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Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPALONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la
Nación.
ESTUDIO 1.EG.33.6
ESTUDIOS SECTORIALES*
COMPONENTE: GAS NATURAL Y DERIVADOS
AUTOR: NICOLAS CARUSO**
MARZO 2003
* Las opiniones expresadas en los Informes son de exclusiva responsabilidad de los autores y pueden no
coincidir con las de las organizaciones.
** El autor se desempeña en la Fundación Capital, Buenos Aires.
Índice
Análisis de la tarea desarrollada y consideraciones generales del trabajo ........................3
El mercado de gas natural .................................................................................................6
Descripción de la actividad y características del negocio gasífero. El gas como
insumo energético mundial ..................................................................................6
La reestructuración del sector energético en Argentina .....................................16
Década de los ‘80: crisis energética y situación pre-reforma.............................16
La reforma energética de los ’90 ....................................................................... 17
La reforma en el sector petrolero .............................................................18
La reforma en la industria del gas natural ................................................22
Marco regulatorio ..........................................................................23
Estructura de la oferta del mercado de gas natural en Argentina ....................................32
Consideraciones generales .................................................................................32
Titularidad del capital.........................................................................................36
Barreras de ingreso al mercado ..........................................................................38
Proveedores ........................................................................................................40
Integración vertical y estrategias en la industria ................................................41
Localización geográfica de los activos gasíferos ...............................................45
Sector del upstream ..................................................................................45
Sector transporte ......................................................................................48
Area de influencia de los distribuidores...................................................50
Influencia del negocio gasífero en el desarrollo de los mercados regionales
de Argentina ....................................................................................................................53
Inserción internacional y ventajas competitivas ............................................................56
Competitividad y mapa regional del gas natural .............................................................57
Comercio exterior argentino de gas natural ....................................................................61
Generación y exportación de electricidad: sinergias con el gas natural ..........................62
Mercados regionales........................................................................................................67
Chile ...................................................................................................................67
Sector energético......................................................................................67
Sistema eléctrico ......................................................................................74
Proyecciones de demanda de gas (2002-2010) ........................................76
Brasil ..................................................................................................................82
Estructura de la industria de gas natural...................................................82
Perspectivas..............................................................................................85
Uruguay ..............................................................................................................89
Estructura del sector de gas natural..........................................................89
El mercado de GNC ........................................................................................................90
¿Qué es el GNC? ............................................................................................................ 90
Un poco de historia .........................................................................................................91
Los números del GNC.....................................................................................................93
Los cambios de la coyuntura...........................................................................................95
Dificultades y perspectivas del uso de GNC ...................................................................98
El mercado de GLP .......................................................................................................100
¿Qué es el GLP? ...........................................................................................................100
El GLP en el mundo .....................................................................................................101
El mercado local de GLP ..................................................................................................102
Demanda ..........................................................................................................102
Oferta ...............................................................................................................107
Precio del GLP .................................................................................................110
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
1
El sector en los noventa.................................................................................................112
Transformación y evolución del sector .........................................................................112
Producción de gas y generación de energía eléctrica ...................................................120
El sector a partir de enero 2002 ....................................................................................124
Introducción .................................................................................................................124
Precios y tarifas del gas natural.....................................................................................125
Formación de precios .......................................................................................125
Precio del gas en boca de pozo.........................................................................125
Costo del transporte y margen de distribución .................................................127
Evolución reciente de las tarifas.......................................................................128
Demanda interna del sector ...........................................................................................132
Exportaciones de gas natural.........................................................................................134
Producción, transporte y distribución............................................................................135
Dificultades del sector en la actual coyuntura...............................................................139
Incremento de los costos financieros................................................................139
Aumento de los costos e inversiones operativas ..............................................141
Desaparición del crédito interno y externo.......................................................143
Dificultades en la adquisición de suministros ..................................................143
Falta de seguridad jurídica ...............................................................................143
Dificultades adicionales de las distribuidoras ..................................................144
Impacto de la coyuntura en la rentabilidad de las empresas.............................144
Acciones de las empresas en el corto plazo ..................................................................146
Inicio proceso de renegociación de las tarifas con el gobierno ........................146
Default y renegociación de la deuda externa....................................................148
Revisión de los contratos con proveedores y clientes ......................................149
Reducción de los gastos de inversión...............................................................150
Problemas de la coyuntura del sector eléctrico .............................................................151
Efectos de la devaluación sobre la competitividad del sector.......................................154
Impacto de las potencialidades y de la coyuntura............................ .............................160
Los supuestos ................................................................................................................160
Los resultados................................................................................................................162
Desarrollo de proveedores.............................................................................................164
Reconversión de empresas ............................................................................................164
Obstáculos y políticas de acción ...................................................................................166
Pesificación de tarifas y contratos vs. costos operativos...............................................167
Dificultades en la adquisición de suministros. ............................................................. 167
Problema de la deuda externa del sector .......................................................................167
Inseguridad jurídica.......................................................................................................168
Falta crédito interno y externo. .................................................................................... 169
Renegociación del marco regulatorio y seguridad jurídica ...........................................169
Dificultades del sector eléctrico ...................................................................................171
Trabas al desarrollo del GNC........................................................................................172
Estímulo a la competencia.............................................................................................173
Incentivos a la exploración y legimitidad de la normativa............................................174
Distorsiones en el precio relativo de los combustibles..................................................175
Instrumentos de política pública ...................................................................................176
Fuentes consultadas.......................................................................................................181
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
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2
Análisis de la tarea desarrollada y consideraciones generales del trabajo
Por el presente, se hace entrega de la versión final del estudio sectorial que complementa y
profundiza el trabajo oportunamente presentado en el Informe de Avance, alcanzando finalmente
los objetivos generales y particulares trazados al inicio de la puesta en marcha del proyecto que nos
ocupa. Esto es, realizar un adecuado diagnóstico del sector, identificando las potencialidades o
ventajas comparativas del mismo y los obstáculos (derivados o no de la actual coyuntura) que
impiden su normal desenvolvimiento, proponiendo en consiguiente políticas que promuevan la
superación de estos últimos.
Con dicho propósito, el presente trabajo aborda desde su inicio mismo la cuestión central
que aquí nos trae, brindando en primer lugar una descripción de las ventajas naturales del gas en sí
mismo (es decir, en relación con otros combustibles sustitutos), incluyendo las características
esenciales que hacen del negocio gasífero una actividad particular, que terminarán siendo
determinantes al momento de explicar los alcances e implicancias de la actual coyuntura para el
desarrollo del sector. Y tras una descripción de la estructura del sector gasífero argentino, se tratan
las potencialidades o nichos que detentan particularmente las empresas gasíferas argentinas a nivel
mundial y regional, atendiendo a la situación energética de nuestros países vecinos (también
clientes comerciales) y su potencial de demanda futura. Luego se hace una breve reseña de la
evolución durante los ’90 y a continuación, con mayor grado de detalle y análisis, su performance
durante el proceso devaluatorio y pos default, de donde surgen los principales obstáculos y
dificultades económico-financieras que enfrentan las empresas como así también las medidas de
corto plazo que aquellas han encarado con el propósito de sortear la difícil coyuntura. Y finalmente,
se intenta cuantificar los beneficios que sobre la producción, exportaciones y empleo –entre otras
variables- acarrearía el aprovechamiento de tales potencialidades, incluyendo el impacto que la
devaluación pudiera haber tenido en la competitividad del sector y acciones mediante tendientes a
remover los obstáculos que impiden el desarrollo de tales ventajas.
Si bien las conclusiones a las que arriba el presente estudio son generales y abarcativas para
el sector en su conjunto (en cuanto a que es un solo capítulo para todos los componentes), se creyó
conveniente separar el tratamiento de gas natural propiamente dicho del de sus principales
derivados (GNC y GLP) en lo que se refiere a características de la actividad, estructura de la oferta,
evolución, potencialidad y dificultades de la coyuntura, dadas las características particulares de cada
uno de estos mercados. De allí la existencia de un capítulo propio para GNC y otro para GLP
(igualmente, esta consideración y una explicación más detallada de las razones que llevaron a
adoptar este tratamiento son explicadas en el capítulo inicial del trabajo). Esta aclaración es útil para
que se entiendan (o al menos eso se pretende) las razones por las cuales cada vez que se explique la
ubicación de los “Términos de Referencia” a lo largo del presente trabajo se insista con atender
complementariamente los capítulos referidos al GNC y GLP.
Para el desarrollo de este estudio se consultaron numerosas fuentes de información, tanto
nacionales como internacionales y papers o bibliografía especializada en la reestructuración del
sector en Argentina, todas éstas citadas en la parte final del presente estudio (sección “Fuentes
consultadas”). En este sentido, un aporte significativo fue sin duda la información que se obtuvo de
las diversas entrevistas mantenidas con empresas, cámaras, instituciones privadas del sector y
organismos oficiales (Enargas y Secretaría de Energía), habiendo contribuido todos estos en gran
medida a delinear y más adelante profundizar los conceptos aquí vertidos sobre las ventajas,
limitaciones y obstáculos económico-financieros que enfrenta la generalidad del sector. La mayoría
de estos contactos ya se habían realizado al momento de entregar el Informe de Avance, por lo que
en esta ocasión se suman las experiencias logradas con las autoridades de la Secretaría de Energía y
el IAPG. De todos modos y en este aspecto, quedaron algunas cuestiones pendientes de alcanzar
aunque sin por ello afectar las conclusiones generales del trabajo. En primer lugar, a los efectos de
calcular la evolución que a nuestro entender sufriría el mercado doméstico de gas natural en los
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próximos años, no se pudo contar con las proyecciones de la Prospectiva 2002 que anualmente
elabora la Secretaría de Energía dado que la misma aún está en trámite de elaboración, por lo que se
debió trabajar sobre los números presentados en la Prospectiva 2001. En segundo término, tampoco
se pudo conocer el resultado de las auditorías que el propio Enargas realizó sobre los números
presentados por las transportistas y distribuidoras de gas ante la Comisión de Renegociación de
Contratos (CRC), en ocasión de exponer éstas los problemas operativos y financieros derivados de
la devaluación y pesificación de contratos, por lo que este punto se desarrolló analizando los
balances auditados de las empresas licenciatarias del servicio (similar fuente se utilizó para conocer
la situación económica financiera de las productoras). Y en tercer lugar, aspectos relacionados con
la actividad primaria de la actividad. En este sentido, la principal dificultad estuvo planteada por el
hecho que las estadísticas en este segmento -por las características naturales de la actividad- están
en la gran mayoría de los casos (tanto en lo referente a cuestiones de estructura de la oferta como a
números de la coyuntura) consolidadas con la actividad extractiva de petróleo, habiendo resultado
muy difícil (y a veces imposible) su desagregación. Inclusive y ésto debe resaltarse, las empresas
productoras propiamente dichas son quienes más renuentes se mostraron a colaborar con el
proyecto cada vez que se lo requirió (ya sea para realizar entrevistas o solicitar estadísticas),
negando todo tipo de información o bien aceptando en un primer momento y luego dilatando el
contacto hasta el cansancio. Algunas de ellas directamente (sin ningún tipo de excusas) negaron su
apoyo. En el mismo sentido obró la Cámara de Exploración y Producción de la Argentina (CEPA),
una de las dos cámaras que agrupa las empresas del sector primario. En consecuencia, toda la
información aquí vertida correspondiente al sector primario gasífero argentino se obtuvo luego de
un arduo trabajo de análisis de material escrito y entrevistas con autoridades de institutos
especializados (caso IAPG e Instituto Gral. Mosconi) y de la Secretaría de Energía.
Por último, debe recalcarse el exhaustivo trabajo de análisis e investigación desarrollado en
base a la recopilación de estadísticas nacionales e internacionales y asistencia a cursos y seminarios
(como el de gas licuado de petróleo organizado conjuntamente por el IAE y la Secretaría a fines de
2002).
Revisión esquemática de la actividades contempladas en el instructivo
•
Actividad 1: “Elaboración para el sector de un cuadro estadístico de la evolución de las
principales variables: producción, empleo, importaciones, exportaciones, inversiones recientes,
etc.
Esta actividad fue desarrollada en su totalidad y enviada a la unidad coordinadora de la Cepal
junto con el estudio realizado en forma escrita.
•
Actividad 2: “Descripción de la trama productiva del sector y su contribución al desarrollo
local: número y tamaño de las empresas, relaciones y características de los vínculos con otros
sectores económicos e instituciones (cámaras, ciencia y tecnología, agencias de fomento a las
Pymes, etc), participación y relevancia de la trama para la economía regional, mecanismos de
financiamiento de la actividad, clima de inversión, marco regulatorio del sector”.
Este tópico fue desarrollado dentro del capítulo “Mercado de gas natural” bajo los apartados
“La reestructuración del sector energético en Argentina” e “Influencia del negocio gasífero en el
desarrollo de los mercados regionales de Argentina”. Algunos aspectos son también tratados de
manera complementaria cuando se describe la evolución del sector durante la década de los ’90. Ver
también capítulos de GNC y GLP.
•
Actividad 3: “Caracterizar la inserción internacional del sector: describiendo el patrón de
exportación y de importaciones, los principales mercados, la participación en el Mercosur,
etc.”
Estos aspectos se desarrollaron en el capítulo “Inserción internacional y ventajas
competitivas”. Pero tal como indica este título, aquí se tratan conceptos mucho más amplios que los
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supuestamente involucrados en los requisitos enumerados precedentemente bajo Actividad N°3,
como ser las potencialidades naturales del sector gas natural y las proyecciones de demanda por
exportaciones para los próximos años, luego utilizadas para calcular el impacto sobre la economía
real del aprovechamiento de tales potencialidades contemplado en uno de los últimos capítulos del
estudio.
•
Actividad 4: “Conformación de grupos o subsectores según aspectos tecno-productivos: entre
otros, grado de complejidad tecnológica de los productos y de los procesos, tipo de
organización de la firma, capacidades endógenas para el desarrollo de actividades de
innovación, etc.”
Este punto está relevado a lo largo de los diferentes subrubros del título “Estructura de la
Oferta” del capítulo inicial “Mercado de gas natural”, pero adicionalmente en los apartados o
capítulos correspondientes a GNC y GLP.
•
Actividad 5: ”Identificar para cada uno de ellos las posibilidades u oportunidades existentes
para: diferenciar productos, innovar en productos, procesos y aspectos organizacionales,
sustituir eficientemente importaciones, ganar o consolidar posiciones en los mercados
internacionales.
Esta tarea ha sido desarrollada a lo largo de diferentes pasajes del trabajo,
particularmente cuando se trata, por un lado, las ventajas del uso del gas natural como combustible
(pág. 5) y, por otro, las ventajas comparativas pre y post devaluación de Argentina en la región
como proveedor del recurso (aquí, además del capítulo ya citado de la pág. 45 debe verse el
correspondiente a “Efectos de la devaluación sobre la competitividad del sector”).
•
Actividad 6: “Identificar los obstáculos o problemas pertenecientes al entorno meso o
macroeconómico que impiden la explotación de las posibilidades y oportunidades halladas.”
En el capítulo “ El sector a partir de enero 2002” se brinda un completo y exhaustivo detalle
de las cuestiones planteadas por esta actividad, pero haciendo volviendo sobre los mismos en los
tramos posteriores y finales del informe (“Efectos de la devaluación sobre la competitividad del
sector” y “Obstáculos y Políticas de acción”).
•
Actividad 7: “ Identificar aquellos agentes claves en la trama evaluada que controlen recursos,
procesos o canales determinantes para la dinámica del sector, considerando en particular los
aspectos regionales involucrados”.
Este punto es tratado en capítulos diversos cada vez que se hace referencia a la parte
estructural de los distintos segmentos que componen el sector.
•
Actividad 8: “Estimar el impacto del aprovechamiento de las posibilidades y
oportunidades halladas sobre la producción (“dirección” del crecimiento), el empleo
(aumento/disminución en puesto de trabajo, cambios en las calificaciones/habilidades
requeridas), las exportaciones (volumen y tipo), importaciones (volumen y tipo),
Mercosur (patrón de complementación), reconversión de empresas del sector y
desarrollo de proveedores”.
El impacto sobre cada una de estas variables es estimado en el (anteúltimo) capítulo
“Impacto de las potencialidades y de la coyuntura” excepto en lo que concierne al patrón de
complementación en el Mercosur, el cual es tratado en la sección “Inserción internacional y
ventajas competitivas”.
•
Actividades 9, 10 y 11: El perfil de especialización del sector queda en parte delineado en los
capítulos que tratan las ventajas naturales del sector (incluyendo los correspondientes a gnc y
glp) y los efectos asociados a la devaluación, mientras que los agentes claves de su desarrollo,
obstáculos, políticas e instituciones involucradas son tratados en el capítulo final de “Obstáculos
y Políticas de Acción”.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
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El mercado de gas natural
Descripción de la actividad y características del negocio gasífero. El gas como insumo
energetico mundial
El gas natural es un combustible fósil compuesto mayoritariamente por metano (en una
proporción del 80% al 95%) y otros hidrocarburos (etano, propano, butano) en estado gaseoso,
hidrocarburos en estado líquido (como el pentano, hexano y heptano; junto al propano y butano
constituyen el componente más pesado del gas natural) y, finalmente, elementos no hidrocarburos
como nitrógeno, anhídrido carbónico y gas sulfídrico. Proviene de yacimientos subterráneos de gas
o de petróleo y gas, de ahí su condición o denominación de gas asociado o libre, según se encuentre
o no junto al petróleo. El gas fluye por las tuberías del pozo hacia la superficie, siendo necesario en
algunas ocasiones inyectar agua o algún otro líquido apropiado cuando no existe la suficiente fuerza
como para que el gas fluya por sí solo (denominado pozo surgente).
Líquidos 0,9%
(Pentano. Hexano,
Heptano)
Butano 1,1%
(gaseoso)
Gasolinas
(líquido)
GLP
(líquido)
Propano 1,5%
(gaseoso)
Etano 4%
(gaseoso)
Metano 90,1%
(gaseoso)
Componente
hidrocarburo del GN
Naftas para motores de
combustión interna
Insumo
Petroquímico
Combustible
Etano
(gaseoso)
GN seco
(gaseoso) /
GNC
(condensado)
Productos derivados
del GN
Insumo
Petroquímico
Garrafas,
cilindros y a
granel
Etileno
Por
redes
(GN seco)
Combustible
Uso
vehicular
(GNC)
Aplicación
El gas se consume en estado gaseoso (el caso del metano, que es el gas que se consume en
domicilios, industria, comercio y usinas eléctricas), distribuido a través de grandes redes, en estado
líquido (propano y butano), denominado gas licuado o GLP (almacenándose a temperaturas muy
bajas y presión atmosférica, comercializado en tubos, garrafas y a granel para su consumo en
hogares, petroquímica y otras industrias) y/o en estado condensado conocido como gas natural
comprimido o GNC (almacenado a alta presión; se utiliza como combustible vehicular dado su bajo
costo y su menor poder contaminante en relación a otros líquidos). El etano es usado en la industria
petroquímica como insumo del etileno mientras que de los componentes líquidos del gas natural
(pentano, hexano y heptano) se obtienen gasolinas (denominadas gasolinas naturales) que son
demandadas por las refinerías para mezclar con naftas.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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Todos estos componentes son separados y extraídos en plantas fraccionadoras de líquidos y
gases emplazadas a la salida del yacimiento previo a su inyección al sistema de transporte, ocasión
en la que además se remueven las impurezas del hidrocarburo, ya sean líquidos -agua, dióxido de
carbón o sulfuro que podría corroer los ductos- o gases inertes como helio que podría reducir el
valor energético del gas. Desde allí el gas natural se adentra al sistema de transmisión por
gasoductos, siendo necesario además la instalación de estaciones compresoras a lo largo de los
mismos que aumentan la presión que el gas pierde en su recorrido. Finalmente el fluido llega a las
empresas distribuidoras que lo miden y le imprimen el olor característico del gas, para luego
enviarlo a consumidores finales (hogares, comercios, industrias, usinas eléctricas) por otro sistema
de tuberías. Adicionalmente y en una actitud precautoria frente a posibles picos de demanda, las
compañías cuentan con plantas almacenadoras de gas donde pueden stockear en promedio hasta el
20% del consumo en épocas invernales1.
El GLP, además de ser un derivado del gas natural, proviene de la refinación del petróleo.
Su mayor empleo es como combustible residencial (68%) y es utilizado por aquellos usuarios a
quienes todavía no les ha llegado la red de gas natural. Se lo conoce también como el gas de los
pobres, ya que lo consumen usuarios que no disponen de los ingresos suficientes para pagar la
conexión a la red de gn. La industria petroquímica es el segundo consumidor de GLP en
importancia, acaparando el 24% del consumo interno. El restante 8% se reparte entre otras
industrias y comercios. El uso del GLP como combustible para automotores en Argentina fue
autorizado por el Decreto N° 1395/01 en noviembre de 2001. Sin embargo, a la fecha la Secretaría
de Energía aún no ha publicado la norma reglamentaria de dicho decreto (que debía redactarse
dentro de los 60 días siguientes a la firma del mismo), por lo que en la práctica la medida aún no es
efectiva.
MATRIZ DE TRANSFORMACION DEL GAS NATURAL
6%
3%
1%
90%
etano
gas por redes*
gas licuado
gasolinas
Fuente: Balance Energético de la Secretaría de Energía
(*) incluye consumo de GNC
Si bien las empresas que producen el gas licuado son algunas de las que operan en el
upstream del gas (y también del petróleo, por ser muchos pozos petrolíferos y gasíferos al mismo
tiempo) y al mismo tiempo atienden necesidades similares (básicamente como combustible
1
En Argentina existe la única planta de GNL de América Latina (ubicada en Gral Rodriguez, propiedad de la
distribuidora GasBan) o de “peak shaving”, construída para hacer frente a picos de demanda estacional. Desde la misma
el gas licuado pasa a un sofisticado tanque cilíndrico de almacenamiento donde se mantiene a bajas temperaturas. Allí el
gas queda en reserva (el gas se almacena durante el verano, época de bajo consumo) y cuando se lo necesita una unidad de
vaporización y emisión lo regasifica para su posterior inyección en la red de distribución.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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residencial y en un futuro como combustible vehicular, pasando a competir con el GNC), la
estructura del negocio del GLP es totalmente diferente a la del gas natural, tanto en lo referente a la
oferta (regulación del mercado, competencia y transparencia, entre otros factores) como en la
demanda (perfil del consumidor, bienes sustitutos, etc). Por ese motivo es que ambos mercados se
tratarán a lo largo del presente trabajo de manera separada, pero centralizando la atención en el
estudio del mercado del gas natural por redes (de ahora en adelante denominado simplemente gas
natural para simplificar el tratamiento de la información) dada la (mayor) importancia relativa de
este último en el conjunto del sector (observar gráfico adjunto). El mercado de GNC también se
trata en un segmento aparte pero le valen las mismas premisas que al gas natural ya que es el mismo
componente (metano pero en esta comprimido) y es distribuido por las mismas licenciatarias que
operan la distribución de gas natural por redes.
MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIA
AÑO 1992
Otras
primarias
1%
Bagazo
1%
Nuclear
2%
Hidráulica
4%
Gas
natural
40%
Leña
1%
MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIA
AÑO 2001
Carbón
mineral
2%
Petróleo
49%
Fuente: SE
Otras
primarias
2%
Hidráulica
5%
Nuclear
2%
Bagazo
1%
Leña
1% Carbón
mineral
1%
Petróleo
41%
Gas natural
47%
Fuente: SE
En Argentina la base fundamental de la matriz energética
primaria descansa en el petróleo y el gas (90% en conjunto), pero
la importancia de este último ha sido creciente en el tiempo, a
punto tal que no sólo desplazó al petróleo de su histórico primer
lugar sino que además revirtió el saldo comercial deficitario de
años anteriores (para transformarse en un exportador neto del
fluído). Inclusive, su importancia se acrecienta en la matriz
energética secundaria. Si bien desde el punto de vista de la
producción Argentina no es un actor relevante a nivel mundial, es
uno de los países de mayor consumo de gas natural (ver sección de
Inserción Internacional).
MATRIZ ENERGETICA SECUNDARIA
Miles de TEP
Fuente de energía
Producción
1992
2001
19.391
gas natural por redes
26.831
10.702
9.400
diesel oil
4.753
electricidad
7.739
7.046
7.054
nafta
3.146
1.896
gas licuado
2.313
3.302
fuel oil
2.002
1.624
no energético
1.475
1.168
kerosene
1.183
1.101
carbón residual
777
646
coque de carbón
683
595
gas de refinería
253
213
gas de alto horno
196
216
carbón de leña
164
144
gas de coquería
TOTAL
51.503
64.510
Participación Prod.
