccin que en el mismo periodo tuvo un crecimiento del 22%, sigue siendo suficiente parasatisfacer el consumo (Ver figura 34). El problema se presenta a futuro, ya que si se continacon un mayor crecimiento de la demanda frente a la produccin, se llegar a un punto deequilibrio econmico donde la produccin interna no ser la necesaria para abastecer elconsumo interno. En un escenario como el anterior, Argentina se convertira en un pasnetamente importador de gas natural en vez de ser un pas exportador e importador,considerando el gas introducido desde Bolivia.

Figura 34: Demanda y Oferta de Gas Natural en Argentina

Fuente: FIER 2006

En base al anlisis anterior y tomando en cuenta ahora las importaciones de gas natural, sellega al siguiente resultado. La totalidad del gas boliviano inyectado a Argentina (alrededor de 5

MMm

3

/da a la fecha), est siendo automticamente despachado a Chile para cumplir con elacuerdo de exportacin (la demanda interna de Argentina es satisfecho con la produccininterna); agregando que se deben cumplir con los acuerdos con Brasil y Uruguay (0.4MMm3/da a la fecha).

Afortunadamente para Argentina, Brasil no est haciendo uso de toda su capacidad detransporte y slo esta generando un consumo cercano a los 3 MMm3/da. En el momento en queBrasil haga uso de todo el cao, Argentina se mover a un nuevo equilibrio donde requerirdisminuir alguno de sus consumos, ya sea el interno o la exportacin a Chile.

Finalmente, cabe destacar que la demanda de gas natural en Argentina se ve muyinfluenciada por el periodo que se est viviendo. Esto es, en invierno el consumo aumenta, y

sobretodo en aos secos donde no se puede generar normalmente con centrales hidroelctricas,el consumo de gas es mucho mayor que en aos lluviosos. Adems de las fluctuaciones de laactividad industrial.

MMm3/ao


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En el caso Argentino, el equilibrio del gas natural se ve alterado por dos grandes motivos.Uno de ellos ha si el poltico, tal como ocurri el ao 2004 donde la intervencin estatal

provoc un alto en la inversin, de la que hasta hoy en da se vive.

Por otro lado, Argentina se ve influida por las importaciones que recibe desde Bolivia. Siestas son alteradas, tal como se analiz en el punto anterior, la oferta no es la suficiente paraabastecer su demanda.

En la actualidad, Bolivia enva a Argentina entre cuatro y cinco millones de metros cbicosdiarios de gas, pero se ha comprometido a subir este ao a 7,7 millones, en 2008 a 16 millones ydesde 2010 a 27,7 millones de metros cbicos. El compromiso fue suscrito en octubre pasado enSanta Cruz por Evo Morales y su colega argentino, Nstor Kirchner. Estas importacionesvendrn a aliviar el mercado del gas natural en Argentina.

4.2.3.Caractersticas de las interconexiones regionales

Tomando en consideracin los momentos vividos en el ltimo tiempo, y la informacinentregada en la web, la poltica de despacho en Argentina es abastecer prioritariamente lademanda interna. Las exportaciones son en funcin de los excedentes del gas a nivel deconsumo nacional.

Como ejemplo de lo anterior, se puede tomar lo vivido en el ao 2004. Este ao, la ofertadel gas no fue la necesaria para cumplir con los compromisos a nivel internacional. Comoconsecuencia de esto, las exportaciones a Chile disminuyeron en un momento al 50%.

4.3. Anlisis del mercado boliviano

El mercado de los hidrocarburos ha dado un nuevo empuje a la economa boliviana. Boliviacuenta con la segunda reserva de gas natural ms grande de Latinoamrica despus deVenezuela. Adems con la llegada del nuevo presidente, Evo Morales, los hidrocarburos fueronnacionalizados y la economa boliviana fue muy beneficiada.

En este nuevo periodo de los hidrocarburos, se ve la necesidad de que la normativa delsector se actualice y considere ahora la nueva situacin de Bolivia como pas excedente de

reservas para otorgarles un mejor aprovechamiento. Impulsando as, el desarrollo de nuevosproyectos y nuevos mercados. Asimismo, si bien la poltica de mediano y largo plazo hasta elmomento habra sido enfocada a la exportacin de este energtico, se hace necesario desarrollar

polticas que incentiven el uso domstico del gas, en vista de las abundantes reservas y su bajocosto con relacin a otros energticos.