1992
2001
37,7%
41,6%
18,3%
16,6%
9,2%
12,0%
13,7%
10,9%
3,7%
4,9%
6,4%
3,6%
3,2%
3,1%
2,3%
2,3%
2,1%
1,8%
1,3%
1,2%
1,2%
1,1%
0,4%
0,4%
0,4%
0,3%
0,3%
0,3%
100,0%
100,0%
Importaciones
1992
2001
0
0
207
16
0
638
74
105
51
84
13
559
57
40
51
21
0
0
0
105
0
0
0
0
0
0
0
0
930
1.091
Exportaciones
1992
2001
0
0
1.758
1.787
0
487
1.462
3.578
275
1.645
785
1.079
70
245
21
35
377
214
86
175
0
0
0
0
0
0
0
0
4.834
9.245
Balanza Comercial
1992
2001
0
0
1.742
1.580
0
-151
1.357
3.504
191
1.594
226
1.066
30
188
0
-16
377
214
-19
175
0
0
0
0
0
0
0
0
3.904
8.154
Fuente: SE
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
8
Por otro lado, se debe remarcar que Argentina es un país rico
en materia energética en general. Se autoabastece de gas natural,
petróleo (y derivados) y electricidad, generando inclusive
excedentes comerciales en los dos primeros casos y un muy ligero
déficit en materia de energía eléctrica. Esta coyuntura le asigna
un lugar de privilegio como actor del mercado energético regional,
considerando la situación de los países vecinos.
CUADRO RESUMEN
Características principales del negocio gasífero
Ventaja como combustible fósil: abundantes reservas, eficiencia energética, competitividad y
baja combustión ambiental;
Participación creciente en la matriz energética mundial, pasada y proyección futura, motorizada
principalmente por el sector de generación eléctrica (centrales de ciclo combinado);
La ventaja comparativa es una ventaja de localización (por su carácter de recurso natural y la
alta rigidez del transporte);
No es un commodity, existen varios mercados regionales (tecnología de GNL costosa y poco
difundida);
Actividad muy captial intensiva: elevada inversión en infraestructura fija y elevados costos de
exploración y explotación (asociados en parte al riesgo minero). Ello implica: 1) los proyectos
se concretan si hay demanda asegurada, 2) la inversión se recupera en el largo plazo (por ello
los contratos se pactan por tiempo prolongado), 3) estabilidad política y jurídica (tanto o más
importante que la económica) perdurable en el tiempo, 4) estrategias diversificadoras del riesgo
productivo (formación de consorcios de productores y diversificación geográfica), 5) la
coyuntura es menos relevante para la toma de decisiones en relación a otras actividades.
Alta integración en la cadena de valor energética como manera de monetizar las reservas
(upstream, líquidos –GNL, GLP, petroquímica-, energía eléctrica.
La percepción del gas natural actualmente es radicalmente diferente de lo que era hace 10 o
20 años, cuando era percibido como un combustible noble, reservado para usos especiales. Hoy se
utiliza en una variedad de sectores y aplicaciones y está experimentando un significativo
crecimiento como combustible para generación de electricidad.
A. TABLA COMPARATIVA DE COMBUSTIÓN AMBIENTAL DE COMBUSTIBLES FÓSILES
b. (kg de emisión por TJ de energía consumida)
c.
d. Gas
Natural
e. Petróleo
g. Oxido de nitrógeno
h. 43
i.
k. Dióxido de sulfuro
l.
0.3
m. 430
p. 2
q. 36
o. Partículas
s.
142
f.
Carbón
j.
359
n. 731
r.
1333
Fuente: Agencia de Protección Ambiental de EE.UU., American Gas Association
El gas ofrece muchas ventajas comparado con otros combustibles fósiles: abundantes
reservas, eficiencia energética, competitividad y el hecho de ser el más limpio en materia ambiental.
De allí que en los últimos años se ha convertido en una fuente de energía de creciente importancia.
Entre 1970 y 2000 el consumo de gas natural en el mundo más que se duplicó y su participación en
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
9
la matriz de consumo energético mundial evolucionó desde el 17% hasta poco más del 23% actual,
aunque en la Argentina dicha participación supera el 45%, ubicando a este país entre los de mayor
consumo gasífero en relación a su consumo total de energía. Pero adicionalmente se cuentan otros
factores dinamizantes como diversificación de combustible y/o elementos de seguridad energética,
desregulación de mercados (en gas y electricidad) y crecimiento del PBI mundial.
Fuel Oil
Carbón
GN
Electricidad
Fuel Oil
GN
Fuel Oil
Carbón
GN
u$s/TOE
También el futuro es auspicioso. A lo largo de varias décadas, el petróleo ha sido la fuente
dominante mundial de consumo de energía primaria y se espera se mantenga como tal hacia el 2020
alrededor del actual 40% de
GRAFICO COMPARATIVO DE PRECIOS DE FUENTES DE ENERGIA
SEGUN SEGMENTO (OCDE año 2000)
participación en la matriz de
1200
demanda (gran parte de la demanda
de petróleo provendrá del sector
1000
transporte, ya que allí la posibilidad
HOGAR
de sustituir petróleo por otro
800
combustible es muy limitada). Sin
embargo y de acuerdo a
600
proyecciones de la Agencia
INDUSTRIA
400
Internacional de Energía (AIE), el
ELECTRICIDAD
gas natural será el componente
200
energético de mayor crecimiento en
la matriz de consumo mundial,
0
proyectando
un
28%
de
participación en la matriz de
Fuente: EIA, "Energy Prices and Taxes"
consumo mundial hacia el 2020. El
uso de gas natural sobrepasó al de
carbón por primera vez en 1999 y para el 2020 se espera que su consumo exceda al de este último
en un 38%, cuya tendencia (la del carbón) en el tiempo proyectado seguirá declinando (como
sucediera a lo largo de la década del ‘80) hasta alcanzar el 20% de participación en la matriz de
consumo energética mundial en el 2020 (desde el 27% en 1985 y 22% en 1999).
A nivel internacional, el 40% de la demanda de gas proviene de la industria, alrededor del
25% se destina al consumo residencial y otra proporción similar, a generación eléctrica. Tanto a
nivel internacional como en la Argentina, gran parte del crecimiento de la demanda surge de la
generación de energía eléctrica. Esto es así pues el cambio tecnológico (de la mano del surgimiento
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
10
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
u$s/Mbtu
u$s/Mbtu
de las denominadas plantas de ciclo combinado) unido a la reducción del precio del gas natural en
relación al de otros combustibles, ha hecho económicamente posible la generación de electricidad
en plantas mucho más reducidas y eficientes (plantas que incrementan la eficiencia productiva de un
combustible fósil entre un 40% y un 80% promedio), lo que ha tornado más competitivo al mercado
de generación de electricidad. La demanda mundial para este segmento (usinas) se proyecta en 58.9
billones de m3 para el 2020 desde los 27.2 B m3 en 1999, triplicándose en el caso de los países en
desarrollo a 17.7 B m3 desde 5.9 B
PRECIOS DE LA ENERGIA EN EE.UU PARA GENERACION
m3. Nuevas tecnologías, tales
DE ELECTRICIDAD
como la GTL (Gas-to-Liquids:
5,0
1,4
conversión catalítica directa de gas
1,4
4,5
natural en derivados del petróleo)
4,0
1,3
podrían incrementar aún más su
1,3
3,5
uso en el futuro. Se estima que
3,0
1,2
hacia el año 2030, las centrales
1,2
2,5
térmicas explicarán el 30% de la
demanda total de gas. En el sector
2,0
1,1
residencial, el gas hizo un gran
Gas Natural
Fuel Oil
Carbón
1,1
1,5
aporte a la competencia gracias a
1,0
1,0
los “condensing boilers”. La
demanda de vehículos a gas natural
Fuente: EIA, Short T erm Outlook October 2002
también ensanchó la base de venta.
Fuente: EIA
En la práctica, la demanda de gas evolucionará en forma diferente de una región a otra
según el tamaño de las reservas, su distancia a los mercados, la madurez de los mercados y
finalmente pero no menos importante, la competencia de otras fuentes y formas de energía, en
particular carbón y derivados del petróleo. De acuerdo a proyecciones de la AIE el crecimiento del
consumo será más intenso en los países en desarrollo que en el resto del mundo, previendo para los
mismos una tasa promedio anual de 5.3%, comparado con el 2.4% en los países industrializados,
2.3% en Europa del Este y la ex URSS y 3.2% para el mundo en su conjunto. Y particularmente en
América Central y América del Sur el consumo crecerá a 14.6 billones de pies cúbicos hacia el
2020, a una tasa promedio anual del 7.4%.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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Una de las características esenciales de la actividad es el elevado riesgo exploratorio, en el
sentido que el descubrimiento del yacimiento a menudo se produce sólo luego de varios y costosos
intentos fallidos. La tecnología de exploración evoluciona de manera constante en pos de minimizar
dichos riesgos, sin embargo aún no se ha podido hallar un método que permita en forma indirecta
definir la presencia de hidrocarburos en el suelo. Por ello es que para comprobar la presencia del
recurso natural se debe recurrir a la perforación de pozos exploratorios, incurriendo en elevados
costos que aún así no garantizan el hallazo final del combustible.
Diversas son las técnicas aplicadas para el estudio del suelo: imágenes satelitales, detección
por radar de manaderos de hidrocarburos en el mar, sísmica de reflexión (en 2 o 3 dimensiones, más
moderna esta última pero su costo por km es tres o cuatro veces superior al de la tecnología lineal),
aeromagnetometría, gravimetría (estas dos nunca podrán reemplazar la información sísmica pero
constituyen una ayuda efectiva para una racional programación de los trabajos de prospección
sísmica. Su costo, cubriendo una superficie de 5.000 km2, está en el rango de los u$s 200.000 / u$s
300.000 mientras que el costo de prospección sísmica de 3D cubriendo sólo 250 km2 puede llegar a
diez veces dicho monto) y geoquímica de superficie.
Pero aún suponiendo que la exploración fuera exitosa, luego deben continuar los trabajos de
delimitación del yacimiento descubierto con la perforación de nuevos pozos para efectuar luego la
valoración de las reservas (entendiéndose como tales la cantidad del recurso que se puede extraer de
manera económica, o sea, cuando el ingreso marginal es positivo). Esto signfica que desde el
descubrimiento de un yacimiento hasta su total desarrollo pueden ser necesarios varios años de
trabajo, al igual que la inversión de fuertes sumas de capital. Se trata pues de una actividad de alto
riesgo y elevados requisitos de capital (también de personal altamente capacitado), razón por la cual
participan de la misma empresas de muy alta envergadura y fuerte respaldo financiero.
Por otro lado, los proyectos gasíferos se desarrollan de manera lógica, en el sentido que
para concretarse necesitan tener en una punta las reservas y en la otra, conectada por un gasoducto,
el consumo con un factor de carga tal que permita amortizar las inversiones aguas arriba, en
desarrollo de yacimientos y fundamentalmente en infraestructura de transporte y de distribución.
Por ello es un negocio de muy largo plazo y los contratos de provisión son a 20/25 años y del tipo
“take or pay” y usualmente están asociados a demanda de generadores eléctricos y/o proyectos
mineros. Pero además y precisamente porque se trata de inversiones con un horizonte largo de
maduración, que implican una gran infraestructura fija, es esencial (más que en otro tipo de
industria o actividad) que los inversores –que procuran minimizar el riesgo- se sientan seguros que
los lineamientos políticos básicos y las variables macroeconómicas no vayan a cambiar demasiado
con el tiempo. Al menos los riesgos no comerciales de esos proyectos deberían estar protegidos.
Otra característica saliente del mercado del gas natural es que no tiene un mercado mundial
desarrollado como el caso del petróleo y por ello es que la formación de precios en el mercado no es
tan clara y directa como en el caso de este último, con un mercado spot desarrollado y un precio de
referencia para las transacciones internacionales (WTI). Por el contrario, los mercados de gas
natural tienden a ser más regionales en naturaleza (el 70% del petróleo se comercializa
internacionalmente mientras que en gas esa cifra es de sólo el 24%); de allí que los precios pueden
variar considerablemente entre países (en definitiva, el gas natural no es un commodity). Cada uno
de estos mercados regionales de gas natural se caracteriza por tener costos específicos, condiciones
específicas, precios finales específicos y patrones de demanda distintos. Así, mientras a fines del
2000 el precio en boca de pozo en la cuenca neuquina era de 1.4 u$s/Mcf, en EE.UU. la misma
unidad de medida costaba u$s 3.7 y el costo de importación en la UE alcanzaba los 2.7 u$s/Mcf.
Ello obedece (y como no podía ser de otra manera en mercados donde el bien transado es
homogéneo) a que el negocio del gas natural tiene una rigidez muy fuerte en infraestructura de
transporte, el cual en en promedio representa alrededor del 50% del precio de la materia prima, un
porcentaje muy superior al observado en petróleo y/o derivados. Las distancias importan
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
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tremendamente en el negocio del gas. Transportar gas natural por ductos tiene sentido económico
hasta cierta distancia, a partir de la cual se torna sumamente oneroso e inviable económicamente por
lo que debe realizarse en buques metaneros previo pasaje del estado gaseoso al estado líquido, para
luego regasificarlo en el puerto de destino (o centro de consumo final). Pero si bien la tecnología de
transformar gas natural en su estado original (gaseoso) a estado líquido ha descendido en el tiempo,
el costo actual de producir GNL es aún muy superior al de producir gas natural. Un reflejo de ello
es que sólo el 20% del volumen comercializado internacionalmente se realiza por buques metaneros
(bajo la forma de GNL), mientras que el grueso (80% restante) se canaliza por gasoductos, cifras
que incluso resultan muy similares a las observadas en la década del ’70 (con lo que se quiere
remarcar que el avance hacia un mercado mundial es muy lento). Por otro lado, para transportar
similar valor calórico el GNL demanda mucha mayor capacidad de transporte (ocupa mayor
volumen) que el petróleo.
El mercado spot es muy nuevo y todavía no ha despegado internacionalmente, se está
desarrollando recién en Europa y EEUU., siendo pionero el mercado asiático (el mercado
americano fue el factor dinámico detrás del rápido desarrollo del mercado spot de LNG
internacional en 2000, año durante el cual este tipo de despachos se incrementaron un 124% en
relación a 1999 con motivo de precios de compra más elevados a los vigentes en el mercado
europeo, motivando un redireccionamiento de los volúmenes exportados a EE.UU., principalmente
desde España y Corea del Sur). De todos modos, el hecho que muchas fuentes de gas natural estén
alejadas de los centros de demanda, sumado a que los costos en la cadena de LNG han ido en
descenso, contribuyen a la expectativa de un fuerte crecimiento comercial de LNG. En el pasado, el
mercado spot de LNG se utilizó básicamente para colocar los excedentes de producción de LNG o
equilibrar los picos demanda de un número de importadores. Actualmente, las transacciones spot de
LNG ofrecen nuevas oportunidades comerciales que un creciente número de jugadores están
probando, como arbitraje de precios entre mercados, revendiendo los volúmenes no demandados a
terceros. A medida que la utilización y comercio del gas continúe creciendo, se espera que el
mecanismo de formación de precios vaya evolucionando, facilitando el comercio internacional y
marcando el camino para un mercado de gas natural globalizado. O bien dicho de otra manera, el
gas natural irá adquiriendo características de commodity que aún hoy no reviste.
La competitividad del sector es fundamentalmente una renta de localización (primero y
fundamental por su condición de recurso natural y combustible fósil –que no abunda en cualquier
tipo de suelo- y segundo por la menor o mayor facilidad para extraer el recurso del yacimiento, que
hace al menor o mayor costo de extracción del mismo. En defintiva, la curva de oferta de la
industria es la curva del costo marginal en tanto se explotan primero los pozos más productivos)
pero una vez que se dispone de los recursos la tecnología de transporte (para reducir los costos de
comercialización) pasa a ser el factor clave. Esta es una tecnología que dominan pocas empresas en
el mundo. Es un sector muy capital intensivo.
Como en cualquier otro sector, el hecho que se concreten inversiones en el segmento del
gas natural (en el tiempo requerido y en los lugares que se lo necesita) dependerá de que los
proyectos de gas ofrezcan una tasa de retorno atractiva (en relación con el riesgo) en comparación
con otras alternativas de inversión. Pero ésto a su vez dependerá de otros factores:
precio (absoluto y relativo, en términos del petróleo)
evolución tecnológica y costos asociados
marco de inversión seguro y estable
financiamiento
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El precio del gas y del petróleo
2
3
u$s/Mcf
u$s/BdP
La forma de determinar los precios del gas varía de una región a otra según las
características físicas y estructurales
PRECIOS DE LA ENERGIA EN EE.UU DESPUES DE LA
del mercado y el grado de
DESREGULACION: GAS NATURAL EN BOCA DE POZO vs. WTI
competencia alcanzado por los
4,5
35
sectores del upstream y downstream
(que depende del modelo de
4,0
30
desregulación del sector que se haya
WTI
Gas Natural
3,5
implementado2). Pero en la práctica
los precios del gas siempre son
25
3,0
fuertemente influenciados por el
2,5
precio del petróleo. Aún en los
20
mercados donde los precios están
2,0
contractualmente desvinculados de
15
los del petróleo, estos últimos
1,5
pueden incidir sustancialmente en la
10
1,0
formación de precios del gas. Esto se
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
produce cuando la capacidad para
Fuente: EIA, Short Term Energy Outlook October 2002
elegir otro combustible en el corto
plazo le permite al usuario final ajustar rápidamente su demanda a los precios relativos de los
combustibles. O dicho de otra forma, cuánto mayor es el grado de sustitución entre dos productos,
más elástica es la curva de demanda de ambos bienes. La demanda de gas natural es relativamente
inelástica a las variaciones de precios en el corto plazo (básicamente por cuestiones estructurales3)
pero puede ser más sensitiva con el transcurso del tiempo en tanto se mantenga la diferencia de
precios entre combustibles sustitutos y le sea posible tecnológicamente al consumidor hacer un
swap de un tipo de equipamiento a otro.
En relacióna esto último también surgen otras cuestiones. La proyección de una mayor
demanda mundial se combina con los planes de apertura al capital privado de ciertos gobiernos que
aún mantienen participación accionaria en empresas del sector gasífero, citando los ejemplos de
Kogas (Corea), Petronas (Malasia), Pertamina (Indonesia), China National Petroleum Corporation
(China), Gazprom (Rusia), Pemex (México), Omán LNG, Adgas (subsidiaria de Abu Dhabi
National Oil Company), National Iranian Oil Company, Sonatrach (Algeria), Nigerian National
Petroleum Corporation, Egyptian General Petroleum Company y Mossgas (Sudáfrica). La mayor
competencia que este proceso de desregulación y apertura traerá aparejado (derivada de la mayor
inversión y producción a él asociado), fomentará el desarrollo de mercados (spot) a corto plazo y
acelerará el desacoplamiento de los precios del gas y el petróleo en los contratos a largo plazo,
aunque el precio de este último seguirá incidiendo sobre los del gas a través de la competencia entre
combustibles. Y por otro lado, si bien es difícil estimar el impacto que tendrá el acceso de nuevos
actores al mercado sobre los precios y los márgenes en los distintos segmentos de la cadena de
suministros de gas, la experiencia en EE.UU., Canadá y el Reino Unido indica que la competencia
tiende a contraer los márgenes en la cadena de valor, provocando una reducción en los precios
finales y en boca de pozo. Por ello, es probable que la incertidumbre que surge en un período de
transición, sumada a la mayor volatilidad de los precios que probablemente genere la mayor
competencia resulten en la percepción de un mayor riesgo asociado a los proyectos en general.
Un análisis detallado se haya en Natural Gas Pricing in Competitive Markets, IEA, 1998.
Sencillamente pensar en la capacidad de un consumidor residencial de, frente a variaciones en el precio relativo de los combustibles,
sustituir en el corto plazo y de manera económica su sistema de calefacción a gas por otro que le brinde similar satisfacción.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
14
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
Tecnología: después de la ventaja de localización, el factor clave
En
párrafos
anteriores se dejó en claro la
importancia fundamental de la
300
tecnología de transporte como
costos operativos
uno de los componentes clave
precio boca de pozo
250
costo equipos
de la ventaja competitiva del
productor (por supuesto luego
200
de la ventaja de localización del
recurso), considerando la alta
rigidez estructural de este
150
componente. En la década
pasada
el
desarrollo
100
tecnológico, el mejoramiento de
las prácticas de gestión y los
50
avances en diseño de proyectos
y productividad han reducido en
Fuente: EIA, Office of Oil and Gas
forma sustancial los costos de
Nota: los costos operativos no incluye costos indirectos ni impuestos. El costo en equipos incluye los drilling costs.
descubrimiento y desarrollo de
nuevos yacimientos de gas y el
costo de transporte a los mercados (el precio en boca de pozo es más elástico a los cambios
tecnológicos que la propia producción y consumo de gas natural). Sin embargo, la principal
incertidumbre a futuro que enfrenta la industria mundial del gas es el costo ya que si bien la escasez
de recursos no es un problema (la oferta es suficiente para satisfacer la demanda de los próximos 60
años), el agotamiento de las reservas más económicas y las distancias cada vez más largas que
tendrán que recorrer los nuevos suministros en muchos casos impulsará el aumento de los costos de
entrega, por lo que será necesario una nueva “revolución tecnológica” en perforación e ingeniería
de producción y transporte por gasoductos y GNL.
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
1978
1976
indice 1976=100
INDICE DEL PRECIO DEL GAS NATURAL, COSTOS OPERATIVOS Y
COSTOS DE EQUIPO (VALORES DEFLACTADOS). EE.UU. 19762000
Y relacionado con esto último, el segundo gran interrogante es la evolución del precio del
gas. Al respecto, podrían ser necesarios precios en boca de pozo más altos que los vigentes en la
década del ’90 en la mayoría de los mercados para obtener la inversión necesaria en infraestructura
de abastecimiento al alargarse las cadenas de suministro y aumentar los costos. Según la Unión
Internacional de Gas (IGU) las necesidades de inversión (desarrollo y renovación) se estiman en u$s
2000-2600 mil millones entre 1998 y 2030 a precios constantes.
Por último, una mirada hacia el futuro. El proceso de cambio de las políticas ambientales en
el mundo ha generado -y lo seguirá haciendo en el futuro- poderosos incentivos para invertir en
tecnologías más limpias y eficientes. La aparición y desarrollo de los ciclos combinados en la
generación de energía eléctrica es un ejemplo de ello. En el mismo sentido, la tecnología de células
de combustible hidrogenado es una prometedora innovación que potencialmente podría reemplazar
los motores de combustión interna, que emanan emisiones dañinas para el aire. Para que estas
células capturen plenamente su ventaja ambiental, el hidrógeno que requieren tendría que derivarse
de una fuente de energía renovable, lo cual no es áun posible económicamente. Por lo que, una vez
más, considerando las emisiones producidas por las actuales fuentes disponibles de hidrógeno, hay
una clara ventaja de usar gas natural para este propósito y otras tecnologías futuras basadas en
similar componente. El metano tiene una distintiva estructura molecular rica en hidrógeno, lo cual
lo prepara para convertirse en un privilegiado transportador de este último en el proceso de
mutación desde las actuales tecnologías de combustión hacia las basadas en hidrogéno en el futuro.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
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15
LA
REESTRUCTURACION
ARGENTINA
DEL
SECTOR
ENERGETICO
EN
DECADA DE LOS ‘80: CRISIS ENERGETICA Y SITUACION PRE-REFORMA
Hasta la introducción de la reforma energética, bajo la órbita de la Secretaría de Energía y
con el marco jurídico de la Ley 17319 de 1967, las empresas estatales Yacimientos Petrolíferos
Fiscales S.E. (YPF) y Gas del Estado (Gas del Estado) concentraban la mayor parte de las
actividades en las cadenas productivas de los hidrocarburos.
A pesar de que YPF S.E. había realizado hasta ese momento la casi totalidad del esfuerzo
exploratorio, sólo extraía en forma directa alrededor del 62% del total del petróleo producido y
entre el 80 y 85% del gas natural. El resto de la producción de esos hidrocarburos era efectuada por
agentes privados mediante contratos de explotación suscriptos en diferentes períodos por gobiernos.
De acuerdo con estos contratos, las empresas privadas extraían el petróleo y el gas natural
que debían entregar a YPF S.E. sobre la base de precios fijados o de acuerdo con las sucesivas
renegociaciones que se admitieron desde la esfera oficial. De este modo, la actividad privada en el
sector tuvo un carácter esencialmente rentista, ya que los contratos no implicaban ningún riesgo de
carácter minero o comercial. A pesar de no cumplirse con los compromisos de producción e
inversión establecidos, las empresas privadas que habían suscrito los contratos obtuvieron, a partir
de 1983, la renegociación de los precios que habían pactado logrando importantes aumentos en
términos reales, con el consiguiente efecto sobre la apropiación de la renta petrolera.
De este modo, los precios pagados por YPF S.E. por el petróleo provisto por los contratistas
(alrededor de 35%) no sólo superaban el costo que hubiera implicado la explotación directa por
parte de YPF S.E., sino que, además le significaron una pérdida neta: con el agregado de las
regalías que debía afrontar, el costo de ese petróleo resultaba superior al precio fijado para su venta
a las refinadoras privadas (Esso, Shell), en un volumen similar. En algunos casos los precios a los
contratistas llegaron a superar los valores del mercado internacional (H. Pistonesi, 1990).
Otro tanto ocurrió con el gas natural entregado por los contratistas a partir de 1981, sólo que
en este caso la pérdida ocasionada a YPF S.E. fue considerablemente menor (R. Kozulj y H
Pistonesi, 1990).
Las políticas de precios aplicadas al petróleo y sus derivados por las autoridades nacionales
a partir de 1976, junto con las ventajas otorgadas a las compañías privadas, provocaron un creciente
desequilibrio financiero de YPF S.E., obligando a la empresa a recurrir al endeudamiento interno y
externo a fin de poder efectuar las inversiones requeridas para sostener el abastecimiento de
petróleo y derivados.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
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16
En 1985 el Gobierno de Alfonsín intentó revertir el deterioro de las reservas de
hidrocarburos a través de lo que se conoció como Plan Houston, un nuevo intento de incorporación
de capitales privados en la exploración que no tuvo mayor impacto. En 5 rondas de licitaciones
realizadas entre 1985 y 1990, se concursaron 165 áreas, se adjudicaron 77, y se firmaron 61
contratos, con inversiones pautadas por US$ 951 MM de las cuales llegaron a concretarse US$
231.6 MM. Entre 1983 y 1987 la producción de petróleo cayó un 13%, y un 8% las reservas. En
este marco, en 1987 se mejoró la remuneración que YPF recibía por el crudo y se intentó dar un
nuevo impulso a la explotación de los contratistas de YPF, fijándoles una remuneración equivalente
al 80% del precio internacional para la producción incremental que pudieran obtener de los
yacimientos. La producción de crudo de los contratistas creció un 13% entre 1987 y 1989,
permitiendo una recuperación del 7% en el total producido en el país.
A diferencia de los grandes países petroleros latinoamericanos (México, Venezuela) en los
que el petróleo representaba una fuente de ingresos en divisas significativa para el fisco, en la
Argentina de fines de los ‘80s la empresa estatal petrolera requería sistemáticamente de asistencia
financiera del Tesoro, situación que independientemente de sus causas, sin dudas incrementaba las
probabilidades de una eventual privatización.
Las estadísticas correspondientes al año 1988 revelan el fracaso de la política petrolera. En
1988 se produjeron 26.1 millones de m3 de petróleo, un 9.5% menos que en 1981. En el mismo
período las reservas cayeron de 385 MM de m3 a 362 MM de m3. Las refinerías argentinas
procesaron 24.9 millones de m3, un 18% menos que en 1981. Las ventas en el mercado interno de
naftas cayeron un 22%, mientras que las de gasoil/diesel crecieron un 7%.
En gas el panorama era un poco más alentador: el gas entregado a Gas del Estado creció de
8240 millones de m3 de 1981 a 17424 millones en 1988, gracias a la ampliación de la capacidad de
transporte desde la cuenca neuquina. Las reservas, por su parte, crecieron de 648437 millones de
m3 a 773016 millones de m3, con importantes aportes de la cuenca noroeste y de la austral.
Sobre el final del gobierno radical el entonces ministro de Obras y Servicios Públicos
R.Terragno impulsó lo que se conoció como Petroplan, que preveía la conformación de Uniones
Transitorias de Empresas (UTE’s) entre YPF y productores locales para explotar áreas de baja
producción (secundarias), la asociación con grandes empresas en áreas centrales, y la desregulación
de la industria. Estas ideas no llegaron a ponerse en práctica en el gobierno de Alfonsín, pero serían
la base para las reformas petroleras de Menem.
LA REFORMA ENERGETICA DE LOS ‘90
Las Leyes de Reforma del Estado y de Emergencia Económica4 otorgaron al Poder
Ejecutivo del nuevo gobierno, instaurado en 1989, poderes especiales para proceder a la
reestructuración de las actividades y funciones en el área pública. Esta legislación estableció las
bases formales para acelerar la implementación del proceso de transformación, que fue orientado
por los principios generales de retiro del Estado de las actividades productivas, desregulación del
funcionamiento de los mercados, privatización y/o concesión de las empresas públicas.
En el sector energético, la reforma alcanzó al conjunto de las cadenas productivas más
relevantes. De este modo, se eliminaron todas las trabas a la entrada de nuevos actores privados, se
dispuso la liberación de los precios de los energéticos comercializables, se reestructuró la
organización productiva en las industrias de red con la finalidad de introducir ámbitos de mercado,
4
Leyes 23.696/89 y 23.697/89 respectivamente. Estas leyes fueron acompañadas por un conjunto de Decretos que
reglamentaron y especificaron su contenido. Entre los más atinentes al objeto de este trabajo pueden mencionarse aquellos referidos a la
anulación del carácter específico de los Fondos Energéticos, la transferencia de la Secretaría de Energía a la esfera del Ministerio de
Economía, la suspención de los subsidios y vigencia del Compre Nacional en el ámbito público, la reformulación del régimen de
Inversiones extranjeras (dándoles un trato equivalente a las nacionales), la capitalización de la deuda externa, la formulación del
programa de privatización y concesión de empresas públicas.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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se procedió a la privatización o la concesión de la casi totalidad de las empresas del sector y se
redefinió el rol del Estado, limitando sus funciones a la formulación de las normas regulatorias y al
control y fiscalización, especialmente en el caso de los servicios que tuvieran las características de
monopolios naturales.
Estos cambios implicaron una drástica modificación en la modalidad de coordinación de las
industrias del sistema energético. La asignación de los recursos pasó a depender de las decisiones de
los nuevos actores privados que, en lugar de responder a finalidades políticas generales, como
ocurría en el período anterior, se sujetan a una racionalidad guiada por la búsqueda de ganancia, en
conformidad a la normativa establecida. En particular, esto implicó que las decisiones referidas al
uso de los recursos naturales energéticos de carácter agotable quedaran en el ámbito privado. Este
hecho limita considerablemente el margen disponible para la acción futura de la política energética,
que había mostrado una continuidad destacable desde la postguerra, a pesar de la inestabilidad
política que registró el país a lo largo de ese período.
Salvo en el caso de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), que se enajenó a través de la
venta de sus acciones, la privatización y/o concesión de las empresas del sector se realizó por medio
de la adjudicación a consorcios a través de mecanismos licitatorios. Esta modalidad de privatización
dio lugar a que algunos grupos económicos locales o extranjeros pudieran formar parte de diferentes
consorcios adjudicatarios, pudiendo de este modo estar presentes de manera simultánea en varios
eslabones de una misma cadena energética, e incluso, en los correspondientes a varias de ellas.
El Estado nacional mantuvo inicialmente una porción de la propiedad de las empresas
públicas privatizadas, variable según las diferentes actividades del sector. Sin embargo, con motivo
de las dificultades presupuestarias que tuvo que enfrentar a partir de 1995, el Estado fue
desprendiéndose progresivamente de tales activos mediante la venta de las acciones
correspondientes. De este modo, salvo las centrales binacionales (Salto Grande y Yacyretá) y
nucleares (Embalse y Atucha I), todas las actividades del sector energético se encuentran
actualmente bajo el control privado.
LA REFORMA EN EL SECTOR PETROLERO
La concreción del proceso de reforma se realizó mediante un conjunto de instrumentos
legales que se promulgaron entre fines de 1989 y 1991. Las principales acciones que plasmaron
dicho proceso fueron las siguientes:
a) Reconversión de los contratos de explotación. Se reconvertieron en concesiones de
libre disponibilidad todos los contratos de producción (24 en total) que unían a YPF con empresas
privadas, contratos cuyo vencimiento operaba mayoritariamente en 1999. El criterio utilizado fue
establecer un régimen de asociación con YPF S.E. para aquellos contratos en los que el precio
vigente fuese inferior al internacional y de concesión para los restantes. La producción de crudo por
contratos involucraba a 12 empresas / consorcios y explicaba a mediados de 1990 al 35% de la
producción total nacional. Los más importantes por su volumen eran los viejos contratos de Amoco
en la Patagonia y Oxy en Mendoza, aunque el contratista más importante era, sumando todas sus
áreas, la empresa argentina Pérez Companc. Como resultado de la operación, tomando el conjunto
de los contratos ponderados por sus niveles de producción YPF mantuvo una participación del 11%
en las áreas reconvertidas.
b) Privatización de las Áreas Marginales. Se trataba de áreas previamente abandonadas o
de baja producción. Inicialmente se adjudicaron 29 de las 258 áreas de YPF S.E. por un valor de
u$s 245 M, las cuales representaban el 5.1% de la producción nacional. Esta licitación no atrajo a
las petroleras internacionales y fue cubierta por firmas locales que hasta ese momento opertaban
como contratistas de la empresa estatal (Perez Companc, Astra, Tecpetrol, Cadipsa). Posteriormente
se realizaron dos licitaciones más en dos tandas de 22 áreas secundarias cada una, por las cuales el
Estado embolsó u$s 188.5 M.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
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c) Privatización de las Áreas Centrales. Implicó la transferencia de derechos de
explotación de reservas, bajo la forma de asociación con YPF S.A. en cuatro de las cinco
principales áreas productoras del país y la venta de las cuencas Austral y Noroeste. Estas áreas
registraban los más bajos costos operativos y costos totales inferiores o muy inferiores a los precios
internacionales. Es decir que, por medio de la privatización de las áreas centrales, se entregó al
control de las compañías privadas entre 31% y 35% de las reservas y alrededor del 23,5% de la
producción petrolera al momento de las adjudicaciones. Como resultado de la licitación, YPF
retuvo sólo el 10% en el Vizcacheras, el 30% en El Huemul, el 40% en el Area Puesto Hernández y
el 10% en El Tordillo.
d) Elaboración de un nuevo Plan de Exploración. A comienzos de 1991 se dio por
finalizada la política exploratoria del Plan Houston y meses después se estableció un nuevo
esquema de exploración para nuevas áreas que fue bautizado como Plan Argentina, de libre acceso
para todas las empresas nacionales (incluyendo YPF S.A.) e internacionales. El Plan de Exploración
estableció que las empresas que descubran petróleo no deberán compartirlo con YPF S.E. y que
sólo tendrán que pagar regalías y los impuestos vigentes para cualquier actividad minera, industrial
o comercial. La modalidad jurídica utilizada es la concesión y el crudo obtenido será de libre
disponibilidad. En función de este plan se obligó a YPF S.A. a devolver la mayor parte de las áreas
que tenía en prospección.
Plan Argentina. Areas ofertadas, permisos de exploración otorgados y zonas de producción5
Fuente: Secretaría de Energía
Las principales características del nuevo esquema fueron las siguientes:
en licitaciones internacionales bimestrales se ofrece todo el mapa exploratorio del país (140
áreas).
las diversas actividades de exploración (líneas sísmicas, pozos, etc.) están valuadas con cierta
cantidad de Unidades de Trabajo (UT), cada una por un valor de US$ 5000. Las empresas que
reúnen ciertos antecedentes técnicos, económicos y financieros, compiten en las licitaciones
ofreciendo UT’s. Gana quién ofrece más UT’s (lo que implica mayor inversión) ajustado por el
5
Para un mayor detalle de las áreas ofertadas, adjudicadas y a licitar ver Plan Argentina (Decreto N° 2178/91) publicado en la página
web de la Secretaría de Energía.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
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Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
cronograma de trabajos propuesto (se privilegia a quienes ofrecen hacerlo en menor tiempo).
Existe una restricción de inversión mínima de US$ 1.5 MM.
el ganador de la licitación recibe un permiso de exploración por 2/3 años (3/4 si es área
marítima), estando obligado a desarrollar el programa de inversiones comprometido o entregar
el dinero equivalente. Si finalizado el período pretende seguir explorando, debe revertir el 50%
del área, estando obligado en el segundo período a perforar al menos un pozo. Se paga un canon
de exploración de US$ 10 anuales por Km2.
en el caso de que la exploración sea exitosa, se declara la comercialización del yacimiento y se
obtiene una concesión de explotación por 25 años prorrogables. A partir de allí el canon pasa a
ser de US$ 420 por Km2 y se pagan regalías del 12% sobre el valor del petróleo y/o gas
producido a la provincia correspondiente.
t.
Plan Argentina. Cuencas sedimentarias
Fuente: Secretaría de Energía
e) Desregulación del mercado del petróleo crudo. De manera previa o simultánea con la
reconversión de los contratos y la privatización de las áreas, se procedió a la desregulación del
mercado de petróleo y de sus derivados, estableciéndose la libre disponibilidad de los hidrocarburos
provenientes de las concesiones y asociaciones, la autorización a las empresas privadas para
importar y exportar hidorcarburos libre de tasas y/o retenciones (decreto N° 2178/91) y la libre
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
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disponibilidad del 70% de las divisas que se obtuvieran de la venta de hidrocarburos (decreto N°
1589/89). Al mismo tiempo se reguló el uso de los oleoductos y otras instalaciones de transporte de
YPF S.A., para que pudieran ser utilizados por terceros.
f) Venta de destilerías, oleoductos y otros medios de transporte de YPF S.A. La venta
de tres de sus destilerías menores implicó para YPF S.A. la transferencia a las compañías privadas
del 16% de su capacidad primaria de refinación, que pasó casi del 62% al 51,9%. En lo que se
refiere a los medios e instalaciones de transporte se decidió la privatización de los oleoductos AllenPuerto Rosales (con su correspondiente terminal marítima) y Puerto Rosales-La Plata y la flota
naviera de YPF S.A.
g) Desregulación del mercado de derivados y el cambio en la política impositiva. Antes
de la desregulación del mercado de derivados, los precios de los mismos, a nivel de productor,
fueron fijados en niveles cercanos a los internacionales por la Secretaría de Energía de la Nación.
Como era de esperar, la desregulación no resultó eficaz para la promoción de la competencia. El
abastecimiento de la demanda es concentrado por las tres principales empresas (YPF S.A., ESSO y
SHELL) y, a pesar de las transformaciones realizadas, YPF mantenía todas las condiciones de
empresa líder, con capacidad de fijar los precios de los derivados.
h) La privatización de YPF S.A. (Ley 24.145): Luego de las privatizaciones de los activos
mencionados, se procedió a la valorización de los activos restantes de YPF S.A. y se transfirieron al
Estado Nacional las deudas de la empresa, realizándose la distribución o venta de acciones. En la
primera etapa de privatización de la empresa se vendió el 46% de las acciones a inversores
privados, quedando un 20% en manos del Estado Nacional y el resto (12%) en poder de los Estados
Provinciales (en compensación por las regalías adeudadas), el personal de la empresa y los
jubilados. Más recientemente, la empresa REPSOL logró concentrar en su poder la casi totalidad de
las acciones de YPF S. A.
La ley de hidrocarburos 17.319 de 1967 definió los pagos que los titulares de los permisos
de exploración y los concesionarios de explotación de reservas de gas natural debían realizar al
Estado Nacional. En el caso de la exploración, establecía el pago anual de un canon por cada
kilómetro cuadrado del área de exploración. En el caso de la extracción de gas natural, los
concesionarios también debían pagar un canon anual por kilómetro del área de explotación, aunque
de un monto mayor, y además regalías del 12% del valor de los volúmenes extraídos y
efectivamente aprovechados (no se gravaban el gas natural usado por el concesionario en las
actividades de las explotaciones y exploraciones). Este porcentaje podría ser reducido por el Poder
Ejecutivo hasta el 5% teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos.
En 1992, a través de la Ley 24.145, la Nación transfirió a las Provincias el dominio público
de los yacimientos de hidrocarburos (salvo algunos casos) ubicados en sus respectivos territorios,
incluyendo los situados en el mar adyacente a sus costas hasta una distancia de 12 millas marinas
medidas desde las líneas de base reconocidas legalmente. De esta forma las Provincias pasaron a
tener participación en la determinación del porcentaje de las regalías y en el análisis y evaluación de
las ofertas por adjudicación de zonas para exploración y explotación. La ley encomendó además la
creación de una Comisión de Provincialización de Hidrocarburos para redactar un proyecto de ley
que incluyera las modificaciones necesarias para ordenar, adaptar y perfeccionar el régimen de la
Ley Nº 17.319 a los cambios de la ley 24.145. La transferencia del dominio se iba a perfeccionar
después de sancionada y promulgada dicha ley, sin embargo, la demora del Congreso para aprobarla
llevó al Poder Ejecutivo a instituir un régimen transitorio de exploración y explotación de las áreas
transferidas en 1994 a través del decreto 1955. Esta norma dispuso de la creación de una comisión
por cada provincia integrada por dos representantes de la Secretaría de Energía y dos de la
respectiva provincia, las que pasaban encargarse de la determinación del porcentaje de regalías y
del análisis y evaluación de las ofertas de adjudicación de áreas para exploración y explotación.
Finalmente, en 2001 el gobierno implementó un plan de competitividad, a través del decreto
1.380, con el objeto de reactivar los pozos hidrocarburíferos de baja productividad. En el caso del
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Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
21
gas natural, se consideraron pozos de poca productividad a aquellos inactivos en los dos años
previos a la norma o aquellos con una producción diaria promedio mensual inferior a los 2.000 m3
en el mismo lapso. La norma estableció una serie de estímulos fiscales por un plazo no mayor a los
10 años a las actividades de explotación, tratamiento, transporte y comercialización asociadas a los
pozos de baja productividad para estimular su explotación. En relación a los impuestos nacionales,
estableció la posibilidad de deducir en un 100% del cálculo de impuesto a las ganancias los montos
invertidos en el pozo y las exenciones del pago del canon de explotación, del impuesto a la ganancia
mínima presunta y del impuesto sobre los intereses pagados, mientras que en el orden provincial,
dispuso la exención o reducción en el pago de regalías conforme se acuerde con las provincias, del
impuesto a los ingresos brutos, de tasas municipales que afecten los procesos productivos y del
impuesto a los sellos.
LA REFORMA EN LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL
Antes de la puesta en marcha de la reforma, YPF S.E. concentraba toda la disponibilidad
nacional de gas natural, ya sea a través de su producción directa o la realizada por medio de
contratistas nacionales (hacia junio de 1992 la participación del sector privado era del 3% del total:
Bridas, Astra, Perez Companc, Pluspetrol, Total, Deminex, Tecpetrol, Coastal, y otras menores).
Hacia fines de la década del 80, alrededor del 10% de la oferta total de gas natural se originaba en la
importación desde Bolivia que se realizaba a través del Gasoducto del Norte.
Por su parte, la empresa de Gas del Estado tenía a su cargo el transporte, tratamiento y
distribución de gas natural en todo el país. Todo el gas natural captado para su comercialización era
entregado por YPF S.E. a Gas del Estado, a un precio de transferencia fijado por la Secretaría de
Energía. Debido al objetivo principal de la política energética, que estaba dirigida a sustituir los
combustibles líquidos por gas natural en los usos residenciales, industriales y la generación
eléctrica, esos precios de transferencia se mantuvieron muy bajos, especialmente hasta mediados de
los años 70. Esta situación posibilitó una transferencia de renta que permitió a Gas del Estado
realizar las grandes inversiones requeridas para expandir la cobertura del servicio.
De este modo se logró una muy rápida expansión del mercado de gas natural, sustituyendo
progresivamente al fuel oil en los usos industriales y en la generación de electricidad y al kerosene y
GLP en los usos residenciales. El consumo de gas natural se incrementó a una tasa media anual
superior al 7,5% entre 1970 y 1989, en tanto el consumo total de energía se expandió en ese mismo
período a una tasa anual media inferior al 1,7%. Esto explica que el gas natural haya incrementado
su participación en el consumo de fuentes primarias de 17.4% en 1970 a 42% en 1989. El
descubrimiento de importantes reservas en la Cuenca Neuquina (en particular, el yacimiento gigante
de Loma de la Lata), hacia fines de la década del 70, facilitó notablemente esta rápida penetración
del gas natural, especialmente a partir de 1980.
Dicho porcentaje de penetración del gas natural en el balance energético ubicaba a la
Argentina entre los países con mayor desarrollo de esa industria en el plano mundial, especialmente
si se considera el grado de cobertura alcanzado con respecto a los usos calóricos en el sector
residencial.
Al igual que en el caso de YPF, la situación económico-financiera de Gas del Estado se vio
negativamente afectada, desde mediados de los años 70, por la política tarifaria adoptada, por
contratos desventajosos con actores privados y por los precios convenidos para la importación de
gas desde Bolivia. En efecto, a partir de 1976 fue incrementándose de manera muy significativa la
carga impositiva sobre la venta de gas natural, dando lugar a un progresivo incremento en los
niveles reales de las tarifas a usuarios finales, mientras que los ingresos tarifarios medios de Gas del
Estado mostraron en términos reales una tendencia declinante (Kozulj y Pistonesi, 1990).
Entre los contratos desventajosos con el sector privado se destaca el correspondiente al
peaje por el uso del gasoducto Centro-Oeste, suscrito con el consorcio COGASCO, encargado de la
construcción de dicha infraestructura. La decisión de licitar la construcción de ese gasoducto
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
22
respondió a la orientación de la política económica que postulaba una función subsidiaria del
Estado. Sin embargo, en los hechos dicha decisión implicó un incremento en los costos de
transporte de gas que debió erogar Gas del Estado, aumentando al mismo tiempo su endeudamiento
en divisas.
Por último, debe señalarse que el precio que Gas del Estado pagó por el gas importado de
Bolivia constituyó un factor decisivo para el deterioro de su situación económico-financiera. Dicho
precio fue muy superior a los niveles pagados por el gas importado en otros países y, en algunos
años, incluso mayor que los precios medios CIF del petróleo, expresados en unidades equivalentes.
Los mayores costos de ese contrato de importación, cuya renovación estuvo motivada
principalmente en razones de tipo geopolítico, no se reflejaron en las tarifas percibidas por la
empresa distribuidora, dando así lugar a una drástica reducción de sus excedentes operativos,
especialmente hasta 1985 (Kozulj y Pistonesi, 1990).
No obstante esas medidas adversas sobre precios, impuestos y contrataciones con grupos
privados, al iniciarse el proceso de privatización la empresa de Gas del Estado mostraba una
situación financiera aceptable y un buen desempeño técnico-económico.
MARCO REGULATORIO
La Ley N° 24.0766 (privatización de Gas del Estado), promulgada parcialmente el 09/06/92,
estableció el nuevo marco regulatorio de la industria gasífera en Argentina, promoviendo la
competencia en las áreas donde ésta es viable (producción) y regulando aquellas etapas que sólo
pueden operar eficientemente como "monopolios naturales" (transporte y distribución), catalogando
a estas últimas como “servicio público nacional”. De igual modo, buscó evitar que una determinada
empresa (o grupo) tuviera control sobre todo el negocio gasífero, procediendo a la segmentación del
mismo en tres tipos de actividades de carácter complementario:
Producción: nuclea las actividades de extracción y procesamiento de gas (upstream).
Transporte: las empresas licenciatarias7 (2) están obligadas a recibir y transportar el gas,
operando el Sistema de Gasoductos respectivo (primordialmente de alta presión).
Distribución: las empresas licenciatarias8 (8) reciben el gas natural de las transportistas y lo
distribuyen, operando una red de gasoductos de menor nivel de presión, que llega hasta los
usuarios o consumidores finales. También existen subdistribuidores, que son entes o sociedades
de derecho privado que operan cañerías de gas que conectan el sistema de distribución de una
distribuidora con un grupo de usuarios.
6
Dicha Ley se complementa con el Decreto 1738/92 y su modifcatorio 2255/92 y un conjunto amplio de resoluciones de la
Secretaría de Energía de la Nación, que reglamentan y especifican los principios en ella establecidos.
7 Transportadora de Gas del Norte y Transportadora de Gas del Sur. Parte del gas producido no entra al sistema de transporte,
pues se consume en la región donde se extrae: es el caso de Gas de Malargue para Distribuidora Cuyana y otras fuentes utilizadas por
Distribuidora Sur.
8
Metropolitana, Buenos Aires Norte, Pampeana, Cuyana, del Centro, Noroeste, Litoral y del Sur.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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GAS Y DERIVADOS
Reestructuración del sector
Situación post-reforma
Antes de la reforma
Marco legal
GAS DEL ESTADO
Sec. de Energía
(Resoluciones)
(transporte, tratamiento
PRODUCTORES:
y distribución)
Ley N° 17.319
Sector desregulado:
y decretos varios
• PRODUCCION
(31)
Precios de transferencia
OFERTA GN
• Concesiones por 25 años
Sector
• Canon y regalías
Regulado:
TRANSPORTE Y
YPF S.E.
• TRANSPORTE (2)
DISTRIBUCION
• DISTRIBUCION
(9)
Ley N° 24.076
(Privatización GE)
PRIVADOS
Ms DESDE
(3%)
BOLIVIA (10%)
ENARGAS
y decretos regulat .
• Inicio de lic. 28/12/92
• 35 años con opción a 10
(Resoluciones)
adic .
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de
Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
24
La ley prevé las figuras de los productores, captadores, procesadores, transportistas,
almacenadores, distribuidores, comercializadores y consumidores.
Según la Ley 24.076, la extracción de gas natural -que comprende las actividades de
producción, captación y tratamiento del producto- se rige por la Ley de Hidrocarburos N° 17.319 y
sus modificaciones más fundamentales provenientes del proceso de desregulación petrolera9
(Decretos 1055/89, 1212/89, 1589/89, 44/91, 2178/91, 2411/91 y la Ley N° 24.145 de 1992 –Ley
Federal de Hidrocarburos y privatización de YPF-). En esta etapa el precio del gas natural en boca
de pozo permaneció regulado durante un corto período (fijado por el Ministerio de Economía) y se
liberalizó a partir del 1/1/94 por medio del decreto 2731/9310. Este decreto también
afirma que constituye “ un deber irrenunciable del Estado asegurar
la existencia de un mercado competitivo cuyas condiciones permitan
la
formación
de
precios
óptimos
para
beneficio
de
los
consumidores ” ; además, se refiere al requisito de transparencia y
de información en tiempo real. El precio del gas en boca de pozo
es uno de los componentes de la tarifa al usuario final; se
refiere al precio en el punto de ingreso al sistema de transporte,
y apunta a compensar los costos por explotación, delimitación de
reservas y compresión del gas. El ENARGAS debe promover también la
competencia en esta etapa.