A partir de la promulgacin de la nueva ley de hidrocarburos en 1996 se incentiv tanto laexploracin como la explotacin de hidrocarburos. Sin embargo, de cara al contrato de ventacon el Brasil, la vocacin gasfera del pas qued definida, ya que los volmenes acordados en

principio no eran abastecidos con las reservas certificadas en ese momento, por cuanto lanecesidad de certificar mayores reservas fue evidente.


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Para incentivar esta inversin, los pozos existentes o descubiertos con anterioridad a la promulgacin de la ley tributan el 50% del valor de produccin y los nuevos el 18%. Estoscontratos no podrn exceder un plazo de cuarenta aos de adjudicacin. El objetivo dediferenciar entre campos existentes y nuevos, fue el de promocionar las inversiones enexploracin y explotacin de nuevos pozos.

Toda esta activa participacin y rpido crecimiento de la actividad se puede ver en las tablas6 y 7, donde se puede observar la evolucin de las exportaciones de gas natural a Brasil yArgentina respectivamente.

Ao MMm3/da

1999 2.22000 9.12001 13.32002* 20.4 - 24.62003* 24.6 - 30.08

2004 al 2019 30.08 *Los volmenes 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 Energa e Hidrocarburos)

Los contratos firmados con Brasil a partir del ao 2004, son contratos del tipo Take or Pay.

Aos MMm3

1972 - 1979 121961980 - 1989 219521990 - 1999 18695

Tabla 7. Exportaciones a Argentina segn dcada.Fuente: YPFB

En la actualidad, Bolivia presenta una exportacin diaria aproximada de 5.5 MMm3/dahacia Argentina y de 26 MMm3/da hacia Brasil.

Como se dijo, con la llegada de Evo Morales la economa fue muy beneficiada, pero con lanacionalizacin de los hidrocarburos decretada con la ley del 1 de Mayo de 2006, lasinversiones extranjeras entraron en un periodo de inestabilidad. Esto puede afectar fuertementeel mercado de los hidrocarburos en Bolivia, ya que gran parte de la inversin en gas natural

proviene del extranjero.

Mercado Elctrico

Bolivia cuenta con una matriz energtica predominantemente trmica, balanceada congeneracin hidroelctrica. El 2004, Bolivia contaba con 1.4 gigawatts de capacidad totalinstalada, generando 4.5 billones de kwatt/hora (Bkwh) y consumiendo 4.2 Bkwh deelectricidad. Estos datos no incluyen la electricidad generada en reas rurales donde existegeneracin con biomasa, la cual no presenta organizacin, es descentralizada y difcil decuantificar. (Ver figura 35)


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2,392,15 Trmica

Hidro

Figura 35. Matriz energtica de Bolivia (Valores en Bkwh)

De la capacidad instalada de generacin trmica, 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 domstico

La red de ductos para gas natural en Bolivia se subdivide en norte y sur. El Sistema Norteparte desde Ro 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 - Ro

Grande con una capacidad de 6.5 MMm3

/da.

El Sistema Sur nace en Yacuiba (Tarija) en la frontera con Argentina y se extiende cerca de1,700 Km. sirviendo, a las ciudades de Tarija, Sucre y Potos hasta llegar a Ro Grande donde seconecta al gasoducto Bolivia-Brasil. Este ducto tambin es conocido como el Yabog. El sistemasur es estratgicamente importante debido a que se encuentra cerca de los yacimientos de gasnatural de Margarita, San Alberto y San Antonio en la regin del Gran Chaco, descubiertos en1999. Asimismo, el sistema sur tiene la capacidad para transportar gas en sentido bi-direccional

permitindole a Transredes tener acceso al mercado argentino.

Gasoductos de exportacin

El Yabog es el principal gasoducto para la exportacin y cuenta con una capacidad de 13MMm3/da hasta Ro Grande; sin embargo, la capacidad de entrega a Argentina est limitada

por la capacidad de los ductos argentinos (6. MMm3/da en Refinor y 1.5 MMm3/da en el ductode Madrejones).