Gas del Estado fue fraccionada en diez compañías, dos
11
y ocho distribuidoras (cuyas licencias fueron
transportistas
otorgadas el 28/12/92 por el lapso de 35 años con opción a 10
adicionales) que cubrían todo el territorio nacional, excepto la
12
región Noreste . Inicialmente los activos de las compañías transportadoras fueron
privatizados a un nivel de 70% y los correspondientes a las empresas distribuidoras entre 70% y
90%. La operatoria incluyó la transferencia de pasivos de corto y largo plazo de la empresa Gas del
Estado a los consorcios adjudicatarios (alrededor de u$s 2.700 M).
Los objetivos principales para la regulación del transporte y
distribución del gas natural que enuncia el nuevo marco
regulatorio son:
a) Proteger adecuadamente los derechos de los consumidores;
b) Promover la competitividad de los mercados de oferta y demanda de gas natural, y
alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo;
c) Propender a una mejor operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no
discriminación y uso generalizado de los servicios e instalaciones de transporte y distribución de
gas natural;
d) Regular las actividades del transporte y distribución de gas natural, asegurando que las
tarifas que se apliquen a los servicios sean justas y razonables de acuerdo a lo normado en la
presente ley;
e) Incentivar la eficiencia en el transporte, almacenamiento, distribución y uso del gas
natural;
f) Incentivar el uso racional del gas natural, velando por la adecuada protección del medio
ambiente;
g) Propender a que el precio de suministro de gas natural a la industria sea equivalente a los
que rigen internacionalmente en países con similar dotación de recursos y condiciones.
9
Ver sección Reforma Petrolera.
10
Tal como ocurrió con el precio del petróleo y sus derivados, los precios fueron incrementados antes de la reforma. El gas en
boca de pozo pasó de un nivel medio (en dólares de 1990) de US$ 0,62 el millón de BTU en el período 1984-89 a US$ 0,88 en 1990-92.
11
Sobre la base de gasoductos existentes, TGN se quedó con la operatoria del Gasoducto del Norte y el Centro Oeste más
algunos troncales menores (alrededor del 38% de la capacidad de transporte), mientras que TGS quedó integrada por los gasoductos
troncales del Sur, del Oeste y Neuba II y la planta separadora de Gral. Cerri (62% de la capacidad de transporte y una parte sustancial de
la capacidad de tratamiento).
12
La novena área de distribución, Gas NEA Mesopotámica, de reciente creación cubrió precisamente esta región y fue adjudicada a un
consorcio controlado por Gas de France International.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
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Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
Se consideran transportistas a las personas jurídicas del derecho privado que, habilitadas
por concesión, licencia o permiso, condujeran gas desde el punto de ingreso al sistema hasta su
recepción por parte de distribuidores, almacenadores o grandes consumidores. Los transportistas no
pueden comprar ni vender gas, con excepción de las compras que hagan para consumo propio y
mantener la operación del sistema (los volúmenes los decide el ente regulador). La retribución del
transportista está regulada13. La tarifa, reconoce dos variantes de acuerdo a la modalidad del
servicio: transporte en firme (otorga abastecimiento prioritario al distribuidor que lo suscribe, no
pudiendo interrumpir el suministro del fluido mientras dure el contrato entre ambos) o
interrumpible. El servicio interrumpible prevé que se deberá aceptar la interrupción del servicio,
cuando se avise con la debida antelación, a la sola opción de la distribuidora. La seguridad del
suministro no interrumpible recae en transportistas y distribuidores, que deben además satisfacer
toda demanda razonable (en última instancia dicha razonabilidad está fundada en el criterio de
rentabilidad y, eventualmente, en las directivas del ENARGAS).
A fin de evitar la integración vertical en la cadena gasífera, los transportistas no podrán
acceder a la distribución, producción ni almacenaje, como así tampoco ningún almacenador,
distribuidor y consumidor que contrate directamente con el productor, o grupo de ellos, ni empresa
controlada o controladora de los mismos podrán tener participación controladora en una
sociedad habilitada como transportista.
El transportista facturará los cargos por la reserva de capacidad de transporte (en el caso del
transporte en firme), los cargos por volumen transportado bajo el servicio de transporte
interrumpible, los cargos por servicio de intercambio y desplazamiento, entre otros cargos (por
ejemplo, multas por entregas menores o mayores a las autorizadas).
El transportista está obligado a permitir el acceso a sus instalaciones y servicios sobre una
base no discriminatoria; los costos directos o indirectos de la instalación serán soportados por quien
requiera la interconexión. Sin embargo, este acceso libre no implica que se pueda exigir al
transportista una amplicación de sus instalaciones. El transportista está obligado a transportar gas en
tanto la capacidad existente en el gasoducto lo permita, de conformidad con las modalidades del
servicio a contratar. El transportista podrá en forma discrecional, reducir sus tarifas reguladas, pero
la reducción se deberá realizar para todos los que contratan en los mismos términos.
Los distribuidores reciben el gas del transportista (pueden comprarlo o simplemente,
transportarlo) y tienen a su cargo el abastecimiento de los consumidores hasta el medidor de
consumo, dentro de una región determinada. Los distribuidores deben llevar a cabo sus funciones
con instalaciones permanentes. Pueden contratar directamente con productores o comercializadores,
pero no les está permitido el control de las firmas transportistas, ni ser productores o
almacenadores. Tampoco podrán ser distribuidores los consumidores que contraten directamente
con los productores14.
Se establecen las siguientes categorías de usuarios:
a. Residencial R: medidores domésticos no comerciales, sin requerimiento de compra
mínima.
b. General P (SG-P): todos los consumos no residenciales sin requerimiento mínimo de
compra. El cliente no tiene una cantidad contractual mínima, y no es atendido bajo un contrato de
servicio de gas.
c. General G (SG-G): Servicio para uso no doméstico en donde el cliente ha celebrado un
contrato de servicio de gas con una cantidad contractual mínima, la cual en ningún caso puede ser
inferior a 1000 m3 durante un período mínimo de un año.
d. Grandes Usuarios: estos podrán contratar servicios de distribución firmes o
interrumpibles:
13
Inicialmente, la determinación de la tarifa apuntó a reflejar los posibles costos de ampliación de la capacidad de transporte
en el mediano plazo.
14
El nuevo marco tarifario eximió a las distribuidoras de la aplicación de regímenes tarifarios preferenciales, y en caso de que
se decidiera preservar alguno de ellos, el estado deberá explicitar los mecanismos presupuestarios a través de los que el Tesoro resarcirá
al distribuidor privado por los quebrantos ocasionados.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
26
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
• ID: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una
estación de GNC, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas
que incluya una cantidad mínima anual de 3.000.000 m3 y un plazo contractual no menor a doce
meses en todos los casos. El servicio prestado es interrumpible.
• FD: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una
estación de GNC, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas
que incluya una cantidad mínima diaria contractual de 10.000 m3 y un plazo contractual no menor a
doce meses en todos los casos. El servicio prestado es firme.
• SDB: Servicio que se presta a un cliente que opera cañerías de gas que conectan el sistema
de distribución de una distribuidora con un grupo de usuarios (excepción hecha para el SDB de la
ciudad de Paraná, conectado directamente a al red troncal de gasoductos de TGN). Para operar
como SDB definitivo debe mediar una autorización del regulador. El servicio es firme.
• GNC: Servicio que se prseta a una persona física o jurídica que expende gas natural
comprimido para uso como combustible para automotores y cuenta con un medidor individual
separado.
• FT: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una
estación de GNC, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas
que incluya una cantidad mínima diaria de 10.000 m3. Este servicio está disponible para cualquier
cliente con conexión directa al sistema de transporte y se presta por contrato sobre una base firme.
• IT: Servicio para un cliente de una distribuidora con conexión directa al sistema de
transporte. No debe utilizar el gas para usos domésticos, ni ser una estación de GNC, ni un
subdistribuidor. Debe comprar una cantidad mínima contractual de 3.000.000 m3 por año, y un
plazo contractual no menor a doce meses. Se presta sobre base interrumpible.
Las tarifas varían según tipo de usuarios y zonas del país, tanto en su forma de composición
como en su valor. Las tarifas SG-G, FD y FT requieren el pago de cargo por reserva de capacidad
además del cargo por m3 consumido. Las tarifas ID e IT no requieren el pago de cargo de reserva
de capacidad; el usuario sólo paga por los m3 consumidos. En los casos de compra de gas por
usuarios finales, la tarifa del distribuidor ya está incluida en el costo final mientras que la compra de
gas por usuarios a distribuidores fuera de su zona se computa como un cargo separado (se trataría
de grandes usuarios que pacten directamente con un distribuidor).
Como el precio del transporte se considera una parte de la tarifa que fija la distribuidora, un
cambio en el precio de transporte se aplica a la tarifa antes abonada, corregido por el factor de
carga, que se computa como el cociente entre el consumo promedio diario de la categoría en los
últimos doce meses previos al ajuste, y el consumo pico diario de la categoría en cuestión, en el
mismo período.
La contratación del servicio de transporte en firme implica, por parte de la distribuidora, el
pago de un cargo por reserva de capacidad, que es estimada de acuerdo a los volúmenes máximos
que se esperan transportar en el transcurso del año. El coeficiente entre la capacidad contratada y la
efectivamente utilizada, es el coeficiente de utilización de la capacidad contratada en firme.
Tanto los transportistas como los distribuidores están obligados a permitir el acceso libre e
indiscriminado de terceros a la capacidad de transporte y distribución de sus respectivos sistemas
que no esté comprometida para abastecer la demanda contratada, en las condiciones convenidas por
las partes. Ninguno podrá otorgar ni ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a sus instalaciones,
excepto las que puedan fundarse en diferencias concretas. Los transportistas y distribuidores están
obligados a responder toda solicitud de servicio dentro de los 30 días desde la solicitud.
Se legisla la figura de la comercialización, que prevé la aparición de brokers que
intermedien en la compraventa del gas. Un comercializador es quien compra y vende gas natural
por cuenta de terceros. Los propietarios de las comercializadoras no podrán ostentar el control de
las compañías de transporte o de distribución.
A efectos de introducir mayor competencia en el segmento regulado (donde la demanda es
cautiva), se permite que los grandes usuarios (más de 10.000 m3/día) puedan celebrar contratos
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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directamente con el productor y/o comercializador (by pass comercial, opción que implica el pago
de un peaje al distribuidor correspondiente) o conectarse directamente a un trasnportista (by pass
físico). Si lo hicieran con los primeros, no podrán controlar firmas transportistas o distribuidoras
que sirvan a la región donde esté situado el consumidor15. Los consumidores que hagan uso del
derecho de adquirir el gas directamente, y que utilicen instalaciones del distribuidor, deberán abonar
la tarifa de distribución que corresponda, pudiendo, sin embargo, negociar un acuerdo entre las
partes, en tanto el distribuidor no deje de recuperar sus costos; también se aplica que el costo
atribuible a este servicio pueda ser recuperado mediante tarifas a otros consumidores. Si contratan
directamente con el productor, podrán construir, a su exclusivo costo, sus propios ramales de
alimentación.
Las cláusulas que determinan la separación de la industria, se refieren al control empresario.
En caso que una empresa participe en varias actividades, sin llegar al control (que está prohibido),
el ENARGAS debe autorizar la operación.
En materia tarifaria y tal como se dejó trascender en párrafos precedentes, las tarifas de
los segmentos de transporte y distribución están reguladas. De acuerdo con dicha regulación, el
precio fijado a los usuarios finales (sin impuestos) se compone del precio del gas natural en boca de
pozo (pactado libremente entre oferta y demanda), la tarifa de transporte y la tarifa de distribución.
Sistema de precios en el mercado gasífero
Upstream: mercado desregulado, libre interacción entre oferta y demanda
Downstream (distribución y transporte): componente regulado. Consideraciones:
TARIFA al usuario final = Costo del gas + T + D
Price Cap sobre T y D
Cobertura: costos operativos, amortización de activos, retorno sobre el capital “justo y
razonable”
Ajustes semestrales (por estacionalidad y PPI) y quinquenales (factores X y K)
El GLP está desregulado, no así el GNC.
El mecanismo utilizado para regular las tarifas de los servicios mencionados corresponde a
una fórmula tipo “Price Cap” o de valores máximos: PPI (USA) - X + K, donde PPI es el índice de
precios al productor de Estados Unidos, X representa una deducción porcentual dirigida a transferir
a los usuarios parte de las mejoras de productividad y K es una adición porcentual destinada a
incentivar las inversiones de las licenciatarias y a la recuperación de los costos asociados a la
inversión16 17. En este sentido, las tarifas a usuario final sufren tres tipo de ajustes:
15
Es importante señalar que estas limitaciones se modificaron parcialmente a través
del Decreto N° 1738/92, que reglamenta la ley 24076, admitiendo en los hechos la posibilidad
de que distribuidores o consumidores contraten directamente con productores aunque posean en
conjunto más del 50% del capital o de los votos en la sociedad de inversión, controladora de
una distribuidora o transportista, si no suministran o reciben en conjunto más del 20% del
gas transportado o comprado computado mensualmente del transportista o distribuidor
(controlado por la sociedad inversora).
Del mismo modo las restricciones no se aplican cuando la participación controladora
se alcance mediante la suma de las participaciones de dos o más de las diferentes categorías
de sujetos (por ejemplo: transportista más productor, o transportista más distribuidor,
etc.).
16
Será de aplicación si el ente requiriese inversiones adicionales a las inicialmente previstas, y que no puedan ser recuperadas
mediante tarifas vigentes. Como este factor conduce a la elevación de las tarifas por programas de inversión, se deberá probar que los
mismos benefician a la mayoría de los usuarios del sistema de transporte y distribución.
La primera revisión tarifaria determinó un factor X para cada transportista y cada distribuidora. Para el factor
K, se presentaron 123 proyectos de inversiones a considerar, 28 de ellos descalificados por el ente.
17
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
28
de carácter estacional: referidas a las variaciones del precio de referencia del gas en boca de
pozo que el Ente Regulador reconoce como valor máximo que puede ser incorporado a las
tarifas (pass through). Estos ajustes se realizan al comienzo del período invernal (mayo) y
estival (octubre). Se trata pues de un mecanismo automático por el cual los distribuidores
trasladan a precio final (usuario final) las variaciones que sufre el precio del gas natural en boca
de pozo estipuladas en los contratos celebrados entre distribuidores y productores, previa
autorización del ente de dichos contratos.
por variaciones en el PPI, se realiza dos veces por año (enero y julio). Se encuentra suspendido
desde enero de 2000.
de carácter quinquenal, ajustando las tarifas por productividad (factor X) e inversión (factor K)
Por las licencias, las tarifas son calculadas en dólares y convertidas en pesos al momento de
su aplicación. Las compañías podrían fijar tarifas menores al price cap, pero deberán siempre
recuperar todos los costos. En ningún caso los costos atribuibles al servicio prestado por un
consumidor podrán ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros consumidores. Se prohíbe
efectuar subsidios cruzados entre usuarios.
La tarifa de transporte y distribustión que de estos ajustes resulte deberá alcanzar para
cubrir los costos operativos, la amortización de activos y posibilitar una razonable rentabilidad
(“justa y razonable” en los términos de la legislación vigente) a las empresas que operen con
eficiencia, contemplando que dicha rentabilidad sea similar a la de otras actividades de riesgo
comparable, y que guarde relación con el grado de eficiencia y prestación satisfactoria de los
servicios.
Vale aclarar que el ENARGAS podrá limitar el traslado del costo de adquisición del gas al
usuario final si determinara que los precios acordados exceden a los negociados por otros
distribuidores en situación equivalente a juicio del ente. El decreto 1738/92 aclara que las
variaciones del precio de adquisición del gas serán trasladadas a la tarifa final de modo que no se
produzcan ni beneficios ni pérdidas para los transportistas ni el distribuidor (dos veces por año). El
ente debe tomar en cuenta todas las características de las operaciones de las distribuidoras, no
simplemente el criterio automático del menor costo. Si se revisan contratos, no obstante, no se
deberá vulnerar la confidencialidad. En ausencia de mala fe, los precios libremente negociados
entre partes independientes, serán considerados justos y razonables. El impugnante soportará la
carga de la prueba del exceso injustificado. Aunque se impida el traslado, el contrato seguirá
vigente.
En relación al upstream el Decreto N° 2731/93 (mencionado al inicio de esta Sección), al
mismo tiempo que desreguló el precio en boca de pozo, clasificó a las transacciones celebradas en
el segmento mayorista como operaciones cursadas en el mercado spot (o de corto plazo) y/o
contratos de mediano y largo plazo (duración mayor a 6 meses), ámbito adonde acuden los
productores y otras figuras habilitadas por la ley 24076. Esta norma permitía a las licenciatarias de
distribución adquirir por el mercado spot hasta un 20% del volumen comprado en el mismo mes del
año anterior, el cual podía elevarse hasta el 40% en función del desarrollo competitivo del mercado
de gas natural. La idea subyacente era la conformación de un mercado transparente y con
información en tiempo real que protegiera a consumidores y productores frente a variaciones
significativas de los precios, al influenciar también sobre la formación de
precios en el mercado de largo plazo.
Posteriormente se dictó el decreto N° 1020/95 por el cual se
otorgan incentivos para que las compañías de distribución compren
gas en el mercado spot a precios menores que los pactados en los
contratos a más largo plazo. Vale aclarar que son estos últimos
contratos los que las licenciatarias presentan al ENARGAS a fin de
solicitar el pass-through o pase del costo del gas a las tarifas
finales autorizadas. El incentivo se expresa como uno de premios y
castigos de modo tal que: i) si las distribuidoras compran por
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
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29
debajo del precio de referencia que fija el ENARGAS para cada
cuenca al inicio del año, están autorizadas a retener hasta el 50%
del diferencial de precios obtenido; ii) si compran por encima de
dicho precio de referencia, entonces sólo se les permite trasladar
a tarifa el 50% de la diferencia entre el precio testigo y el de
compra. Vale comentar que los precios en el mercado spot pueden
llegar a ser ente un 5 y un 15% inferiores a los de referencia
(siendo obviamente más bajas las diferencias y los volúmenes en
invierno que en verano), pero por una parte los volúmenes totales
comercializados en dicho mercado siguen siendo relativamente
bajos, y por otra los precios de referencia reflejan aún la
estructura fuertemente concentrada de la oferta. El régimen es optativo, lo
que implica es aceptado sólo por aquellos distribuidores que a priori estiman que obtendrán ventajas
con este sistema.
Una de las características centrales del mercado mayorista del gas es que no es de pública
transparencia como en el caso del mercado mayorista eléctrico. Sin embargo, se pueden establecer
algunos principios acerca de cómo opera el mercado en la práctica. Por una parte, si bien los
mecanismos para establecer los precios de referencia y de cuenca, al parecer no están totalmente
explicitados, los precios de cuenca reflejarían el promedio ponderado (precios por cantidades
anuales incluyendo los de los contratos de exportación/volumen total contratado), mientras que los
de referencia serían un factor arbitrario (instrumento de política) aplicable a los precios de cuenca,
con un factor que rondaría, en la práctica, entre un 95 a un 97% de este último.
Con respecto a los contratos de largo plazo, las condiciones aunque diversas, serían:
• una duración máxima de 5 años y mínima de 2;
• cláusulas del tipo take or pay18 aplicables a volúmenes de entre 70 y 90% del volumen máximo
contratado, con una contrapartida para los productores en cláusulas del tipo delivery or pay
(despáchelo o páguelo).
• un ajuste de precios basado en una polinómica, que por lo general incluye en uno de sus
factores el precio internacional del crudo y, en el resto, a otros derivados (con lo que rige el
precio del crudo en última instancia aunque atenuado), y
• presentan precios mínimos y máximos (cuya confidencialidad es estricta) de modo tal que las
fluctuaciones se den en una banda acotada contractualmente al menos para lo que dura un
período tarifario completo sin revisión (5 años).
Como se puede apreciar entonces, el mercado spot juega un papel relativamente secundario
en la formación general de precios, sobre todo porque en dicha formación son preponderantes tres
factores, a saber:
• el grado de concentración de la oferta, total y por cuenca;
• la decisión política del ENARGAS respecto a los niveles en que fijará los precios de referencia,
aunque generalmente pareciera ser que lo hace sobre la base del precio promedio de los
contratos, y
• a más largo plazo, la evolución de la demanda de gas para exportación.
En materia de inversiones, el ente regulador fijó durante el
primer quinquenio (93-97) la distinción entre obligatorias y no
obligatorias:
• Obligatorias (categoría I): inversiones relacionadas con la
seguridad
pública
y
la
integridad
del
sistema.
Están
contempladas en las tarifas que perciben las prestadoras.
18
Una forma contractual que obliga al comprador a tomar una cantidad de gas determinada sobre una base temporal,
generalmente anual o plurianual.
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•
No obligatorias: incluye dos categorías: 1) categoría II:
inversiones relacionadas con el crecimiento esperado de la
demanda y, 2) categoría III: inversiones deseables para hacer
eficiente la operación del sistema.
A partir del segundo quinquenio (98-02) las inversiones de tipo I fueron reemplazadas por
un sistema de control de estándares de calidad en la prestación del servicio.
Cuando las tarifas autorizadas no proveen el ingreso suficiente, las distribuidoras pueden
requerir el aporte de los (nuevos) usuarios. En caso de obras de terceros (cooperativas, unidades
vecinales, etc) las distribuidoras deben realizar un aporte (generalmente en m3 de consumo) a
cambio de la transferencia de la propiedad de las obras (redes).
Por último, el nuevo marco autoriza las importaciones de gas natural sin necesidad de
aprobación previa. Sin embargo, las exportaciones de gas natural deberán, en cada caso, ser
autorizadas por el Poder Ejecutivo Nacional, dentro del plazo de noventa (90) días de recibida la
solicitud, en la medida que no se afecte el abastecimiento interno. Posteriormente, la Secretaría de
Energía y Minería dictó la Resolución Nº 131 del 9 de febrero de 2001 por la cual se establece un
procedimiento de aprobación automática de solicitudes de exportación de gas natural en el supuesto
que se verifiquen las condiciones técnicas especificadas en la misma. Las empresas solicitantes
deberán acreditar la solicitud de compra externa (mediante presentación de un contrato o carta de
intención) y la correspondiente certificación de reservas disponibles para la exportación que cubra
el volumen total a exportar durante el plazo del contrato. Las condiciones que deben cumplirse son
las siguientes:
a) El índice de reposición de las reservas de gas natural, debe ser mayor o igual a CERO
(0), calculado de la siguiente manera:
IR = Rf- Ri
Donde:
IR = Indice de reposición de reservas de gas natural vigente al momento de presentación de
la autorización.
Rf = reservas de gas natural totales del país al 31 de diciembre del último año anterior al de
la presentación, si la misma se realiza a partir del 1º de junio de cada año o del anteúltimo año
anterior, si se realiza antes del 1º de junio de cada año.
Ri = reservas de gas natural totales del país al 31 de diciembre del sexto año anterior al de
la presentación, si la misma se realiza a partir del 1º de junio de cada año o del séptimo año anterior,
si se realiza antes del 1º de junio de cada año.
b) La relación entre (i) las reservas de gas natural al 31 de diciembre del año inmediato
anterior a la fecha en que se presenten las solicitudes de autorización de exportación y (ii) la
producción total de gas natural del país, excluyendo los volúmenes reinyectados en formación, del
año inmediato anterior a la fecha en que se presente la solicitud de autorización de exportación, sea
igual o mayor a DOCE (12), calculado conforme a las siguientes definiciones:
Para el cómputo de las reservas de gas natural totales se sumarán el CIEN POR CIENTO
(100%) de las reservas comprobadas y el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de las reservas
probables, conforme surge de los valores declarados a la SECRETARIA DE ENERGIA Y
MINERIA en cumplimiento de la Resolución ex SE Nº 482 de fecha 2 de octubre de 1998, o por las
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
31
informadas por las empresas operadoras en cumplimiento de la Resolución ex SE Nº 319 de fecha
21 de octubre de 1993 con anterioridad al dictado de aquélla.
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ESTRUCTURA DE LA OFERTA DEL MERCADO DE GAS NATURAL
ARGENTINO
CONSIDERACIONES GENERALES
Hasta la sanción de la Ley N° 24.076 (privatización de Gas del Estado y la que definió el
marco regulatorio del sector) YPF S.E. concentraba toda la disponibilidad nacional de gas natural,
ya sea a través de su producción directa o la realizada por medio de contratistas nacionales (hacia
junio de 1992 la participación del sector privado era del 3% del total: Bridas, Astra, Perez
Companc, Pluspetrol, Total, Deminex, Tecpetrol, Coastal, y otras menores). Por su parte, la
empresa de Gas del Estado tenía a su cargo el transporte, tratamiento y distribución de gas natural
en todo el país. A partir de entonces, en Argentina la actividad gasífera está compuesta por 42
empresas privadas que operan actualmente en las tres unidades de negocio que componen el sector
bajo estudio (productores, transportistas y distribuidores), siendo las productoras las que mayor
peso específico tienen en número y generación de empleo. A estos números hay qua agregarle otros
3.000 empleos correspondientes al área de logística y distribución.