Adems, el gasoducto Yabog tambin se extiende hasta el Campo Durn en Argentina.Adicionalmente, el gasoducto Bolivia-Brasil de casi 3219 kilmetros (Ro Grande - Sao Paulo -Porto Alegre) es el ms largo de Sudamrica con una capacidad de transporte deaproximadamente 30.08 MMm3/da. Existe un segundo gasoducto Bolivia-Brasil (Ro SanMiguel - San Matas - Cuiab) de 626 kilmetros de extensin con 2.8 MMm3/da.


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Las reservas de gas natural de Bolivia se han incrementado significativamente en los ltimosaos, hasta 0.8 TCM, o incluso 1.5 TCM si se incluyen las reservas potenciales, superadas en laregin nicamente por Venezuela. Pese a estas grandes reservas, Bolivia no ha podidocapitalizar sus hallazgos por sus problemas polticos.

El Gobierno ha estimulado el uso domiciliar del gas natural, y ha apoyado la construccin dedos plantas de licuefaccin, la instalacin de 230.000 acometidas residenciales de gas natural, yun proyecto para convertir a 80.000 vehculos para usar este combustible. Pese al crecimientodel consumo interno, Bolivia todava cuenta con suficiente gas para desarrollar sus mercados deexportacin, los que siguen lentos por los problemas polticos internos.

Debido a todo lo anterior, es que Bolivia es considerado un pas exportador de este insumo.Lo cual se observa claramente en la figura 36, donde se muestra la oferta y consumo interno.

Figura 36: Demanda y Oferta de Gas Natural en ArgentinaFuente: FIER 2006

El consumo interno es el tercer destino de la produccin del gas natural boliviano. Aunqueel consumo creci cerca de un 50%, debido principalmente al uso en generacin de electricidad,su participacin porcentual baj respecto del total comercializado: a principios de 2003 elconsumo nacional era el 16,3% de la produccin nacional, a fines de 2005 su participacin baja 13,5%.

De la figura 36, se concluye que a pesar de un crecimiento de un 206% de la demanda entre

los aos 2000 y 2005, la oferta es mucho mayor que este consumo. Adems, a pesar de que la produccin tuvo slo un crecimiento de 162%, los excedentes de gas natural en Bolivia sonsuficientes para exportar las cantidades fijadas a Brasil y Argentina.


En el presente mercado del gas natural, la mayor amenaza es la inestabilidad polticaboliviana. Con la presencia de Evo Morales, existe una sensacin de inestabilidad en cuanto alas tomas de decisiones. Es esto lo que ha hecho que Brasil piense en buscar su estabilidadenergtica por otros medios, como la importacin de GNL o los biocombustibles.

Un gran proyecto que se tiene en carpeta es la exportacin de GNL a los Estados Unidos yMxico, el cual no se ha concretado aun. El proyecto implicaba invertir US$ 5 mil millones paraconstruir un gasoducto e instalaciones portuarias para transportar el gas natural desde el campo

MMm3/ao


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Margarita en el sur de Bolivia hasta la costa del Pacfico. Pacific LNG haba preferido la ciudadportuaria chilena de Patillos antes que el puerto peruano de Ilo, ya que ste hubiera costado unos$600 millones ms para construir el ducto. Finalmente esta decisin se transform en un

problema poltico, donde se ofreci gas por mar, debido a la escasez de gas natural en Chile.Esto no fue aceptado por el gobierno chileno.

Por otro lado, la nacionalizacin de los hidrocarburos decretada en Mayo de 2006, haprovocado un estancamiento de la inversin extranjera. Este ambiente ha generado problemascomo tomas de refineras por indgenas bolivianos, con la consiguiente alteracin de envos degas natural a Argentina en el mes de Abril de 2007.

El ltimo paso en la toma del poder se vivi el 12 de Mayo de 2007, con la toma simblicade dos pequeas pero estratgicas refineras que acord recomprar a la estatal brasileaPetrobras, en el proceso de nacionalizacin de la industria petrolera iniciado hace poco ms deun ao.

4.3.3. Caractersticas de las interconexiones regionales

En funcin de su posicin exportadora de gas natural, Bolivia ha firmado contratos deexportacin con Brasil y acuerdos de exportacin Argentina y Uruguay. Adems, presenta

proyectos de exportacin a California (EEUU) y Mxico por 37.8 MMm3/da, los cualesactualmente estn detenidos.

El contrato con Brasil es de 30 Mm3/da, con Argentina se ha comprometido a subir este aoa 7,7 millones, en 2008 a 16 millones y desde 2010 a 27,7 millones de metros cbicos diarios ycon Uruguay de 4 Mm3/da.

4.4.Anlisis del mercado brasileos

La economa brasilea se est recuperando de un perodo de lento crecimiento a inicios de ladcada, cuando el crecimiento real del producto interno bruto (GDP) alcanz un promedio deslo 1.3% durante 2001-2003. La economa creci un 4.9% en 2004 y, aunque se retarda a 2.3%en 2005, el ao 2006 alcanz un 3.7%. Mantener la inflacin controlada ha sido una prioridadde la poltica econmica del Brasil, lo que se reflej en 6.9% en 2005 y un histrico 3.1% en el2006, una mejora dramtica de la hiperinflacin vista en los aos 90. Otra prioridad econmica

ha sido reducir la deuda pblica.Brasil es el 10 mayor consumidor de energa en el mundo, y el tercer ms grande del

hemisferio occidental, detrs de los Estados Unidos y del Canad. El consumo de energaprimaria total en el Brasil ha aumentado significativamente estos ltimos aos. Adems, Brasilha tomado medidas en la ltima dcada para aumentar su produccin energtica total,

particularmente en lo que respecta al petrleo. El aumento de la produccin petrolferadomstica ha sido una meta a largo plazo del gobierno brasileo.


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Sistema domstico

Petrobras opera el sistema local de transporte del gas natural de Brasil. La red tiene sobre2500 Km de tuberas de gas natural, sobre todo en el sureste y nordeste del pas. La red consiste

en sistemas principales en el sureste, el noreste, y el estado de Espirito Santo; estos sistemas noestn actualmente interconectados, lo que ha obstaculizado el desarrollo de la produccin y delos consumos domsticos. En junio de 2006, la empresa China Sinopec comenz la construccindel gasoducto Gasene de 1175 Km que une las redes del noreste y sureste. En el 2005, comenzla construccin del Gas Unificacao, o Gasun; este proyectos de 2250 Km unir Mato Grosso dulSul, en el sudoeste del Brasil, a Maranhao, en el noreste. Estos proyectos de gasoductossatisfacen un objetivo que el gobierno brasileo anunci en junio de 2003: expandir la red degas natural del pas.

La falta de la infraestructura de transporte del gas natural en las regiones interiores del pasha obstaculizado la exploracin y la produccin. Particularmente, el estado de Amazonas

contiene considerables reservas que se mantienen inexplotadas, especialmente el campo deUrucu, que contiene las reservas terrestres ms grandes de gas natural del Brasil. En el ao2005, Petrobras comenz la construccin de la tubera que ligar Urucu a Manaus, la capital delestado de Amazonas. El proyecto incluye la construccin de una nueva tubera de 240 millasdesde Manaus a Coari, en donde interconectar con una tubera existente de gas de petrleolquido (LPG) que Petrobras convertir para transportar el gas natural. La tubera de Urucu ser

paralela a un oleoducto existente y llevar el gas natural que actualmente se re-inyecta durantela produccin petrolfera. Petrobras tambin planea construir una tubera de Urucu a PortoVelho, capital del estado de Rondonia, con el inicio de la construccin programada para el ao2007.

Figura 37. Gasoductos de gas natural en Brasil

Fuente: OLADE


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Gasoductos de importacin

Brasil importa el gas natural de Bolivia a travs del gasoducto de Gasbol que une a SantaCruz, Bolivia con Porto Alegre, Brasil, pasando por Sao Paulo. El Gasbol tiene una capacidadmxima de 30 MMm3/d, aunque su utilizacin en el primer trimestre de 2006 eran solamente

23.5 MMm3

/d. Gasbol tambin tiene una extensin de 275 Km, 2.8 MMm3

/d que se conectacon una central elctrica de gas natural en Cuibana.

Gasbol ha sido una continua fuente de conflicto entre Brasil y Bolivia. El acuerdo entre losdos pases 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 pocas en el pasado en que, debido al bajodesarrollo econmico, Brasil no ha podido utilizar el volumen entero. Adems, Bolivia haobjetado el bajo precio que Brasil paga por el gas natural del sistema Gasbol, que ha

promediado los $3.60 US$ por pie cbico durante el primer trimestre de 2006, bastante pordebajo de los niveles internacionales.