N° EMPRESAS
PRODUCCION
FACTURACION
Mill. $
EMPLEO
31
2.210,2
TRANSPORTE
2
794,7**
DISTRIBUCION
9
2.965,0
8.000*
42
5.969,9
31.500
TOTAL
23.000
* entre transportistas y distribuidoras, incluye personal contratado
** incluye ingresos por transporte y procesamiento de gases.
Fuente: elaboración en base a Enargas, Secretaria de Energía, empresas y revistas especializadas
Los datos son a dic 2001, excepto empleo en Producción que corresp. a 2000.
VALOR AGREGADO DEL SECTOR GAS NATURAL
EL SECTOR ES MUY POCO TRABAJO INTENSIVO
90%
25%
80%
Retribución L / VAB
VAB/VBP
70%
60%
50%
40%
30%
20%
15%
10%
20%
10%
5%
0%
1994
Petroleo & Gas
Transportadoras
Distribuidoras
Fuente: CNE94 y SPE
MINAS Y CANTERAS: VAB GE COMO % VAB DEL SECTOR
1996
1997
MINAS Y CANTERAS ENGE 2000: VBP POR ORIGEN DEL
CAPITAL
100%
86%
90%
Fuente: ENGE 2000 y SPE
Participación en VBP MyC
84%
1995
Fuente: SPE
Nota: los datos se refieren a la etapa extractiva
82%
80%
78%
76%
74%
72%
80%
de origen nacional*
Fuente: ENGE 2000 y SPE
de origen extranjero
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
70%
0%
68%
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
33
El sector primario o extractivo está compuesto por 31 empresas que usualmente comparten
la tarea de prospección y explotación de gas natural con la de petróleo (la mayor parte de los pozos
son petrolíferos y gasíferos al mismo tiempo, por lo que generalmente las decisiones de producción
y exploración de las firmas por uno u otro combustible están ineludiblemente encadenadas; de allí
que la mayor parte de las estadísticas correspondientes a la etapa extractiva del negocio del gas
natural se presentan en forma asociada a las de extracción y producción del petróleo, no así en
cambio las referidas a las etapas más industrializadas). Se apropian de poco menos del 40% del
ingreso del negocio gasífero. Los yacimientos se localizan en tres cuencas principales (Neuquina,
Austral y NorOeste), que cuentan con el 93.7% de las reservas comprobadas, y dos marginales
(Golfo San Jorge y Cuyana). La eventual entrada de nuevos competidores encuentra importantes
barreras a partir de la cuantiosa inversión inicial requerida, así como de la complejidad del proceso
tecnológico y de la utilización de activos especializados. El mercado productor opera con
características propias de un oligopolio, con un actor dominante (Repsol YPF) y donde la mayoría
de las transacciones (entre productores y demandantes) se perfecciona a través de contratos cuyos
términos y condiciones poco trascienden en el mercado, mientras que muy poco se canaliza a través
del mercado spot o mayorista (solo un 4/5% del total). Este punto se verá con mayor profundidad en
el próxima sección.
Por su parte, el segmento regulado está compuesto por dos empresas transportistas (TGS y
TGN), que conducen el fluido desde el yacimiento hasta los centros urbanos percibiendo un "peaje"
por sus servicios, y los distribuidores (9 firmas repartidas por áreas geográficas) que son quienes se
encargan de hacer llegar el combustible hasta el consumidor final (ya sea familiar, industrial o
centrales eléctricas).
FACTURACION, ACTIVOS Y DATOS DE PRODUCTIVIDAD DE LAS LICENCIATARIAS
AÑO 2001. MILLONES $
FACTURACION
ACTIVOS
EMPLEADOS*
FACT. POR
EMPLEADO (mil$)
Transporte
794,7
3.552,1
1.200
662,3
TGS
541,7
2.262,2
650
833,4
TGN
253,0
1.289,9
550
460,0
Distribución
Metrogas
Gasban
Cuyana
Centro
Litoral
Gasnor
Gasnea
Pampeana
Sur
2.170,3
657,7
415,9
163,0
87,5
159,4
139,5
322,3
216,5
8,5
3.902,0
1.087,5
692,4
217,7
208,9
269,5
307,5
610,0
425,5
83,0
4.303
1.033
676
323
336
302
252
70
905
406
504,4
636,7
615,2
504,6
260,4
527,8
553,6
4.604,3
239,2
20,9
TOTAL LICENC.
2.965,0
7.454,1
5.503
538,8
* Incluye solo personal de planta permanente
Fuente: Enargas y empresas
En general se trata de empresas de gran envergadura (mientras que la cadena gasífera en su
conjunto representa alrededor del 2.3% del PBI argentino, aunque la evolución durante la última
década permiten suponer que esta cifra es cercana al 3%), estructura que está intimamente ligada al
elevado uso del factor capital en la actividad (en el gráfico adjunto se observa no sólo el alto valor
agregado de la cadena gasífera –mayor en las dos primeras fases que en la etapa distributiva- sino
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
34
además la baja incidencia del
ORIGEN DE LA IED EN EL SECTOR DE HIDROCARBUROS
factor trabajo en el valor
19
agregado bruto ). De todo
modos, esta fisonomía no es
EEUU
exclusiva de la etapa post
FRANCIA
regulación (dado que la mayor
CHILE
parte de la actividad se
concentraba en la empresa estatal)
ITALIA
pero lo que sí se observa a lo
UK
largo de la misma es una
ESPAÑA
creciente participación en el giro
CANADA
del negocio de las firmas de
capital extranjero en detrimento
de las firmas nacionales, factor
Fuente: CEP
BASE: u$s 37,000 M
que se asocia no sólo a una
cuestión de estrategia energética
de las empresas multinacionales
por posicionarse en la región20 sino además porque son quienes tienen la tecnología y el capital
necesario para desarrollarla. Por todos estos motivos no fue casual entonces la masiva incorporación
de empresas multinacionales al proceso de reestructuración del sector, desde la misma privatización
de las empresas estatales y durante toda la década del ’90, la cual se caracterizó por una cantidad
importante de operaciones (fusiones y adquisiciones y nuevas inversiones) en los tres segmentos de
la cadena. Particularmente, los años 1998 y principios de 1999, caracterizados por la retracción del
valor del crudo, dieron lugar a una profundización de las fusiones tendientes a mejorar el
posicionamiento de cada vez menos competidores internacionales, con efectos diversos en el
mercado local. Localmente, la estrategia de las firmas, en términos de decisiones de inversión y
desinversión, apuntó a la concentración física en ciertas cuencas, logró con ello una disminución de
los costos y el aprovechamiento de la curva de aprendizaje. La IED durante toda la década del ’90
alcanzó los u$s 37.000 M, con predominancia de capitales españoles (u$s 20.506 M) y
estadounidenses (u$s 10.252 M).
IED EN EL SECTOR HIDROCARBURIFERO ARGENTINO (1990-2000). Millones de u$s
Formación de
Adquisiciones y
TOTAL
Capital
Fusiones
Petróleo y gas
5.874
21.369
27.243
Derivados de petróleo y gas
3.332
521
3.853
Oleoductos, gasoductos y poliductos
1.141
39
1.180
Provisión de gas
1.907
2.820
4.727
TOTAL
12.254
24.749
37.003
Fuente: CEP
En el segmento regulado, las inversiones realizadas por las licenciatarias durante el
quinquenio 1993-1997 fueron categorizadas oportunamente en Obligatorias y No Obligatorias. Las
primeras se denominaron así por su importancia y por estar contempladas en las tarifas que perciben
las prestadoras, y correspondieron a aquellas inversiones relacionadas con la seguridad pública y la
19
Las estadísticas en rigor corresponden al VAB del sector Minas y Canteras que incluye la actividad minera además de la explotación
petrolífera y gasífera, pero dado que la representatividad de aquella dentro del bloque es de apenas un 6%, bien puede considerarse
entonces como válido las variaciones del agregado como propias del sector P & G.
20
Más allá del atractivo marco que ofrecía el negocio, Argentina ostenta una ventaja comparativa que es su abundante posición de
reservas en la región.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
35
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
integridad del sistema. En tanto que las segundas estaban relacionadas con el crecimiento esperado
de la demanda, o bien eran inversiones deseables para hacer más eficiente la operación del sistema
(en cualquier caso, no eran de ejecución obligatoria). A partir del segundo quinquenio desde la
privatización -esto es, el período 1998/2002- las inversiones obligatorias fueron reemplazadas por
un sistema de control de estándares de calidad en la prestación del servicio.
Desde el año 1992 al 2001 las inversiones acumuladas por las nueve distribuidoras
totalizaron $1.929 M (se observa asimismo una concentración importante en dos compañías,
Metrogas y Ban, que representan la mitad de dicho monto). Por su parte, las transportistas han
realizado inversiones por $ 2.190 M, fundamentalmente para potenciar la capacidad de transporte
disponible en sus respectivos sistemas. En total, las licenciatarias de gas han invertido $ 4.119 M en
los últimos 9 años, adicionales a los u$s 3.218 M invertidos en la compra de activos, totalizando
entonces u$s 7.340 M a lo largo del período, de los cuales 2/3 partes fueron financiadas con capital
propio de las empresas.
INVERSIONES REALIZADAS POR LAS LICENCITARIAS DE GAS (1). Mil millones de pesos
1993
1997
1998
1999
2000
2001
TGS
TGN
Subtotal Transportistas
45,1
17,1
62,2
178,4
168,7
347,1
183,5
187,8
371,3
147,1
137,0
284,1
61,1
154,6
215,7
Acumulado
1993-2001
191,1
1.176,5
36,9
1.013,4
228,0
2.189,9
Metrogas
BAN
Camuzzi Pampeana
Camuzzi Sur
Centro
Cuyana
Litoral
Gasnor
Gasnea
Subtotal Distribuidoras
24,3
64,2
34,4
19,3
6,6
8,3
9,0
9,8
175,9
50,1
29,3
31,0
11,1
5,1
26,0
16,1
11,1
179,8
55,9
31,6
26,2
24,8
28,4
16,1
16,2
17,4
0,5
217,1
44,4
28,6
36,9
20,8
16,4
12,3
21,0
11,9
2,5
194,8
45,1
26,5
35,1
20,4
7,6
7,9
8,7
12,0
1,2
164,5
62,5
21,7
22,5
21,6
4,3
7,4
10,9
10,4
4,0
165,3
524,3
443,1
342,8
187,7
86,2
112,6
124,4
100,0
8,2
1.929,3
Total Licencitarias
238,1
526,9
588,4
478,9
380,2
393,3
4.119,2
(1) Se consideraron las altas de cada ejercicio que surgen del Anexo A (Bienes de Uso) de los Estados Contables de las Licencia
FINANCIAMIENTO DE LAS INVERSIONES DE LAS
LICENCIATARIAS
1.400
Millones de u$s
1.200
Deuda Financiera
1.000
Capital propio
800
600
400
200
0
TG
S
Fuente: ENARGAS
TG
N
RO
ET
M
G
AS
L
O
IT
RA
L
BA
N
G
N
AS
O
A
A
R
O
TR YAN
SU EAN
N
M
P
CU
M
CE
CA
PA
M
CA
R
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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TITULARIDAD DEL CAPITAL
Como puede observarse en el cuadro adjunto y tal como se mencionara en párrafos
precedentes, el sector tiene una alta participación de capitales extranjeros (en cualquiera de las cías
dicha participación no baja del 50%). Más adelante se expondrán las estrategias que los distintos
actores del negocio gasífero han adoptado en el marco de integración vertical de la cadena
energética a modo de monetizar las reservas del recurso, aunque a simple vista puede observarse el
interés de las empresas de posicionarse tanto en el upstream como en el downstream del gas.
LICENCIATARIA
TGS
TGN
Metrogas
Gas Natural Ban
Litoral Gas
Gasnor
ACCIONISTAS
Compañía de Inversiones de Energía (CIESA)
Pecom Energía SA
Pecom Hispano Argentina SA
Enron Argentina CIESA Holding SA
Enron Pipeline CO Arg. SA
Pecom Hispano Argentina SA
Pecom Energía SA
Enron de Inversiones de Energía SCA
Oferta Pública
GasInvest SA
Tecgas NV
TotalFinaElf Gas Transmission Argentina SA
TotalFinaElf SA
Transcogas Inversora SA
CGC SA
Petronás Argentina SA
CMS Gas Argentina Company
Transcogas Inversora SA
CGC SA
TotalFinaElf Gas Transmission Argentina SA
TotalFinaElf SA
Petronás Argentina SA
Tecgas NV
Gas Argentino SA
British Gas International BV
YPF SA
Oferta Pública
Programa de Propiedad Participada
PARTICIPACION %
55,30
25,00
25,00
16,67
33,33
1,67
3,31
10,00
29,73
70,44
27,24
20,61
6,63
22,28
4,96
18,29
29,42
0,03
0,01
0,03
0,01
0,03
0,04
70,00
54,67
45,33
20,00
10,00
Invergas SA
Gas Natural International SOG SA
LGE Power Argentina III LLC
Manra SA
Gas Natural SDG Argentina SA
AFJPs
Otros
51,00
TIBSA Inversora SA
Tractebel SA
Tecgas NV
Programa de Propiedad Participada
90,00
Gascart SA
José Cartellone Construcciones Civiles SA
GASCO SA
51,00
28,00
21,00
19,00
27,36
2,62
70,00
30,00
10,00
1000,00
50,00
50,00
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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Distribuidora de Gas del Inversora de Gas del Centro SA
Centro
LGBE International Inc
Societa Italiana per il gas per Azioni
LGBE International Inc
Societa Italiana per il gas per Azioni
Programa de Propiedad Participada
Distribuidora de Gas
Cuyana
Camuzzi Gas del Sur
Inversora de Gas Cuyana SA
LGE Power Argentina III LLC
Societa Italiana per il gas per Azioni
LGE Power Argentina III LLC
Societa Italiana per il gas per Azioni
Oferta Pública
Programa de Propiedad Participada
Sodigas Sur SA
Camuzzi Argentina SA
Sempra Energy (Depmark-1) ApS
Programa de Propiedad Participada
51,00
75,00
25,00
31,30
7,60
10,00
51,00
23,93
76,07
6,84
2,16
30,00
10,00
80,00
56,91
43,09
10,00
Camuzzi Gas PampeanaSodigas Pampeana SA
Camuzzi Argentina SA
Sempra Energy (Depmark-1) ApS
AFJPs
Otros
86,09
Gas Nea
41,00
15,00
12,00
12,00
20,00
Gas del Sur SA
Gaseba SA
Servicios del Centro SA
Pan American Energy Holdings Ltd
Provincia de Entre Rios
56,91
43,09
13,65
0,26
Composición accionaria al 31/12/01
Fuente: ENARGAS
A continuación se detallan los principales cambios operados en la estructura accionaria de
las licenciatarias de gas durante el 2001:
TGS: en la Licenciataria, el 44.7% en Oferta Pública se redujo al 29.7%.. La diferencia pasó a
Pecom Hispano Argentina S.A. (1.7%), a Pecom Energía S.A. (3.3%) y a Enron de Inversiones
de Energía S.C.A. Por su parte, en la Sociedad Inversora, las acciones de Pérez Companc S.A.
(25%) y de Pérez Companc Int. (25%) pasaron a Pecom Energía S.A. y Pecom Hispano
Argentina S.A. respectivamente.
TGN: las participaciones de Nova Gas Internacional S.A. y Nova GasAndes Gas Transmission
(Argentina) Ltd. pasaron a ser propiedad (a nivel Licenciataria e Inversora) de TotalFinaElf Gas
Transmission Argentina S.A. y TotalFinaElf S.A. respectivamente.
Metrogas: en la Sociedad Inversora, los porcentajes de Astra CAPSA (26.7%) y Argentina
Private Development Company (18.6%) pasaron a YPF S.A. (45.3%).
Gas Natural BAN: en la Licenciataria, del 30% en Oferta Pública 27.4% pasó a ser propiedad
de diversas Administradoras de Fondos de Jubilación y Pensión (AFJP).
Camuzzi Gas del Sur y Pampeana: en la Sociedad Inversora, las participaciones de CNG
Cayman Three Limited (21.55%) y Sempra Energy International Chile Holdings I.B.V
(21.54%) pasaron a Sempra Energy (Denmark-1) ApS (43.09%).
Gasnea: la participación de Gas del Sur S.A. pasó de 44% al 41%, y la de Gaseba S.A. del 12%
al 15%. Por su parte, en Litoral Gas, Gasnor, Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de
Gas Cuyana no se produjeron cambios en la composición del capital accionario.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
38
Durante el corriente año no se han detectado cambios de importancia en el segmento. Sí en
cambio se destaca en el upstream la venta del 58.6% del capital accionario de Pérez Companc S.A.
a manos de Petrobrás por u$s 1.120 M, operación que le permitió a la empresa brasileña tomar el
control de la cía. local. Adicionalmente Petrobrás adquirió Petrolera Santa Fe en u$s 90M, con lo
cual termina posicionándose como uno de los grandes productores de la cuenca nequina. Y de esta
forma continúa avanzando estratégicamente en el posicionamiento de la cadena de integración
energética en el país: en el 2001 hizo un canje de activos con YPF por el cual se quedó con 700
estaciones de servicio de EG3 (refino) y una refinería en B. Blanca (petroquímica) y ahora tomó el
control de PC y PSF, con lo cual se hace fuerte en el upstream (gas y petróleo) y transporte de gas
(TGS) y electricidad (Transener).
BARRERAS DE INGRESO AL MERCADO
Requisitos de capital
Este requisito es el de mayor incidencia para cualquiera de las tres etapas, porque se
trata de negocios capital intensivos. De los 3 segmentos, el de mayor riesgo es la producción por las
importantes inversiones de riesgo minero y los tiempos de desarrollo de los yacimientos.
Con respecto a esto último, diversas son las técnicas aplicadas para el estudio del suelo:
imágenes satelitales, detección por radar de manaderos de hidrocarburos en el mar, sísmica de
reflexión (en 2 o 3 dimensiones, más moderna esta última pero su costo por km es tres o cuatro
veces superior al de la tecnología lineal), aeromagnetometría, gravimetría (estas dos nunca podrán
reemplazar la información sísmica pero constituyen una ayuda efectiva para una racional
programación de los trabajos de prospección sísmica. Su costo, cubriendo una superficie de 5.000
km2, está en el rango de los u$s 200.000 / u$s 300.000 mientras que el costo de prospección
sísmica de 3D cubriendo sólo 250 km2 puede llegar a diez veces dicho monto) y geoquímica de
superficie.
Diversos elementos o factores condicionan la actividad de perforación (en cuanto a la
tecnología y procedimientos a aplicar): ubicación del yacimiento (tierra o agua), profundidad,
carácterísticas del suelo e información de pozos vecinos, geometría del pozo (perforación vertical o
desviada), logística (distancia a fuentes de agua, a provisión de combustibles y a poblaciones),
medidas de seguridad, cuidado y conservación del medio ambiente. Particularmente, la perforación
of shore es mucho más costosa que la realizada en tierra (si bien el sistema de perforación es similar
a este último) dada su ubicación en el lugar, el tipo de instalaciones, el uso de herramientas
especiales y una logística mucho más compleja. El alquiler de un equipo para un equipo de
perforación profunda en tierra, de 5.000 km a 6.500 km, puede llegar a u$s 15.000/día, mientras que
un equipo para perforación of shore a similar profundidad pero en aguas de 350 m de profundidad
llega a u$s 70.000/día, sin incluir el costo del apoyo logístico (helicópteros, buzos,
barcos/remolcadores/almacenaje, etc) que se embarca por períodos de 15 a 30 días. Inclusive, las
plataformas que operan a mayor profundidad el alquiler puede llegar a u$s 150.000/día y en los
buques de perforación a u$s 250.000/día.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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COSTO DE DESARROLLO DE UN POZO EN ARGENTINA. VALORES PRE-DEVALUACION
Cuenca
Austral (on shore)
(Tierra del Fuego)
Cuyana
(Mendoza)
Nequina
(Neuquén-Mendoza)
Noroeste
(Salta-Jujuy)
San Jorge
(Chubut-Santa Cruz)
Profundidad
promedio
(mts)
COSTO DE PERFORACION
Tiempo estimado Costo aprox. Costo aprox.
de operación
por metro * total* (u$s)
(días)
(u$s/día)
(A)
3.000
3.300
Norte 3.000
Sur 1.800
3.200
(Loma de la Lata)
3.000
5.000
Chubut 2.000
Sta. Cruz 2.800
30
160
25
15
25/30
200
30
250
10/15
160
200
COSTO DE TERMINACION**
diario
total
(u$s)
(u$s)
(B)
14.400.000
15.840.000
15.000.000
5.400.000
16.000.000
19.200.000
22.500.000
37.500.000
3.200.000
6.720.000
5.000
7.000
4.000
25.000
35.000
20.000
4.000
20.000
8.000
10.000
4.000
7.000
40.000
50.000
20.000
35.000
COSTO
TOTAL DE
DESARR. (u$s)
(A) + (B)
14.430.000
15.870.000
15.020.000
5.420.000
16.020.000
19.220.000
22.545.000
37.545.000
3.227.500
6.747.500
(*) Estos valores cubren: el alquiler del equipo de perforación, demás materiales y servios utilizados sólo en la perforación del pozo.
(**) Terminaciones de pozos normales)
Fuente: IAPG
La extracción artificial de los fluídos del pozo (utilizada cuando la energía/presión natural
del propio pozo deja de ser suficiente) es la etapa más costosa de la explotación del yacimiento. En
enero’99 sólo el 2.8% de los pozos en extracción efectiva fueron surgentes (método de expulsión
natural del fluído) y el resto movilizados por métodos artificiales:
u. SISTEMA
v.
w. %
x. Bombeo mecánico
y. 11.29
5
z. 80.8
aa. Bombeo hidráulico
bb. 204
cc. 1.5
dd. Bombeo electrosumergible
ee. 941
ff. 6.7
gg. Gas Lift
hh. 259
ii. 1.8
kk. 673
ll. 4.8
nn. 225
oo. 1.6
jj. Bombeo
progresivas
por
mm. Plunger Lift
cavidades
Por otro lado, es común aplicar algunos medios para mejorar los valores de recuperación
(por ejemplo, la inyección de agua o gas en determinados pozos) con el objetivo de desplazar
volúmenes adicionales de fluido hacia el resto de los pozos del yacimiento que conservan el
carácter de “pozos productores”. Este proceso se denomina “recuperación secundaria”. La
recuperación terciaria o mejorada, por la cual se inyecta anhídrido carbónico, solventes, polímeros o
vapor, se realiza en la medida que resulte económicamente factible ya que es un método que
demanda altas inversiones.
Economías de escala
En principio, se trata de un mercado donde hay economías de escala, de integración vertical y
de integración horizontal, motivo por el cual, para generar competencia en algunos segmentos del
mercado se apeló a desintegrar el mercado vertical y horizontalmente por vía de la regulación. Ello
también se produce con otras cadenas energéticas y ello explica la tendencia a la integración vertical de
los holdings. Estas economía de escala se generan por los elevados costos hundidos de la actividad,
derivados de los altos requisitos de inversión en infraestructura fija. Por ello es que las empresas, hasta
donde permite la regulación tienden a integrarse para aprovechar la estructura fija del negocio. Un
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
40
ejemplo de este tipo de aprovechamiento son Sodigas Pampeana y Sur (grupo Camuzzi) e Inversora de
Gas del Centro y Cuyana (Louisiana Gas & Energy), que operan áreas geográficamente unidas.
Curva de experiencia
Este requisito es relevante en las tres etapas, ya que la experiencia en este sector es tan
especializada que constituye un activo. La exploración de pozos nuevos requiere de una curva de
experiencia que evite o minimice el encontrar pozos sin potencial comercial. Para el caso de transporte
y distribución, la curva de experiencia será determinante para la mejora en los márgenes de un sector
con precios controlados.
Acceso a los canales de distribución
En la producción o upstream el acceso a los canales (al gasoducto), desde un punto de vista
físico, no es una barrera si el gasoducto existe y se posee capacidad adicional, y es una barrera alta si en
el lugar de descubrimiento no existe un ducto para canalizar el gas o si se requiere solventar dicha
inversión. Para la venta de contratos de término, los productores pueden acercarse directamente a los
grandes usuarios para ofrecer la venta en forma directa.
En el caso de las distribuidoras, el canal está definido originalmente por la misma concesión,
en la que existe una proporción de mercado cautivo y otra en la cual se suscita una competencia
potencial con los productores y comercializadores. En este sentido, el acceso al canal constituye una
barrera de importancia media en la distribución.
Por otro lado, en el mercado del gas natural si bien los costos fijos de salida pueden ser
elevados y algunos activos difíciles de liquidar, estos factores no inciden en la decisión del inversor.
Las interrelaciones estratégicas, por su parte, pueden ser relevantes. En el caso de la producción, existe
interés en desarrollar mercados si ello permite colocar mayor capacidad y las firmas producen petróleo
y/o otros energéticos, además de gas natural. También se observa que hay casos de grupos empresarios
con participación en esta actividad en más de una etapa y a su vez en la comercialización de insumos
para la operación, como es el caso del grupo Techint.