A pesar de esta situacin, Petrobras anunci en enero de 2005 que le gustara aumentar lacapacidad del gasoducto Gasbol, debido a la activacin de la demanda de gas natural en Brasil

por mejores perspectivas de desarrollo econmico. Sin embargo, la realizacin de esta extensines todava incierta. En mayo de 2006, Petrobras cancel los planes de expansin, sealando quelos clientes potenciales haban retirado sus compromisos para comprar sus aumentos deconsumo. Adems, la nacionalizacin del upstream de la industria del petrleo y del gasnatural de Bolivia en mayo de 2006, y su deseo de doblar el precio que Brasil paga por lasimportaciones de gas natural, siembran dudas sobre el futuro del proyecto.

Brasil tambin recibe gas natural desde Argentina a travs del gasoducto Paran-Uruguayana. Este ducto de 2.8 MMm3/d abastece a una central elctrica de gas operada porAES. Existe una extensin en construccin de 611 Km, que conectar Uruguayana a PortoAlegre. Finalmente, los operadores del gasoducto Cruz del Sur, que actualmente conectaBuenos Aires a Montevideo, mantienen una concesin para extender el ducto a Porto Alegre.

Brasil ha realizado conversaciones con Venezuela y Argentina acerca de la construccin deun nuevo sistema de gasoductos de gas natural, de 8050 Km que conecte los tres pases, llamadoel Gasoducto del Sur. El sistema, que facilitara exportaciones desde Venezuela a los otros dos

pases, podra costar por lo menos US$ 20 mil millones. El plan, sin embargo, no ha avanzadoms all de las etapas de planificacin: los factores que podran afectar la viabilidad del

proyecto incluyen su alto costo, desacuerdos sobre las tarifas, y dudas sobre la disponibilidad de

la produccin 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 tena 322 mil millones de metroscbicos de reservas probadas de gas natural en 2006. Los pozos de Campos y Santos contienenla mayora de las reservas, pero hay tambin reservas importantes en el interior del pas. A pesarde las importantes reservas de gas natural del Brasil, su produccin ha crecido lentamente estosltimos aos, principalmente debido a una falta de capacidad local de transporte y en partedebido a precios internos bajos. En el futuro, Brasil espera desarrollar su creciente produccinde gas natural a travs de una expansin de la red local del transporte del gas natural, de la mano

de las instalaciones productoras de petrleo, y de la creciente explotacin de las reservasexistentes.


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El consumo del gas natural es una pequea parte de la matriz energtica del pas,constituyendo solamente el 7% del consumo total de energa en 2004. Los altos precios del

petrleo han ayudado a estimular la demanda por gas natural en Brasil: el gas natural se utilizasobre todo como substituto para el fuel-oil en aplicaciones industriales y de generacin elctrica,y los precios internos para el gas natural son mucho ms bajos que los precios internacionales

del fuel-oil. Adems, la introduccin de importaciones de gas natural ha conducido a un rpidocrecimiento en el consumo domstico.

Organizacin del sector

Petrobras es el mayor productor de gas natural en Brasil. La compaa controla sobre el 90%de las reservas del gas natural del Brasil. Otros agentes importantes en el sector incluyen Sulgasy la britnica GP. La Agencia Nacional de Petrleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP),dependiente del Ministerio de Minas y Energa, ha intentado atraer la inversin internacional alsector, a travs de licitacin de licencias, la ltima de las cuales entregaba bloques que se piensacontengan cantidades comerciales de gas natural.

Petrobras es tambin el ms importante proveedor mayorista del gas natural. La leybrasilea permite que cada estado mantenga un monopolio en la distribucin del gas natural ensu respectivo territorio, pero muchos estados han comenzado a privatizar parcialmente estascompaas de distribucin. Petrobras ha comprado acciones en varias de estas compaas. Elsector industrial es el mayor consumidor del gas natural en Brasil, representando cerca del 80%del consumo domstico total. Sin embargo, los dos sectores de crecimiento ms rpidos son lageneracin termo-elctrica y el gas natural comprimido para vehculos (CNG).

Exploracin y produccin

El ao 2004, Brasil produjo 9.5 mil millones de metros cbicos de gas natural. La mayorproduccin del gas natural del Brasil ocurre en el pozo Campos en el estado de Ro de Janeirode pozos costa afuera. La mayora de la produccin terrestre ocurre en los estados de Amazonasy de Baha, aunque el gas natural producido aqu est destinado sobretodo para consumo localdebido a la falta de infraestructura de transporte. Sin embargo, varios nuevos proyectos deinfraestructura de transporte se espera que faciliten la produccin creciente en estas regiones.