PROVEEDORES
El principal insumo en el sector lo constituye el nivel de tecnología que es requerido para el
procesamiento del gas en todas las etapas. En las distintas fases de la producción de gas (y de
petróleo), ninguna empresa local posee tecnología exclusiva propia, por lo que la exploración y
explotación de hidrocarburos se realiza con equipo importado. El poder negociador de los
proveedores en esta etapa es bajo, a pesar de ser pocos los que poseen este know-how,
fundamentalmente debido a que en los últimos años se ha verificado una fuerte concentración, tanto
de la oferta como de la demanda, y una sobreoferta de tecnologías para los distintos segmentos. De
todos modos, cierto tipo de materiales utilizados en la etapa productora son en gran parte de origen
nacional (caños, bombas, varillas, trépanos, etc), insumos que inclusive se exportan.
Los proveedores de mantenimiento de maquinarias y equipos tienden a desarrollarse
internamente en cada empresa productora, tercerizándose sólo una pequeña parte. También en este
caso el poder negociador es bajo.
El mercado proveedor no presenta relevancia para aquellos insumos varios tales como
combustibles utilizados en las plantas, lubricantes, y material destinado a mantener constantemente las
instalaciones.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
41
PODER NEGOCIADOR DE LOS PROVEEDORES
RUBRO
PRODUCCION
Tecnología
Mantenimiento caños
Insumo caño
Gas
Transporte
Insumos varios
GAS NATURAL
TRANSPORTE
DISTRIBUCION
1
2
4
1
2
5
1
1
2
2
5
4
1
1
Referencia: 5- Alta, 4- Media/Alta, 3- Media, 2- Media/Baja, 1- Baja
Para el caso de las transportadoras, el insumo más importante son los tubos utilizados para el
tendido de los gasoductos. El grupo Techint, a través de distintas empresas del grupo, está
especializado en la producción de tubos, tratándose de una firma de envergadura con una sólida
posición internacionalmente. Cabe mencionar que también abastecen de plantas para el tratamiento de
gases (elaboración de gas licuado, etc.). El poder de negociación del proveedor de este insumo es alto,
en comparación con el resto de insumos requeridos por una transportadora.
El mantenimiento de los gasoductos se convierte en el tema de mayor relevancia para los
costos de estas empresas. Por ello, han desarrollado un sistema de mantenimiento propio que reduce la
necesidad de contratar esto fuera del ámbito de su empresa. El poder de negociación de las empresas
proveedoras de este servicio es bajo, sobre todo si se tiene en cuenta que sólo existen en el mercado 2
empresas transportadoras.
Para las empresas dedicadas a la distribución de gas natural, el fluido en sí se convierte en
el principal insumo y en esto el poder de negociación que tienen es reducido con relación a los
productores del gas, por un lado porque la producción, como fuera mencionado anteriormente,
presenta una estructura oligopólica con un actor que define el nivel de precios. De manera similar al
caso de las transportistas y por referirse también a una red, las empresas distribuidoras han desarrollado
un sistema de mantenimiento propio, debido a la incidencia de este costo. Por lo tanto, el poder de
negociación de las empresas proveedoras de este servicio es bajo.
INTEGRACION VERTICAL Y ESTRATEGIAS EN LA INDUSTRIA
GRUPOS ESTRATEGICOS
ALTAMENTE
INTEGRADAS
REPSOL - YPF
PANAMERICAN
PETROBRAS
PARCIALMENTE
INTEGRADAS
TOTAL
TECHINT
ENRON
CAMUZZI
PLUSPETROL
CAPEX
CMS
CGC
SHELL
FOCALIZADAS
CHEVRON
BRITISH GAS
GASCO
SOC. ITALIANA
GAZ DE FRANCE
LG&E
SANTA FE
VINTAGE
TRACTEBEL
SEMPRA
AMARILLA GAS
CAÑUELAS GAS
CHIVILCOY GAS
QUINTANA
Los grupos estratégicos están definidos, principalmente por el grado de integración vertical
en el negocio energético en sentido amplio en el mercado local, es decir considerando las
actividades petroleras, gasíferas, eléctricas y petroquímica y el alcance geográfico (diversificación)
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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de la actividad. Estos factores están en gran parte vinculados con la envergadura de los holding
analizados
Las empresas altamente integradas normalmente tuvieron una participación inicial muy
importante en el upstream (exploración y producción) de petróleo y gas, y con el cambio estructural
del mercado energético a partir de fines de la década del ’80 y comienzos del 90, en el marco del
negocio hidrocarburífero, apostaron a maximizar la rentabilidad global de sus explotaciones y
agregar valor al gas natural a través de la integración vertical, o por medio del desarrollo de la
demanda. De esta manera incursionaron en la actividad de generación eléctrica cuando el insumo
base del equipamiento es gas natural, promovieron mercados en los países limítrofes para la
exportación participando de consorcios donde su rol es el abastecimiento de la materia prima,
desarrollaron a través de empresas del mismo holding o promovieron en terceros el desarrollo de la
petroquímica y finalmente, en el negocio del gas licuado participan en la medida en que las cuencas
en las que se localizan tengan suficiente riqueza para realizar la separación de gases y tengan acceso
al transporte.
En este último negocio, la tendencia de las líderes ha sido la integración hacia adelante, ya
que se habían detectado márgenes importantes en el canal y en muchos casos las mismas petroleras
contaban con puntos de venta propios adecuados para complementar a los existentes en las
distribuidoras que operaban. La incursión en el fraccionamiento y distribución se realizó,
fundamentalmente, a través de la compra de empresas líderes en marcha.
Entre las empresas que integran este grupo se destacan Repsol-YPF, Panamerican Energy y
Petrobrás (a partir de la reciente adqusición de Pérez Companc y Petrolera Santa Fe) entre las
empresas de mayor envergadura. La envergadura de Repsol-YPF en el mercado local, con relación
al resto de las competidoras, hace relevante su diferenciación del resto de las firmas.
Las empresas parcialmente integradas verticalmente en el negocio energético en forma
amplia refiere a firmas que tienen un grado de integración menor que las empresas mencionadas en
el caso anterior. Aquí se encuentran grupos que, como Techint participan en el upstream de petróleo
y gas, transporte y distribución de GN y además es un relevante proveedor de tubos y plantas de
separación de gases, entre otros insumos para el mercado; TotalFinaElf, que se concentra en el
upstream además del transporte de GN (local y de exportación) y la comercialización de derivados
(específicamente GLP y lubricantes); Camuzzi, en la distribución de gn, producción de GLP y toda
la cadena de electricidad (generación, transporte y distribución); Pluspetrol, que actúa en el
upstream y con parte del gas producido, alimenta una central termoeléctrica y en 1998 absorbió una
porción del negocio de gas licuado de Repsol; Capex, en la producción de gn y glp y la generación
de energía eléctrica; CGC, en transporte de gas (local y de exportación) y downstream del petróleo;
CMS, actuando en el transporte, distribución de gas y/o generación termoeléctrica, en tanto Enron
se caracteriza por ser un comercializador y por desarrollar negocios de gas y electricidad, si bien
también participa de concesiones de gas; Shell, a su tradicional enfoque en el upstream y refinería
de petróleo se suman sus últimas incursiones en exploración de gas (aún sin resultados a la vista).
El objetivo de estos grupos es aprovechar algunos beneficios de la integración vertical en
más de una cadena energética.
Entre las empresas focalizadas o concentradas en algún segmento del mercado, cabe
mencionar a las petroleras que explotan gas natural y glp, como es el caso de Chevron, Petrolera
Santa Fe (adquirida por Petrobrás), Quintana o Vintage. Luego hay grupos posicionados
exclusivamente en la distribución de gas como Louisiana G. & Electric, British Gas, Tractebel,
Sempra, Sociedad Italiana y Gasco. Por otra parte, cabe mencionar a firmas que operan
exclusivamente en el negocio de gas licuado como son Amarilla Gas, Cañuelas Gas y Chivilcoy
Gas. El grupo Socma (a través de Sideco) participa en la generación y distribución eléctrica.
Estas firmas son especialistas en algún negocio en particular, en la mayor parte de los casos
mencionados; en su mayoría se trata de empresas de origen extranjero cuya inversión en Argentina
es una forma de diversificación geográfica de la actividad.
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En el último lustro la tendencia, en un marco de importantes fusiones internacionales, ha
sido la venta de las empresas locales a inversores internacionales. Las empresas nacionales se ven
motivadas a vender o fusionarse porque el negocio energético tiende a ser un mercado para
empresas de envergadura, respaldo técnico y financiero, fundamental en un sector en el cual las
inversiones maduran lentamente.
INTEGRACION VERTICAL DE LOS PRINCIPALES GRUPOS/ EMPRESAS
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Distribución GN
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Distribución
GLP / GNC
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Transporte GN
Comercializ.
Minorista
Refinación
•
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Producción
GLP
YPF
Total
Pérez
Companc
(Petrobrás)
Pluspetrol
Panamerican
Tecpetrol/Techint
Capsa/Capex
TGS
TGN
Gas BAN
Metrogas
Camuzzi Pamp
Camuzzi Sur
Litoral
Gas Centro
Gas Cuyana
Gasnor
Refinor
Shell
EG3
Esso
Explotación GN
- PARTICIPACION EN LOS ESLABONES DE LA CADENA Empresa
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Como se desprende de lo expuesto en el cuadro, la estrategia de los holdings apunta a la
integración vertical y en este sentido es importante distinguir las estrategias de las empresas, en
particular cuando están reguladas. Por otro lado, existe una tendencia de las distribuidoras de gas a
desarrollar actividades de trading, apostando, en el mediano plazo, probablemente a un mercado
integrado. Por ese motivo, se distinguió la distribución -aludiendo específicamente al negocio de
operación y mantenimiento de redes- de la comercialización, en particular al tratarse de grandes
usuarios.
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Insumos/serv.
sector energía
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Petroquím
•
Distrib.
Electricid.
•
Transporte
Electricid.
•
•
Generac.
Eléctrica
•
•
Downstream
petróleo
Upstream
petróleo
Distrib GN
Transporte GN
•
•
•
•
GasoductExpo
rt.
RepsolYPF
Panamerican
Energy
Total
Techint
Camuzzi
Pérez Companc
(Petrobrás)
Capsa/Capex
Chevron
Pluspetrol
CMS
Shell
Louisiana G&E
CGC
Quintana
British Gas
Tractebel
Sempra
Producción
(GN/GL)
GRADO DE DIVERSIFICACION DE LOS PRINCIPALES GRUPOS
Grupo /
Empresa
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LOCALIZACION GEOGRAFICA DE LOS ACTIVOS GASIFEROS
SECTOR DEL UPSTREAM
La distribución de las reservas de gas natural constituye uno de los elementos más básicos
que determinan el grado de competencia real entre los productores en un esquema de acceso abierto
a terceros en el sistema de transporte y distribución. En primer lugar, cabe observar la distribución
geográfica de dichas reservas:
DISTRIBUCION GEOGRAFICA DE LAS RESERVAS Y PRODUCCION DE GAS NATURAL. AÑO 2001
CUENCA
PRODUCCION
RESERVAS (probadas)
RESERVAS (probadas + probables)
Miles m3
% del total
Millones m3
% del total
Millones m3
% del total
AUSTRAL
8.932.210
19,5%
175.988
23,0%
293.446
27,5%
CUYANA
76.280
0,2%
504
0,1%
582
0,1%
GOLFO SAN JORGE
3.185.607
6,9%
47.395
6,2%
75.064
7,0%
NEUQUINA
25.889.119
56,4%
377.891
49,5%
473.195
44,3%
NOROESTE
7.826.666
17,0%
161.748
21,2%
226.625
21,2%
Total
45.909.882
100,0%
763.526
100,0%
1.068.912
100,0%
PROVINCIA
CHUBUT
FORMOSA
JUJUY
LA PAMPA
MENDOZA
NEUQUEN
RIO NEGRO
SALTA
SANTA CRUZ
TIERRA DEL FUEGO
ESTADO NACIONAL
Total
PRODUCCION
Miles m3
% del total
1.372.700
3,0%
42.776
0,1%
7.296
0,0%
340.152
0,7%
847.554
1,8%
23.987.663
52,2%
790.029
1,7%
7.776.593
16,9%
5.814.241
12,7%
4.930.877
10,7%
45.909.881
100,0%
RESERVAS (probadas)
Millones m3
% del total
26.954
3,5%
0
0,0%
103
0,0%
3.028
0,4%
15.909
2,1%
349.806
45,8%
9.650
1,3%
161.645
21,2%
67.254
8,8%
75374
9,9%
53801
7,0%
763.524
100,0%
RESERVAS (probadas + probables)
Millones m3
% del total
46.497
4,3%
0
0,0%
103
0,0%
3.927
0,4%
20.099
1,9%
427.683
40,0%
22.066
2,1%
226.522
21,2%
101.841
9,5%
92.172
8,6%
128.001
12,0%
1.068.912
100,0%
Fuente: elaboración en base a la SE
1) Sistema Norte
- Cuenca Neuquina: Cubre una extensión de 124.640 km2, abarcando las provincias de
Neuquén, Río Negro y el sur de Mendoza. La producción de esta cuenca es entregada a tres gasoductos
principales: Neuquén-Bahía Blanca, Centro Oeste, Neuquén-Bahía Blanca-Buenos Aires (NEUBA II);
y un sistema de suministro regional: Plaza Huincul-Zapala-Bariloche-Chelforó. El conjunto de
gasoductos mencionados se halla operativamente interconectado. Los aportes de estos yacimientos van
a los gasoductos Neuquén-Bahía Blanca, Centro Oeste, y al NEUBA II.
- Cuenca Noroeste: La extensión de la misma es de unos 149.700 km2, abarcando parcialmente a las provincias de Salta, Jujuy y Formosa. El aporte de esta cuenca se canaliza a través del
gasoducto Campo Durán-Buenos Aires.
2) Sistema Sur
- Cuenca Austral: Esta cuenca abarca, en Argentina, una superficie de 117.100 km2, se
encuentra en las provincias de Tierra del Fuego, la zona sur de Santa Cruz y la Cuenca Marina.
- Cuenca Golfo San Jorge: En su extensión de 114.400 KM2, esta cuenca abarca la parte norte de la provincia de Santa Cruz, y la provincia de Chubut. La mayor parte del gas de esta cuenca se
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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encuentra en el norte de Santa Cruz. Los centros de recolección más importantes son Pico Truncado y
Cañadón Seco, que aportan su producción al gasoducto Cañadón Seco-Comodoro Rivadavia.
- Cuenca Cuyana: Es la cuenca menos importante del sistema, puesto que su producción es
eminentemente petrolera, se encuentra en la zona norte de Mendoza. Esta cuenca tiene la particularidad
de que el gas obtenido tiene un alto contenido de propano y butano.
Geográficamente hablando y como se mencionara en párrafos precedentes, las reservas
probadas se concentran básicamente en las cuencas Neuquina, Austral y Noroeste mientras que a
nivel de distritos las provincias con mayor participación son Neuquén, Salta y, en menor medida,
Santa Cruz y Tierra del Fuego, con claras y disímiles implicancias para el desarrollo de sus
economías (como se verá más adelante). Esta distribución no sufre mayores cambios si incorporan
al cálculo las reservas probables, en cuyo caso la cuenca Austral gana unos puntos a expensas de la
cuenca Neuquina, de la misma manera que si observamos la composición de la producción, donde
la misma suele seguir el patrón de distribución de las reservas, si bien en este punto claramente se
observa una mayor intensidad del uso de las reservas en la cuenca neuquina en relación a las otras
dos cuencas que le siguen en importancia, denotando la mayor productividad y menores costos
asociados de explotación respectivos.
Pero sin duda el aspecto más importante no es la distribución geográfica sino la que se
produce a nivel operador/empresa. Al respecto y como como se desprende del cuadro anexo, una de
las principales características del mercado mayorista de gas natural es la elevada concentración de
la oferta, con carácterísticas propias de un RESERVAS GAS NATURAL POR OPERADOR. AÑO 1994
oligopolio, con una empresa líder (Repsol Participación % en total
marginal
acumulada
YPF) con capacidad para fijar los precios en YPF
33,9%
boca de pozo. Estructura que no mutó TOTAL AUSTRAL
20,0%
53,8%
14,5%
68,3%
demasiado en la última década. En efecto, PLUSPETROL
TECPETROL
7,8%
76,2%
como consecuencia del redimensionamiento de BRIDAS
7,1%
83,3%
YPF, hacia 1994 cuando ya estaba en vigencia P. COMPANC
3,8%
87,1%
1,9%
89,0%
el nuevo Marco Regulatorio de gas, dicha SHELL
OTROS
11,0%
100,0%
empresa poseía el 34% de las reservas. Sin Fuente: elaboración en base a SE
embargo, tres empresas concentraban en 1994
el 68.3% del total; cuatro el 76.2%; cinco el 83.3% y siete el 89%. Nótese que a fines del 2001 la
participación de YPF como operador de yacimientos con reservas comprobadas de gas bajó a
27.1%. Sin embargo, no se ha alterado mayormente el elevado grado de concentración, así: tres
empresas concentran 62.2% del total; cinco el 81.6% y siete el 92.1%, es decir, apenas distinto que
en la situación inicial reflejada en las cifras de 1994 año en que quedó desregulado el mercado
mayorista de gas. Inclusive, más allá de algunos cambios de posiciones en el ránking se mantienen
los mismos nombres21.
RESERVAS Y PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR OPERADOR. AÑO 2001
Operador o Empresa
Reservas
Producción
Ventas
Repsol YPF
27.1
30.1
52.8
Total Austral
22.2
17.8
9.4
Pluspetrol
11.2
11.7
4.8
Pecom
8.3
9.6
7.3
Pan American Energy
13.0
9.0
7.1
Tecpetrol
7.7
8.5
7.4
Total
89.5
86.7
88.8
Otros (25)
10.5
13.3
11.2
Nota: Reservas y Producción al 31/12/2001. Los datos de ventas corresponden a los volúmenes de gas
contratados por los distribuidores y cargadores directos para el período may00-abr01, según contratos
presentados al ENARGAS.
21
Pan American Energy surge de la fusión de Amoco con Bridas.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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Fuente: elaboración en base a datos de la Secretaría de Energía e Informe Anual del Enargas año 2000.
Más aún, esa concentración es mucho más marcada cuando se analiza la comercialización
de la producción, donde Repsol acapara más de la mitad del mercado de distribución. Esas
divergencias entre los porcentajes de producción y ventas se explican por la preexistencia de
contratos de compra de YPF con algunos operadores (vgr.: Total Austral, Pluspetrol), por la
participación de YPF en yacimientos manejados por otros operadores y por la compra de ASTRA
por REPSOL. El conjunto de estos factores permitió a REPSOL –YPF concentrar poco más del
50% de la oferta en el mercado mayorista y, por tanto, actuar como empresa líder en una estructura
de oligopolio homogéneo.
En este sentido, parece apropiado observar la evolución del Índice de HerfindahlHirschman (IHH) calculado por J. J. Novara para el año 1997 y el Enargas para los años 1998-99 en
el mercado mayorista de gas. El IHH se define como:
donde (Si) es igual a 100(qi/Q), siendo (qi/Q) la participación relativa de mercado de la
firma iésima. De modo que 0 = Si = 100.
El IHH es una función convexa de las participaciones de mercado, y en consecuencia,
altamente sensitivo a una distribución muy desigual de las mismas:
• En un monopolio: IHH = 10 000
• En una industria formada por cinco empresas independientes, con igual participación de
mercado (20%) el: IHH = 5(20)22 = 2 000
• Pero si una de esas firmas tiene el 60% del mercado y las restantes cuatro 10% cada una,
el: IHH = 602 + [4 * (102)] = 4 000 o sea, el doble de puntaje que en el caso anterior.
Nótese así que cuanto mayor es el valor del IHH, tanto más alto resulta el grado de
concentración del mercado. Los valores calculados por las distintas fuentes son:
Año
1997
1998
1999
INDICE DE HERFINDHAL-HIRSCHMAN
Neuquén
Austral
NOA
Total País
4.451
2.771
5.898
3.973
3.703
3.271
5.772
3.725
3.493
2.587
2.978
2.841
Si bien la concentración ha ido disminuyendo con el correr de los años, el mercado
mayorista de gas en Argentina aún presenta una figura claramente cercana a la de un oligopolio
concentrado, en la cual difícilmente se encuantran las condiciones mínimas de competencia
previstas entre los objetivos centrales de la Ley N° 24 076.
Por último, también surgen algunas relaciones interesantes cuando se asocia la distribución
geográfica de los recursos naturales a la distribución por operador. Como se puede apreciar, existe
un alto grado de concentración espacial de las reservas por operador y con relación a la integración
vertical de la cadena del gas. Así, por ejemplo: las reservas de Tecpetrol y Pluspetrol en la CNO y
las de Petrolera Santa Fe en la CNQ se vinculan, por una parte, con el negocio de transporte de
TGN, unidad en la cual participa el grupo TECHINT y Nova Gas International de Canadá y, por
otra, con las exportaciones de gas al centro de Chile que se realizan a través del gasoducto
GasAndes, del cual participa también este grupo además de haberlo construido Techint. Por su
parte, Repsol-YPF domina en forma absoluta la tenencia de reservas en la CNQ, mientras que Pérez
Companc ocupaba el tercer lugar en ella y el segundo en la Cuenca Austral (CA), participando
ambos en los eslabones superiores, Pérez Companc en TGS (o al menos muy recientemente hasta la
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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venta de la tenencia de activos energéticos a Petrobrás) y Repsol-YPF en esta última en Metrogas.
El único operador petrolero que no figura como vinculado a alguna de las etapas del downstream de
la cadena es Total RESERVAS: CONCENTRACION POR OPERADOR Y CUENCA. AÑO 2001
Austral, la que presenta
CUENCA
RESERVAS PROBADAS
EMPRESA
Millones m3
% particip.
una posición dominante
Noroeste
Total cuenca
161.748
en la CA, con el 52% del
PLUSPETROL
71.427
44,2%
total
de
reservas
TECPETROL
55.617
34,4%
comprobadas en dicha
PAN AMERICAN E.
33.614
20,8%
99,3%
Subtotal empresas
160.658
cuenca y con 20.6% de
las comprobadas en la
Nequina
Total cuenca
377.891
CNQ. Sin embargo, la
REPSOL YPF
197.592
52,3%
capacidad de ejercer una
TOTAL AUSTRAL
77.705
20,6%
PECOM ENERGIA
27.338
7,2%
presión
significativa
CAPEX
21.180
5,6%
sobre los precios está
PET SANTA FE
18.083
4,8%
limitada por la capacidad
90,5%
Subtotal empresas
341.898
de transporte y su elevado
costo, dado que es de Austral
Total cuenca
175.988
TOTAL AUSTRAL
91.528
52,0%
todos
los
grandes
PECOM ENERGIA
39.740
22,6%
productores el que resultó
PAN AMERICAN FUEG.
24.479
13,9%
más desfavorecido, claro
88,5%
Subtotal empresas
155.747
está en términos relativos, Fuente: elaboración en base a SE
y sin considerar el hecho
de haber obtenido cuantiosas reservas en la CNQ en forma totalmente gratuita22.
SECTOR TRANSPORTE
El servicio de transporte es prestado por dos compañías licenciatarias, Transportadora
de Gas del Norte y Transportadora de Gas del Sur, las que operan por medio de un sistema Norte y Sur
de gasoductos troncales, respectivamente.
•
TGN: el sistema de trasnporte de gas natural propio está compuesto por dos gasoductos troncales
de 24’’ y 30’’. El Gasoducto Norte nace en Campo Durán (Salta) y luego de recorrer 1.454 km
llega a la Planta Compresora San Jerónimo (Santa Fe). A lo largo de su traza se ubican nueve
plantas compresoras. Posee una capacidad de inyección de 22.4 MMm3/dia y una longitud total de
3.075 km, incluyendo los tramos que alimentan GBA. El Gasducto Centro Oeste comienza en el
yacimiento Loma de La Lata (Neuquén) y recorre 1.121 km para llegar a la planta compresora de
San Jerónimo. A lo largo de su traza se encuentran ocho plantas compresoras. Posee una
inyección de 33,3 millones de metros cúbicos diarios y 2331 km de cañerías en paralelo. Estos
reciben gas de las cuencas Noroeste y Neuquina, que tienen el 75% de las reservas totales de la
Argentina y operan a presiones variables entre 70 a 20 Bar.
A partir de San Jerónimo, dos líneas troncales paralelas se conectan con el anillo de alta
presión que alimenta el Gran Buenos Aires y la Capital Federal. Otra rama del sistema nace en San
Jerónimo, recorre 188 km hasta la ciudad de Santa Fe, cruza el Río Paraná y termina en la localidad
de Aldea Brasilera, en la provincia de Entre Ríos.
22
YPF cedió a esta empresa los Yacimientos Aguada Pichana y San Roque de la Cuenca Neuquina en compensación por las
supuestas pérdidas derivadas de la anulación del anterior contrato de compra que YPF tenía con dicha empresa para el gas proveniente de
la Cuenca Marina explotada por Total, y por la venta de algunos yacimientos como ocurrió en el caso del yacimiento Río Neuquén cuyas
reservas fueron adquiridas por Pérez Companc.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
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Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
Actualmente, TGN opera una red propia de 5406 km de gasoducto, 300.170 HP, 17 plantas
compresoras, una capacidad de trasnporte de 55 millones m3/dia y es de la dos compañías de
transporte la única cuyos ductos tienen salida exportadora.
La empresa también realiza operaciones de mantenimiento de gasoductos de propiedad de
terceros (pertenecientes al segmento no regulado): Gaducto del Pacífico, GasAndes, Norandino,
Entrerriano, Petrouruguay, los gasoductos a Paso de los Libres (propiedad de TGM) y Paso de los
Libres-Uruguayana (propiedad de TSB). La facturación en este segmento ascendió a $ 5.5M en el
año 2001 (2.2% del total), mientras que el grueso del negocio radica en el transporte de gas natural
por ductos (actividad regulada), facturación que se ubicó en los $ 247.5M en similar período.
Km
Diámetro
Estación Compresora
Miles de HP
Contratos Firme MMm3/d
Norte
3.075
24"
9
130,77
21,9
Centro-Oeste
2.331
30"
8
169,4
31
Total
5.406
17
300,17
53
Fuente: TGN
•
TGS opera la red de gasoductos más extensa del país (más de 7.400 km) y una capacidad de
transporte de 62,5 millones de metros cúbicos días ("MMm3/d").
TGS entrega aproximadamente el 60% del total del gas consumido en la Argentina a través
de un sistema propio, que conecta los principales yacimientos gasíferos del sur y oeste de la
Argentina (cuencas Nequina, San Jorge y Austral) con las distribuidoras de gas de aquellas áreas, de
la Ciudad de Buenos Aires y del Gran Buenos Aires, siendo esta última la principal zona de servicio
(el área total de servicio comprende
Km
aproximadamente 4,4 millones de usuarios Complejo San Martín
2.782
finales, incluyendo aproximadamente 3,1 Neuba I
745
millones en el área del Gran Buenos Aires). No Neuba II
682
posee gasoductos de exportación en servicio Otros (incluye tramos finales)
3.197
(recientemente culminó la construcción del TOTAL
7.406
gasoducto que une Punta Lara con Montevideo – Fuente: TGS
Gasoducto Cruz del Sur-, habiendo entrado en
operación a fines de noviembre de 2002).
Además del servicio regulado de GAS RECIBIDO POR DISTRIBUIDORAS POR TRANSPORTISTA
transporte de gas, TGS presta otros Y CUENCA. Año 2001
TRANSPORTISTA
CUENCA
Miles m3
%
servicios no regulados en la industria del
gas, siendo uno de los procesadores líderes TGS
Neuquina
8.686.215
de gas natural y uno de los más importantes
Austral
5.311.303
Subtotal
13.997.518
57,1%
comercializadores de líquidos de gas
natural ("LGN"), operando el Complejo de
TGN
Neuquina
4.683.393
Procesamiento de General Cerri ("el
Noreste-Bolivia
4.782.467
Complejo Cerri"), ubicado en las cercanías
Subtotal
9.465.860
38,6%
de Bahía Blanca. Allí se recupera etano
Malargüe y otros
1.038.173
4,2%
(que se vende a Dow Chemical para la OTROS
elaboración de etileno), propano, butano y TOTAL
24.501.551
100,0%
gasolina natural, formas líquidas del gas Nota: incluye gas por cuenta de terceros. No incluye el gas de proceso
natural (LGN) que luego se venden para su (Planta Cerri), by pass físicos, exportaciones y el gas que no ingresa
al sistema de trasnporte.
posterior fraccionamiento en tubos y Fuente: ENARGAS, en base a datos de las Licenciatarias de Distribución
garrafas o se exporta en barcos. Como parte
del Complejo Cerri, TGS también posee en Puerto Galván instalaciones de almacenamiento y carga
por camión y barco para los líquidos de gas natural extraídos de dicho Complejo. También, TGS es
un importante prestador de servicios denominados "Upstream", los cuales consisten
fundamentalmente en el tratamiento, separación de impurezas y compresión de gas, así como otros
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
50
servicios relacionados con la construcción, operación y mantenimiento de gasoductos. Por otra
parte, a través de su sociedad controlada, Telcosur S.A. ("TELCOSUR"), TGS ha comenzado a
incursionar en el área de las telecomunicaciones convirtiéndose en un importante "carrier de
carriers" en su área de servicios.
En total, el país cuenta con una red troncal de gasoductos de más de 12.787 km, una red de
distribución de más de 106.000 km y varios gasoductos de exportación que en territorio argentino
suman otros 2.075 km. Durante el año 2001, TGN canalizó el 44.5% del total de gas inyectado por
los productores al sistema de transporte mientras que TGS acaparó el 55.5% restante23.
FACTURACION TGS (año 2001)
Mill $
GN
422,2
Liquidos
102,9
Upstream
16,4
Total
541,5
%
78,0%
19,0%
3,0%
100,0%
Fuente: TGS
En la actualidad, la separación de gases se concentran en tres plantas fraccionadoras: Gral.
Cerri (Bahía Blanca-TGS), Mega (Neuquén-Bahí Blanca-Repsol YPF) y Campo Durán (SaltaRefinor). En relación a esta última, el pasado 6 de junio se inauguró la Planta de Tratamiento
Madrejones (Bolivia), propiedad de Pluspetrol Boliva Corporation, y el gasoducto que lo vincula
con la planta de Campo Durán, con una extensión del lado argentino de 34 km. El gas proveniente
del bloque Yacuiba (sure de Bolivia), luego de un primer acondicionamiento, ingresa al gasoducto y
llega a la planta de Campo Durán, donde es sometido a un nuevo tratamiento y luego transportado
para su consumo hasta la Central Térmicia Ave Fénix de Pluspetrol ubicada en la provincia de
Tucumán.
AREA DE INFLUENCIA DE LOS DISTRIBUIDORES
El servicio de distribución de gas natural en Argentina es prestado por nueve compañías y
cuenta con una localización dispersa a lo largo de todo el país. El sistema puede considerarse
maduro, con excepción de la zona Noreste donde las redes tendidas a junio 2000 alcanzaban los
1.895 km.
ZONAS DE DISTRIBUCION POR EMPRESA LICENCIATARIA
EMPRESA
ZONA DE DISTRIBUCION
GAS NATURAL BAN
PARTIDOS DE BUENOS AIRES: BELEN DE ESCOBAR,
CAMPANA, CAPITAN SARMIENTO, CARMEN DE ARECO,
EXALTACION DE LA CRUZ, GRAL LAS HERAS, GRAL
RODRIGUEZ, GRAL SARMIENTO, LA MATANZA, LUJAN,
MARCOS PAZ, MERCEDES, MERLO, MORENO, MORON,
PILAR, SAN ANDRES DE GILES, SAN ANTONIO DE ARECO,
SAN FERNANDO, SAN ISIDRO, SAN MARTIN, SUIPACHA,
TRES DE FEBRERO, TIGRE, VICENTE LOPEZ Y ZARATE.
METROGAS S.A.
CAPITAL FEDERAL Y LOS SIGUIENTES PARTIDOS DE LA
PROV.
DE BUENOS AIRES: ALMIRANTE BROWN,
AVELLANEDA, BERAZATEGUI, ESTEBAN ECHEVERRIA,
FLORENCIO VARELA, LANUS, LOMAS DE ZAMORA, QUILMES
Y SAN VICENTE.
23
Incluye gas de proceso (Gral. Cerri), by pass físico y comercial y exportaciones. No incluye gas transportado por gasoductos tendidos
por los propios productores.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
51
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
DISTRIBUIDORA DE GAS NOROESTE
PROVINCIAS DE JUJUY, SALTA, TUCUMAN Y STGO DEL
ESTERO
DISTRIBUIDORA DE GAS CENTRO
CATAMARCA, LA RIOJA Y CORDOBA
DISTRIBUIDORA DE GAS PAMPEANA
LA PAMPA Y PARTE DE LA PROVINCIA DE BUENOS AIRES
(EXCEPTO
LAS
AREAS
CUBIERTAS
POR
LAS
DISTRIBUIDORAS BAN, LITORAL, SUR Y METROGAS)
DISTRIBUIDORA DE GAS DEL SUR
NEUQUEN, RIO NEGRO, CHUBUT, STA. CRUZ, TIERRA DEL
FUEGO, Y EL PARTIDO DE PATAGONES EN LA PROV. DE
BUENOS AIRES
DISTRIBUIDORA DE GAS LITORAL
STA. FE Y LOS SIGUIENTES PARTIDOS DEL NORTE DE LA
PROVINCIA DE BUENOS AIRES: BARADERO, BARTOLOME
MITRE, COLON, PERGAMINO, RAMALLO, SAN NICOLAS Y
SAN PEDRO
DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA
MENDOZA, SANJUAN Y SAN LUIS
DISTRIBUIDORA DE GAS NORESTE
ARGENTINO
CHACO, FORMOSA, MISIONES, CORRIENTES Y ENTRE RÍOS
Fuente: elaboración en base al ENARGAS.
Observando las estadísticas principales se extraen algunas conclusiones
interesantes. El 71.2% del consumo de gas natural medido en metros cúbicos se concentra en cuatro
empresas, donde Metrogas lidera cómodamente con poco más del 27% del total (le siguen en orden
decreciente GasBan, Camuzzi Gas Pampeana y Gas del Litoral) y algo similar sucede cuando se
analiza la concentración por cantidad de usuarios. Sin embargo, la situación cambia drásticamente
cuando se observa el consumo per cápita: Metrogas y GasBan se ubican al final del lote (3.5
Mm3/dia y 3.3, respectivamente) y las primeras tres posiciones quedan para Litoral, NEA y
Camuzzi Gas del Sur (6.8 Mm3/dia, 5.3 y 5.1, respectivamente). Y cuando se calcula la cantidad de
usuarios por km de extensión de gasoductos nos encontramos con que se replican las posiciones por
consumo total en metros cúbicos. Por lo tanto observamos que: 1) las zonas de mayor consumo de
gas natural (en metros cúbicos y cantidad de clientes) son las que por lo general tienen los
consumos unitarios más bajos y, 2) son también las que necesitan de un mayor tendido de km de
redes para acceder a dichos clientes. Conclusión: la distribución geográfica de las zonas de
distribución parecen haber contemplado la existencia de un mix de incentivos para las empresas que
las operan. Aquella firma que tiene mayor costo fijo por tendido de redes y bajo consumo unitario,
es compensada con una mayor base de clientes, apostando a un volumen de ingresos por cantidad.
En cambio, quien tiene la restricción de un bajo volumen de ventas por un reducido universo de
usuarios, se ve incentivado por los menores costos de extensión de ductos y una mayor demanda per
cápita. Ejemplos más visibles: Metrogas, BAN y NEA. Por supuesto que ésto es el promedio y por
lo tanto se observan situaciones particulares, como la de la empresa Camuzzi Gas del Sur: ocupa la
cuarta posición en consumo total, tercera en consumo p/c y un bajo tendido de ductos/cliente.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
52
DISTRIBUIDORES: GAS CARGADO AL INGRESO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE*, TENDIDO DE RED
Y CANTIDAD DE USUARIOS. AÑO 2001
Km red
usuarios
usuario/km
DISTRIBUIDORA
Miles m3
%
METROGAS
BAN
PAMPEANA
LITORAL
CAMUZZI GAS DEL SUR
CUYANA
CENTRO
GASNOR
GASNEA
TOTAL
6.760.173
4.004.014
3.811.047
2.903.059
2.107.486
1.731.941
1.590.288
1.450.822
63.923
24.422.753
27,7%
16,4%
15,6%
11,9%
8,6%
7,1%
6,5%
5,9%
0,3%
100,0%
15.022
19.769
20.791
8.750
12.022
8.351
11.252
6.649
1.895
104.501
1.936.535
1.231.423
904.119
425.620
414.580
355.145
417.081
322.254
12.061
6.018.818
128,9
62,3
43,5
48,6
34,5
42,5
37,1
48,5
6,4
57,6
consumo por
usuario (Mm3)
3,5
3,3
4,2
6,8
5,1
4,9
3,8
4,5
5,3
4,1
Nota: incluye gas por cuenta de terceros. No incluye el gas de proceso (Planta Cerri), by pass físico, exportaciones y el gas que no ingresa
al sistema de transporte.
Fuente: ENARGAS, en base a datos de las Licenciatarias de Distribución
El mayor peso de Metrogas también se observa a nivel subsector con la sola excepción de la
demanda de gas natural en la industria, la cual es más importante en la zona del Litoral, BAN y
Pampeana (pero con un gran consumo p/c en la zona del noreste), mientras que prácticamente la
mitad de la demanda de usinas términas se concentra en el área de influencia de Metrogas.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
53
INFLUENCIA DEL NEGOCIO GASIFERO EN EL DESARROLLO DE LOS
MERCADOS REGIONALES DE ARGENTINA
Tanto por una cuestión de distribución geográfica del recurso natural como de demanda de
empleo, el desarrollo del sector primario es quien -por sobre la actividad del transporte y
distribución- mayor influencia tiene sobre el desarrollo de las economías regionales.
Año 1999
MM $ corrientes
PBG
Minería
Producción de Gas
Producción de Petróleo
Electr, Gas y Agua
Transp y Comunicaciones
NEUQUEN
CHUBUT
JUJUY
LA PAMPA MENDOZA RIO NEGRO*
SALTA
STA. CRUZ T. DEL FUEGO
5.385
2.998
1.085
1.861
335
97
3.507
627
22
616
85
230
2.115
49
1
3
60
67
2.271
45
16
34
51
110
10.589
1.067
36
640
203
816
3.648
sd
sd
sd
sd
sd
4.351
148
255
97
148
96
2.610
1.493
195
1.000
29
61
2.144
360
139
234
30
146
Participación % del PBG
Minería
Producción de Gas
Producción de Petróleo
Electr, Gas y Agua
Transp y Comunicaciones
55,7%
20,1%
34,6%
6,2%
1,8%
17,9%
0,6%
17,6%
2,4%
6,6%
2,3%
0,0%
0,1%
2,8%
3,2%
2,0%
0,7%
1,5%
2,2%
4,8%
10,1%
0,3%
6,0%
1,9%
7,7%
-
3,4%
5,9%
2,2%
3,4%
2,2%
57,2%
7,5%
38,3%
1,1%
2,3%
16,8%
6,5%
10,9%
1,4%
6,8%
Particip Prod Gas en Tot país
52,2%
3,0%
0,0%
0,7%
1,8%
1,7%
16,9%
12,7%
10,7%
Exportaciones Gas año 2000
Millones u$s
132
29**
12
10
32
% del total expo provinciales
10,2%
3,2%
2,9%
1,0%
8,7%
% del total expo gas natural
66,4%
6,0%
5,0%
16,1%
* Las exportaciones de combustibles en 2000 represenaron el 41.5% del total, que ascendió a u$s 402 M. El principal producto hidrocarburífero exportado es
el aceite crudo de petróleo
** Corresponden a GLP y butano
NOTA: la participación de la producción de gas y petróleo en el PBG puede en algunos casos exceder la participación de la Minería dado que el valor de
ambas producción replican el VBP y no el VAB.
Fuente: elaboración en base al Ministerio de Economía y Secretaría de Energía
De allí que las zonas más beneficiadas por el desarrollo de la actividad son el norte y sur del
país, más específicamente Neuquén (posee el 92% de la cuenca más productiva del país) y Salta y
en mucha menor medida Santa Cruz y Tierra del Fuego. Este beneficio se observa en la
contribución directa a la formación del PBG, el negocio de exportación, los recursos fiscales
(básicamente por el pago de regalías que se calculan sobre una base dolarizada, como son las
exportaciones) y el empleo24. En relación a la
Estaciones de carga por provincia
parte fiscal, debe resaltarse que si bien estas
Noviembre 2002
Resto Bs As
mismas provincias son quienes reflejan una mayor
13%
Córdoba
dependencia del total de sus ingresos corrientes
12%
respecto el pago de regalías, Salta y Tierra del
Fuego son quienes presentan un cuadro más
Santa Fe
Gran Buenos
7%
llamativo si se analiza la contribución de esas
Aires
33%
Tucumán
mismas regalías pero esta vez sólo sobre la masa
3%
recaudada de fondos de origen estrictamente
Mendoza
provincial.
7%
Por otro lado, debe tenerse en cuenta el
efecto
derrame
sobre el resto de las actividades (o
Capital
Otras
Federal
indirecto
sobre
el PBG), siendo el caso más
10%
16%
sobresaliente
la
instalación de centrales
Fuente: Cámara Argentina del GNC.
termoeléctricas (alimentadas a gas natural) en las
24
Un aspecto interesante a notar es que así como Neuquén es sino la provincia más beneficiada por el desarrollo de la
actividad gasífera al menos una de las más importantes (considerando el conjunto de variables mencionadas anteriormente), el precio del
Btu en la cuenca neuquina para distribuidoras es un 19.5% más caro que en la cuenca Noroeste y un 42.5% más que en la cuenca Austral,
mientras que para los grandes usuarios resulta un 26.6% y 47.7% más caro, respectivamente (ello se debe a la gran injerencia del costo
del transporte en la tarifa final, razón por la cual los precios de cuenca se establecen por el netback).
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
54
cercanías de los yacimientos, el emplazamiento de polos petroquímicos -quienes a través del
tendido de ductos utilizan otros compuestos del gas natural (etano) para insumo de la actividad (los
casos más notorios del Polo Petroquímico Bahía Blanca y la planta de fertilizantes de Dow
Chemical)-, las plantas fraccionadoras de GLP (envasado de gas en garrafas y tubos) y el
emplazamiento de estaciones de servicio para carga de gnc.
DISTRIBUCION DE EMPLEOS POR PROVINCIA
DISTRIBUCION DE EMPLEOS POR PROVINCIA*
Chubut
Formosa
Jujuy
La Pampa
Mendoza
Nequén
Rio Negro
Salta
Santa Cruz
Tierra del Fuego
TOTAL
Empleos
Total prov. Participación
688
413.240
0,2%
21
485.700
0,0%
4
611.484
0,0%
170
298.460
0,1%
425
1.576.585
0,0%
12.017
473.315
2,5%
396
552.677
0,1%
3.896
1.079.422
0,4%
2.913
197.191
1,5%
2.470
100.960
2,4%
23.000
5.789.034
0,4%
Rio Negro
2%
Salta
17%
Santa Cruz
13%
Tierra del
Fuego
11%
Chubut
3%
La Pampa
1%
Nequén
51%
(*) sector primario o extractivo
Fuente: en base a datos de revistas especializadas e INDEC
Mendoza
2%
Adicionalmente se debe tener en cuenta la actividad de líquidos (GLP) desarrollada en
plantas fraccionadoras, básicamente ubicadas en Buenos Aires (Bahía Blanca) y Salta. Por otro
lado, la infraestructura portuaria utilizada para el embarque de la producción se localiza en la
provincia de Buenos Aires (puertos de Galván y Dock Sud) y en Santa Fe (puerto San Lorenzo).
PLANTA
La Plata
Gral Cerri
Lujan de Cuyo
Loma La Lata
San Sebastián
El Condor
C. Alfa + Cerri
Gral Cerri
Dock Sud
Campo Durán
Centenario
Charco Bayo
Bahía Blanca
San Lorenzo
Gral Cerri
Bahía Blanca
Campana
Bahía Blanca
PRODUCTOR
YPF
YPF
YPF
YPF
UTE T. del Fuego
UTE Santa Cruz II
Total Austral
TGS
Shell
Refinor
Pluspetrol
Pecom
PBB
PASA (Pecom)
Pan American
Mega
Esso
EG3
LOCALIZACION
Pcia. Buenos Aires
Pcia. Buenos Aires
Mendoza
Neuquén
Tierra del Fuego
Santa Cruz
Pcia. Buenos Aires
Pcia. Buenos Aires
Pcia. Buenos Aires
Salta
Neuquén
Neuquén
Pcia. Buenos Aires
Santa Fe
Pcia. Buenos Aires
Pcia. Buenos Aires
Pcia. Buenos Aires
Pcia. Buenos Aires
DISTRIBUCION DE EMPLEOS EN PRODUCCION DE
GLP
Mendoza
8%
Pcia. Buenos
Aires
75%
Neuquén
3%
T. del Fuego
1%
Salta
10%
Santa Fe
2%
Santa Cruz
1%
Fuente: propia en base a CEGLA y revistas especializadas
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
55
REGALIAS DE GAS NATURAL COMO % DE LOS INGRESOS CORRIENTES PROVINCIALES
Provincia / Año
1993
1994
1995
1996
1997
1998
CHUBUT
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
JUJUY
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
LA PAMPA
0,0%
0,0%
0,1%
0,1%
0,0%
0,0%
MENDOZA
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
NEUQUEN
7,7%
7,7%
8,8%
9,7%
8,9%
10,4%
RIO NEGRO
0,6%
0,6%
0,6%
0,6%
0,5%
0,4%
SALTA
1,3%
1,5%
1,8%
2,1%
2,4%
2,6%
SANTA CRUZ
2,7%
2,0%
2,1%
1,7%
1,7%
1,8%
TIERRA DEL FUEGO
4,4%
3,8%
3,9%
3,7%
4,4%
4,7%
TOTAL
0,3%
0,4%
0,4%
0,5%
0,4%
0,4%
1999
0,1%
0,0%
0,1%
0,0%
12,4%
0,5%
3,1%
1,9%
4,2%
0,5%
2000
0,3%
0,0%
0,1%
0,0%
11,6%
0,4%
3,9%
1,8%
4,5%
0,6%
2001
0,6%
0,0%
0,1%
0,0%
12,5%
0,4%
4,8%
1,9%
5,6%
0,7%
I T 2002
0,6%
0,0%
0,0%
0,0%
11,5%
0,5%
5,6%
1,3%
6,7%
0,8%
REGALIAS DE GAS NATURAL COMO % DE LOS RECURSOS TRIBUTARIOS Y NO TRIBUT. DE ORIGEN PROVINCIAL
Provincia / Año
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
CHUBUT
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
JUJUY
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
LA PAMPA
0,0%
0,0%
0,3%
0,3%
0,1%
0,2%
0,2%
0,2%
MENDOZA
0,1%
0,0%
0,1%
0,1%
0,0%
0,0%
0,0%
0,1%
NEUQUEN
13,1%
12,5%
14,7%
16,5%
15,2%
17,8%
20,5%
17,5%
RIO NEGRO
1,5%
1,6%
2,0%
2,0%
1,9%
1,4%
1,5%
1,3%
SALTA
4,6%
5,2%
6,2%
7,7%
12,3%
12,5%
14,0%
16,7%
SANTA CRUZ
7,1%
5,4%
4,7%
3,4%
4,1%
5,5%
6,0%
5,1%
TIERRA DEL FUEGO
10,0%
11,4%
12,2%
13,1%
16,6%
17,8%
14,3%
15,9%
TOTAL
0,8%
0,8%
1,0%
1,1%
1,0%
1,1%
1,3%
1,5%
2001
0,0%
0,0%
0,3%
0,1%
18,8%
1,3%
23,9%
5,0%
19,6%
1,8%
I T 2002
1,2%
0,0%
0,2%
0,1%
20,7%
1,5%
31,1%
4,1%
22,3%
2,1%
Fuente: elaboración en base a Secretaría de Energía y Dirección Nacional de Coordinación con las Provincias.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
56
Inserción internacional y ventajas competitivas
En primer lugar, debe resaltarse RESERVAS MUNDIALES COMPROBADAS, FINES 2001
que Argentina en el contexto energético mundial
Reservas Participación
no es un actor de peso, sino tan sólo se trata de
País
Bill. m3
“un país con gas” y no precisamente un país
gasífero. De acuerdo a estadísticas de organismos TOTAL MUNDO
156,03
100,0%
internacionales e instituciones y revistas
Primeros 5 países
97,2
62,3%
Primeros 10 países
117,54
75,3%
especializadas, nuestro país sólo participa con el
0.5% de las reservas comprobadas a nivel Russian Federation
47,57
30,5%
23,00
14,7%
mundial. Regionalmente, poco más del 72% de las Iran
Qatar
14,40
9,2%
mismas se concentra por partes iguales en Medio Saudi Arabia
6,22
4,0%
Oriente y los países miembro de la ex URSS United Arab Emirates
6,01
3,9%
5,02
3,2%
(FSU), seguidos muy de lejos por Asia Pacífico USA
Algeria
4,52
2,9%
(7.9%) y Africa (7.2%) y en última instancia Venezuela
4,18
2,7%
Europa Occidental con el 3.1%. Posiciones que Nigeria
3,51
2,2%
I
raq
3,11
2,0%
inclusive
se
mantendrían
prácticamente
0,76
0,5%
inalteradas hacia el 2025 (según estimaciones del Argentina
38,49
24,7%
US Geological Survey), con una mejor posición Resto del mundo
relativa de Norteamérica (que pasaría al tercer Fuente: “Worldwide Look at Reserves and Production,” Oil &
puesto desde el tercero actual) a expensas de Asia Gas Journal, Vol. 99, No. 52 (December 24, 2001), pp. 126-127
Pacífico. Mientras que a nivel país el primer puesto le pertenece cómodamente a Rusia con poco
más del 30% de participación, seguida por Irán (14.7%) y Qatar (9.2%). Entre los primeros cinco
países se concentra el 62.3% de las reservas probadas mundiales y el 75.3% sumando los primeros
diez. El resto se reparte de manera relativamente uniforme.