En el ao 2006, Petrobras anunci un ambicioso plan para aumentar su produccin de gasnatural a 14.56 mil millones de metros cbicos antes de fines de 2008. El proyecto se centraraen el aumento de la produccin de los campos existentes de Marlim y de Merluza, y contempla

dos nuevos campos relacionados en el estado de Espirito Santo.


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Figura 38. Consumo y produccin de gas natural en BrasilFuente: IAE


Como se puede apreciar en la figura, el mercado de gas natural es altamente dependiente delas importaciones desde Bolivia. En el ltimo tiempo, Bolivia se ha transformado en un

proveedor riesgoso para Brasil. Debido a ello, Brasil ha modificado su estrategia deabastecimiento hacia el fomento de la produccin propia y el GNL, de modo de obtener mayorseguridad y flexibilidad de suministro.

4.5. Balance energtico internacional

Conociendo el presente de los mercados actuales de los pases involucrados en losintercambios gasferos, Argentina, Bolivia, Brasil, Chile y en un pequeo porcentaje Uruguay,es posible realizar un balance energtico internacional en funcin de sus consumos y

producciones.

En la actualidad existen dos pases que presentan una mayor presencia en la exportacin,Bolivia y Argentina, y dos pases que presentan una presencia de mercado donde slo realizanimportaciones, Brasil y Chile, al que se puede agregar Uruguay con un consumo que se puedeconsiderar despreciable frente a los consumos del resto de los pases.

Aun cuando los consumos de gas natural en la regin, tal como se muestra en los puntosanteriores, han presentado tasas crecientes, en la actualidad el consumo per capita de los paseslatinoamericanos es muy bajo en comparacin con los consumos per capita de Estados Unidos(2349 m3/habitante) y Europa (1454 m3/habitante). La nica excepcin la presenta Venezuela.(Ver figura 39)


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46

13

54

77159

173

474

1045

1672

0 500 1000 1500 2000

Peru

Brasil

EcuadorColombia

Chile

Bolivia

Argentina

Venezuela

m3/habitante

Figura 39. Consumo per capita de gas natural por pas en m

3/habitante

Fuente: OLADE

Estos consumos de gas natural por pas, en la actualidad tienen la posibilidad de aumentarsin la obligacin de invertir en construcciones o ampliaciones de gasoductos, debido a lacapacidad ociosa que presentan los gasoductos actuales (Ver Figura 40). El mayor problemaactual del gas natural se debe a la produccin del insumo, la cual no es abastecida en sutotalidad. En otros casos se requiere de ampliaciones o construir nuevos gasoductos, como es loque sucede en la conexin internacional Bolivia-Argentina, donde la capacidad de transporteest al borde de ser alcanzada por su uso. Es ms, este ao llegar a ser utilizada en su totalidad

por lo que se hizo necesario la construccin de una nueva conexin (Gasoducto del noresteargentino, ver prximo captulo).

43

30

7,5

5,4

17

26

5

0,4

0 10 20 30 40 50

Argentina -Chile

Bolivia - Brasil

Bolivia -Argentina

Argentina -Uruguay

MMm3/dia

Consumo

Capacidad

Figura 40: Capacidades de transporte y utilizacin de ellas

Fuente: Elaboracin propia

En la figura 41, se muestran los gasoductos nacionales e internacionales actuales en unavisin general. Tal como se observa, Argentina cuenta con una completa conexin a nivelnacional, la cual le permite estar conectado de sur a norte, siendo limitado solamente por lascapacidades de los gasoductos. No as en Chile, por ejemplo, donde no existe conexin gasferaentre el norte, centro y sur del pas.


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Figura 41: Conexiones gasferas de la regin, 2006Fuente: Petrobras

A lo anterior, es til agregar un resumen de oferta y demanda interna de gas natural paracada pas, mostrada en la tabla 8.

Demanda (MMm3/d) Produccin (MMm3/d)

Argentina 131 140Bolivia 14 44Brasil 71 48Chile 20.6 6.6

Tabla 8: Demanda y produccin promedio por pas, ao 2005Fuente: FIER 2006

Considerando los datos anteriores, es

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Abastecimiento de Gas Natural