RESERVAS / PRODUCCION
9,9
Norteamérica
Europa
16,6
Argentina
16,6
43,8
Asia Pacífico
Am. Central y del Sur
81,1
FSU
82,9
90,2
Africa
245,2
Oriente Medio
0
50
100
150
200
250
300
Por otro lado, a pesar de las altas
tasas de crecimiento del consumo de gas particularmente en la última década- en
muchas
regiones
el
ratio
Reservas/Producción se ha mantenido en
niveles elevados. A fines de 2001, el
promedio general es poco más de 63 años,
81.1 en América Central (excluyendo
México) y del Sur, 82.9 en los FSU, 90.2
en Africa y más de 100 años en Medio
Oriente. De esta manera, los dos
reservóreos regionales más importantes
son también los de mayor proyección y
rendimiento (en términos de producción).
Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2002 y Secretaría de Energía.
Sin embargo, el potencial, la presencia e importancia de Argentina en el negocio del gas
natural tiene mucha razón de ser en un contexto regional dada su abundancia relativa de reservas en
comparación con la escasa o nula disponibilidad del recurso en algunos países vecinos, situación
que históricamente la ha ubicado detrás del gran productor de la región que es Venezuela y, luego,
México. Pero es muy importante destacar que en los últimos años hubo descubrimientos en Bolivia
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
57
RESERVAS Y PRODUCCION DE GAS NATURAL EN SUDAMERICA.AÑO 2001
que colocan a este país
País
Reservas
Producción
Consumo
R/P
Produc. /
por encima del nivel
mil M m3
mil M m3
mil M m3
ratio
Pozo (Mm3)
actual
de
reservas Venezuela
4.180
28,9
144,6
1,8
28,9
1.311
4,1
319,8
12,1
2,2
(probadas) de Argentina Bolivia
gentina
764
45,9
16,6
2,6
32,7
(ver
cuadro),
cuyo Ar
Trinidad & Tobago
660
12,9
51,2
1,8
sd
246
0,3
724,9
sd
0,4
horizonte de reservas, Perú
Brazil
220
14,0
15,7
0,5
8,9
dado el muy bajo Colombia
120
6,1
19,7
1,6
6,1
Ecuador
100
1,0
97,0
sd
0,1
mercado interno del Ch
ile
98
1,1
86,0
9,5
5,6
92
8,0
sd
vecino del norte, supera Otros
11,8
8.121
100,1
81,1
2,0
97,0
holgadamente los 100 T(*OTAL
) Producción 1999 y pozos 1998
“Worldwide Look at Reserves and Production,” Oil & Gas Journal, Vol 99, N°52 (December 24, 2001), pp. 126-127;
años mientras que a nivel Fuente:
Secretaría de Energía; Viceministerio de Energía e Hidrocarburos de Bolivia; ANP de Brasil.
local esa relación es de
PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS*
poco menos de 17 años. Brasil tiene
Producción
Pozos
Producción /
una interesante cantidad de reservas y
Pozo (MMm3)
MMm3
un más atractivo horizonte de Argentina
37.077
14.085
2,6
2.011
166
12,1
producción, pero insuficientes para su Bolivia
Brazil
3.597
7.058
0,5
actual y (más aún) proyectado nivel de Chile
3.200
338
9,5
4.814
2.924
1,6
consumo (tiene un gran potencial de Colombia
T&T
7.392
4.056
1,8
crecimiento), lo cual lo convierte en Venezuela
28.292
15.584
1,8
504.730
322.470
1,6
un gran importador de gas natural. EEUU
Rusia
680.190
101.918
6,7
Igual suerte corren Uruguay y Chile, Arabia Saudita
36.901
1.565
23,6
aunque a diferencia de Brasil son muy (*) Producción 1997 y pozos 1998
pobres en recursos energéticos pero en Fuente: propia en base a datos del IAPG y EIA (EE.UU.)
definitiva son importadores de energía (Paraguay se abastece prácticamente con la hidro
proveniente de Itaipú y Yaciretá). Mientras que los países ubicados en la costa del Pacífico, como
Perú, Ecuador y Colombia son autosuficientes en materia energética pero carecen de reservas o
infraestructura suficientes como para plantear un aporte importante de volúmenes de gas para la
exportación en forma inmediata. De esta manera, el Cono Sur queda configurado con dos grandes
oferentes de gas natural (Bolivia y Argentina), cuyas reservas (sólo las probadas), más las de Chile
(muy pobres) y Brasil confieren un horizonte de 37 años de producción en la región.
Por otro lado, los pozos argentinos son unos de los más productivos de la región, aunque
ubicados muy por detrás de Bolivia (se excluye a Chile por cuanto es un productor muy poco
significativo y neto importador de todo tipo de energía) de cuyos yacimientos se pueden extraer casi
cinco veces más recursos que en Argentina. Esta estructura queda claramente evidenciada en los
diferenciales de precios en yacimientos. A fines de 2001 el precio en boca de pozo de las diferentes
cuencas argentinas promediaba u$s 1.34 por MMBtu (u$s 1.44 en la cuenca neuquina, u$s 1.18
NOA y u$s 1.03 en la Austral), vs. u$s 1.85 en EE.UU., u$s 2.14 en Brasil (u$s 2.47 en los estados
del sur) y u$s 1.00 de la cuenca boliviana, esta última evidenciando su mayor competitividad en la
región (además de su abundancia, que en parte es la causa de su menor costo).
COMPETITIVIDAD Y MAPA REGIONAL DEL GAS NATURAL
En Bolivia las reservas probadas de gas natural crecieron explosivamente a partir de 2000,
con proyecciones para 2002 del Viceministerio de Energía e Hidrocarburos de Bolivia de 1.465
MMm3, prácticamente doblando a las de Argentina, y adicionales 697 MMm3 de reservas posibles.
En relación a 1997 las reservas probadas se multiplicaron por nueve. Con este enorme caudal de
reservas, precios de explotación muy competitivos y un mercado doméstico muy pequeño, el
gobierno de Bolivia desarrolló mercados de exportación a través de los cuales poder monetizar sus
recursos (habiéndose concentrado en esta primera etapa en abastecer la zona sur y sudeste de Brasil
dada la ventaja de estar más próximo geográficamente). Actualmente, Bolivia tiene en ejecución
proyectos de exportación a Brasil por los próximos 20 años de 254.8 mil MMm3 (221.2 mil MMm3
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
58
a San Pablo + Porto Alegre, más 33.6 mil MMm3 a Cuiabá), pero si a ello se le suma una demanda
interna estimada para igual período de 39.2 mil MMm3 y adicionales emprendimientos cuya
realización está prevista para los próximos años (entre los que se cuentan la construcción de una
planta de generación termoeléctrica, una planta petroquímica y otra de fertilizantes y el proyecto de
exportación Pacific-GNL a California), Bolivia habrá colocado en 20 años 624.4 mil MMm3 de sus
reservas probadas, equivalente a tan sólo el 42.6% de las mismas y el 35% sumando a las probadas
el 50% de las probables.
Por este motivo es que tienen pensado un ambicioso proyecto conocido como “Gasoducto
de la Integración”, por el cual transportar gas boliviano hacia Brasil entrando por el sur de este país
–debiendo atravesar el norte de Argentina en dirección noa-nea, pasando por Misiones y desviando
previamente un ducto que lleve el fluido a Asunción- para luego subir en dirección norte hasta
alcanzar Brasilia (en un futuro se podría extender a Uruguay).
Los yacimientos descubiertos en Bolivia son una continuación de la alineación estructural
de los campos argentinos de Ramos, San Pedro, Acambuco y Macueta (noroeste) que en Bolivia
conforman el alineamiento estructural de San Alberto, Itau, San Antonio y Margarita. Pero en
relación a la cuenca Noroeste, si bien las perspectivas son favorables en cuanto a su potencialidad
gasífera (especialmente en las formaciones paleozoicas de la denominada Cuenca de Tarija), la
profundidad de sus yacimientos y dificultades de perforación, así como también el clima tropical
con fuertes lluvias y un terreno de difícil transitabilidad, implican costos elevados que hacen
arriesgada la exploración para compañías de mediano a pequeño tamaño.
Con solo escuchar estas cifras, la supremacía del gas boliviano (por su mayor disponibilidad
y menor costo) parece abrumadora. Sin embargo y como se mencionara en otro apartado de este
estudio, no existe un mercado único del gas natural a nivel mundial sino que son varios mercados
regionales que en forma natural quedan segmentados por la dispersión geográfica de los centros de
consumo y los elevados costos de infraestructura necesarios para conectar dichos centros. Por lo
tanto, la mayor presencia de Bolivia en la región no necesariamente debería obrar en un futuro
como un sustituto del gas natural argentino en terceros mercados sino quizá se lo podría ver -al
menos en el mediano plazo- como un proveedor que abastece aquellas zonas donde el fluido
argentino es muy costoso llevarlo por la influencia del transporte. Por el mismo motivo la provisión
barata de gas desde Venezuela tampoco es competencia, país que presenta los volúmenes más
significativos de reservas de hidrocarburos y las mejores perspectivas para un futuro mediato, con
un 68% de las reservas de petróleo y un 50% de las reservas de gas de la región. El problema que
exhiben las mismas es la gran distancia que las separa de los centros de producción y los mercados
del centro–este del continente. Otro yacimiento importante es el de Camisea en Perú, pero está lejos
de los grandes centros de consumo (ubicado en el Matto Grosso peruano), no compite con el gas
boliviano de Santa Cruz de la Sierra (como así tampoco el argentino). Dada la situación de cercanía
geográfica de Argentina y Bolivia respecto de los grandes centros de consumo de Brasil tales como
Porto Alegre, San Pablo e incluso Río de Janeiro, estos países se encuentran en las mejores
condiciones para abastecer de gas a estos mercados, en la medida que el precio resulte competitivo,
aunque en ello Bolivia corre con claras ventajas habida cuenta su cercanía a ese gran mercado
(Brasil), sus costos de desarrollo relativamente bajos y un mercado interno poco desarrollado, si se
lo compara con el mercado doméstico de Argentina.
Debe contemplarse además que las empresas del sector tienen una visión estratégica del
negocio y en este sentido apuntan a lograr una completa integración regional energética en el Cono
Sur, lo cual implica definir el posicionamiento en las cuencas y las alianzas necesarias para el
servicio del transporte. La integración regional se ha convertido para los productores de gas una
cuestión prioritaria para no quedar relegados al consumo de sus países de origen. Llegar hasta los
mercados menos maduros permite no solamente desarrollar las reservas sino también ampliar las
escalas de producción con mejoras de costos y productividad. En este sentido, vale destacar la
integración de las reservas argentino-bolivianas. En los últimos años las empresas petroleras que
operan en Argentina han realizado fuertes inversiones en la búsqueda de hidrocarburos en Bolivia,
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
59
merced al conocimiento de la geología de la cuenca Noroeste (que se extiende en suelo boliviano
conformando la cuenca de Tarija en el país vecino) y a la decisión estratégica de posicionarse en la
adquisición de reservas gasíferas con vistas a las exportaciones a Brasil.
Pero si bien entonces Bolivia corre con cierta ventaja respecto a Argentina en cuanto a
productividad y precio del gas natural se refiere para abastecer ciertos mercados (Brasil
fundamentalmente), Argentina no por ello deja de ser competitiva en la materia (que lo es y mucho
por cierto) y ello se refleja claramente en el crecimiento explosivo que las exportaciones de gas
argentino han evidenciado desde 1997 hacia nuestros días, orientadas básicamente a Chile pero
también atendiendo Uruguay y el sur de Brasil. En este sentido y tal como se dijera anteriormente,
las ventajas de cada uno de los países exportadores queda definida no solo por la productividad y
precio en pozo sino además y fundamentalmente por los rígidos y elevados costos de transporte que
tienen el poder de segmentar los mercados.
MATRIZ DE ENERGIA PRIMARIA. AÑO 2001
URUGUA
BRASIL
26%
14%
PETROLEO
GAS
CARBON
NUCLEAR
HIDRO
LEÑA Y OTROS
13%
29%
56%
45%
2%
7%
7%
1%
BOLIVIA
16%
CHILE
25
7%
61
41%
10%
14
26%
Fuente: Secretaría de Energía, BP Amoco Statistical Review of World Energy June 2002 y OLADE
Y Yendo precisamente al lado aspecto de la demanda, Argentina tiene un mercado interno
muy maduro, el mayor de la región por lejos. El 46.2% del balance de energía primaria corresponde
al gas, sobrepasando incluso a la del petróleo (41.3%), ratio que lo ubica inclusive entre los
mayores del mundo, sobrepasado sólo por los mayores productores de gas a nivel mundial (países
de Medio Oriente y los pertenecientes a la ex URSS). Pero en los países vecinos el gas natural es un
insumo poco difundido a nivel combustible. En Bolivia alcanza el 25%, en Chile el 26.3% y en
Brasil tan sólo el 6.6%, donde predomina el uso del petróleo y la energía hidroeléctrica.
Precisamente, muchos analistas destacan que el mercado brasileño será el principal impulsor del
crecimiento en los próximos años y hacia allí se canalizan los grandes excedentes de la producción
gasífera boliviana a través del gasoducto Santa Cruz de la Sierra-San Pablo. Y las estimaciones de
crecimiento para las próximas décadas para el conjunto de la región también son auspiciosas (ver
sección perspectivas internacionales). Precisamente, los proyectos de exportación (ya concretados)
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
60
que se emprendieron en los últimos años en Argentina y países limítrofes (más los que están en
estudio) están basados en el potencial energético aún no explotado en la región pero no sólo por un
(eventual) futuro mayor uso relativo del recurso natural sino además por la relación directa existente
entre consumo de energía y nivel de ingreso25.
Pero los proyectos gasíferos se desarrollan de manera lógica, en el sentido que para
concretarse necesitan tener en una punta las reservas y en la otra, conectada por un gasoducto, el
consumo con un factor de carga tal que permita amortizar las inversiones aguas arriba, en desarrollo
de yacimientos y fundamentalmente en infraestructura de transporte y de distribución. Por las
características del negocio, que requiere fuertes inversiones que maduran lentamente, los tiempos de
efectivización de estos procesos son relativamente largos. Los proyectos se desarrollan a partir de una
demanda claramente definida y con la que existen contratos puntuales: normalmente, se trata de
proyectos de generación termoeléctrica o de emprendimientos mineros, como ocurre en el norte de
Chile. Con esa lógica Argentina concretó conexiones con los países vecinos lógicos, básicamente
con Chile a través de 7 gasoductos por los cuales fluyen 14 M m3 diarios porque la infraestructura
es menos costosa, las distancias son más cortas, el mercado es más chico, no exige tantas reservas.
A Uruguay también se exporta (Gasoducto Paysandú, cubre el trayecto Entre Ríos y Montevideo, y
a fines de noviembre de 2002 comenzó a operar el gasoducto Cruz del Sur, que une Punta Lara con
Colonia y de allí en un futuro próximo a Montevideo, y está en estudio su prolongación hasta Porto
Alegre) pero es un mercado pequeño, al igual que el gasoducto Mesopotámico que une la provincia
de Entre Ríos con Uruguayana (Brasil), aunque ya se está construyendo su prolongación hasta la
ciudad de Porto Alegre, que aportará un tráfico adicional de 2.5 Mm3/dia.
Por otro lado, San Pablo es un mercado muy apetecible pero por el momento en apariencia
inaccesible, ya que es un mercado casi tan grande como el argentino en su totalidad (la ciudad
paulista hoy es abastecida con gas boliviano a través del gasoducto Santa Cruz de la Sierra-San
Pablo, por el cual fluyen sólo 15 Mm3/día de los proyectados 30 Mm3/día, su capacidad máxima).
Inclusive, quienes operan los yacimientos del sur de Bolivia (Repsol y Petrobrás) estudian el
tendido de un paralelo a Santa Cruz de la Sierra.
Adicionalmente, Brasil está atravesando una crisis eléctrica causada por años de bajo
promedio de lluvias (gran parte de su matriz energética se apoya en la generación hidroeléctrica),
deviniendo en la necesidad de implementar cortes de energía de manera tal de reducir el consumo
del sector industrial y residencial en un 20%. Como parte de la solución ha lanzado un plan de 49
termoeléctricas con gas natural que tenían que entrar en funcionamiento a fines de 2002, pero que
sin embargo no entraron por un problema de su propia política energética -la cual a su ritmo va
avanzando- y el encarecimiento que sufrió el gas boliviano como consecuencia de la devaluación
del Real (los contratos de exportación son en dólares) . En los años 79-80 Brasil era profundamente
dependiente de las importaciones de petróleo y la crisis de fines de los 80 los llevó a una profunda
recesión. A partir de entonces Petrobrás desarrolló a instancias del poder político brasileño una
capacidad que la hace una de las principales empresas petroleras del mundo en exploración y
producción off-shore, tal que hoy los brasileños se autoabastecen en petróleo. También por una
decisión política el 90% de su abastecimiento eléctrico es hidráulico y por otra decisión política sus
vehículos consumieron alcohol. Dentro de esta estrategia energética el gas es sólo un complemento
para ellos, no forma parte de su estrategia central porque no tienen el recurso pero ese complemento
tratan de manejarlo porque son propietarios de casi el 75% de las reservas de Bolivia y compraron
en Argentina una empresa que tiene (entre otros activos) reservas de gas (Pecom). Es una estrategia
general y regional la de Petrobrás, avalada por Itamaratí (cancillería).
Por lo tanto y mientras se argumenta que el futuro del negocio gasífero argentino está en el
mercado brasileño, las empresas locales exportan a Chile, ventas que por otro lado no estarían
amenazadas por envíos sustitutos desde Bolivia (por un lado porque están más especializados con
Brasil y por otro por cuestiones topográficas). Lo que sí podría ocurrir y sería inclusive deseable
25
El consumo energético per cápita en la región oscila entre 1726 y 581 kg equivalentes de petróleo por año, comparado con 2865 kg
para España, 2916 para Italia y 7937 para EE.UU.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
61
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
que sucediera es que el cono sur adopte una estrategia regional de gas natural basada en las
realidades de la región, es decir con un mercado argentino como el más grande de la región (en
términos de su matriz energética), con horizonte de reservas de corto plazo, que pueda abastecer
mercados pequeños como el chileno. Por otro lado, un país como Bolivia con un horizonte de
reservas de más de 100 años puede abastecer a Brasil dado su muy bajo nivel de consumo (es un
país muy pobre con un consumo diario de 2 Mm3). El recurso natural existe, después podrá o no
haber un problema de financiamiento o de demanda. Los intereses de la Argentina pasan más por
cómo se abastece al mercado interno en el largo plazo de la manera más eficiente y segura posible
antes que concentrarse en el negocio de la exportación. Puede vender excedentes en el exterior pero
dentro de una estrategia regional.
Al final del capítulo se describen en forma más detallada los mercados de gas natural de
Chile, Brasil y Uruguay, sus perspectivas de desarrollo y las implicancias de estas últimas para el
desarrollo del sistema gasífero argentino.
COMERCIO EXTERIOR ARGENTINO DE GAS NATURAL
Las exportaciones argentinas de gas natural en 2001 superaron los 6.000 MMm3, por un
monto equivalente de u$s 309 M, habiendo comenzado en el año 1997 con incipientes 670.7 Mm3
(la décima parte del actual volumen) y tan sólo u$s 25M, siendo Chile el principal cliente (87.2%
del caudal enviado). Vale recordar que entre 1972 y 1999 Argentina era un importador neto de gas
natural, más alla que el fluido que se importaba desde Bolivia obedeció a un acuerdo firmado por
EXPORTACIONES DE GAS NATURAL
1997
Mm3
BRASIL
CHILE
URUGUAY
TOTAL
Miles de u$s
BRASIL
CHILE
URUGUAY
TOTAL
Cant gasoductos
en operación
0
670.742
0
670.742
1997
1998
1999
0
1.979.047
6.000
1.985.047
0
3.363.244
22.630
3.385.873
2000
1998
1999
2001
170.688
4.434.646
37.370
4.642.704
2000
739.788
5.280.994
36.483
6.057.265
2001
0
24.951
0
24.951
0
84.452
281
84.733
0
137.867
1.029
138.896
11.819
185.005
1.860
198.685
44.360
263.127
1.880
309.366
2
3
8
9
9
Fuente: Secretaría de Energía
razones diplomáticas entre ambos países. Inclusive, la participación de dichas importaciones en el
mercado local era bastante baja. De todos modos, en junio de este año Pluspetrol Bolivia
Corporation inauguró el gasoducto Madrejones-Campo Durán26 que permitirá el ingreso de gas
desde los yacimientos del bloque boliviano de Yacuiba a la planta que posee Refinor en C. Durán
(Arg.) –previo tratamiento del fluido en la Planta de Tratamiento Madrejones (Bolivia) también
inaugurada para esta ocasión-, donde el gas es sometido a un acondicionamiento final y luego
transportado para su consumo hasta la Central Térmica Ave Fénix de Pluspetrol en Tucumán.
26
El gasoducto tienen una extensión de 43 km -9 km del lado boliviano y 34 km del lado argentino- y su diámetro es de 12’’ (Bolivia) y 8
5/8’’ (Arg.). Las inversiones realizadas al 31/12/01 alcanzaron los u$s 112 M (incluyendo exploración y perforación) y la producción
actual de gas es de 600 Mm3/dia.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
62
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
UTILIZACION DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE LOS
GASODUCTOS DE INTERCONEXION
100%
95,7%
93,9%
86,3%
90%
80%
72,5%
70%
57,7%
60%
50%
40%
30%
26,0%
24,2%
21,9%
20%
7,0%
10%
Fuente: elaboración en base a datos del Enargas
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
Petrouruguay
TGM
Methanex
PAN
Methanex SIP
Methanex
YPF
Pacífico
Gasandes
Atacama
0%
Norandino
Actualmente
existen en operación diez
gasoductos de exportación,
con una capacidad de
transporte equivalente del
orden de los 15.530
MMm3/año, por lo que
entonces, sin considerar la
capacidad del gasoducto
Cruz del Sur (que entró en
operaciones a fines de este
año), el sistema operó en
2001 al 45.4% de su
capacidad. Y si se tiene en
cuenta las ampliaciones
previstas en esos mismos
gasoductos y los existentes
en fase de estudio y/o
ejecución (ver cuadro
63
adjunto), la capacidad de transporte del sistema podría ascender a los 19.800 MMm3/año. Debe
recordarse que las exportaciones de gas natural requieren la aprobación previa de la Secretaría de
Energía (la cual debe asegurar el abastecimiento del mercado interno), aunque en la actualidad esos
permisos son de carácter automático. Hasta el momento el caudal de operaciones de exportación
autorizadas por la SE por los próximos veinticinco años asciende a 37.35 MMm3/dia (221.339
MMm3; ver cuadro adjunto).
Por otro lado y según estimaciones de las propias empresas, el aprovechamiento de la
proyectada mayor demanda de gas natural en la región requerirá de adicionales inversiones en
infraestructura de transporte, actualmente considerada insuficiente. Entre esta inversiones se
mencionan: 1) en el sur de Brasil la ampliación del TGB (u$s 1.000 M), la construcción del
gasoducto Uruguayana-Porto Alegre (u$s 320 M), ampliaciones en las redes de transporte y
distribución (u$s 1.500 M) y más de 20 centrales eléctricas (u$s 6.800 M); 2) en Argentina la
ampliación de la capacidad de transporte de TGN y TGM (u$s 450 M); 3) en el sur de Chile el
Gasoducto del Valle Central (u$s 140 M) y centrales térmicas vinculadas (u$s 200 M); 4) en
Bolivia la ampliación del gasoducto BTB, necesaria para conectar el caudal de los yacimientos del
sur del país con el gasoducto TGB (u$s 400 M). Pero estas inversiones no podrán desarrollarse sin
la correspondiente financiación y en este sentido el mercado de capitales es bastante reacio con
cualquier inversión en América Latina pero más aún en Argentina, donde además de la fragilidad
macroeconómica se agregan aspectos inherente a la inseguridad jurídica que truncan cualquier
posibilidad de desarrollo de negocio sustentable.
GENERACION Y EXPORTACION DE ELECTRICIDAD: SINERGIAS CON
EL GAS NATURAL
Por último, una breve apreciación en torno al mercado de electricidad. Los precios relativos
de los diferentes combustibles utilizados para la generación de electricidad y el mismo precio de
esta última también actúan como verdaderas señales o incentivos para las perspectivas de desarrollo
del negocio del gas natural. En este sentido, en el cuadro adjunto se observa en primera instancia el
costo de los derivados del petróleo que se utilizan en la generación térmica (fuel oil y gasoil) a
partir de un crudo de u$s/bbl 20 y, en segundo lugar, se muestra a partir de los valores de referencia
de los distintos mercados regionales eléctricos los precios del gas natural equivalente (boca de
pozo). De allí se desprenden dos conclusiones:
1) la conveniencia del gas como combustible alternativo para la generación de electricidad (aún a
razón de u$s 20 el barril -cuando el crudo hoy cotiza por encima de los u$s/bbl 30- la
generación de energía térmica a base de fuel oil/gas oil se realiza a razón de u$s 4.205
promedio el millón de Btu de gas, cuando el precio en boca de pozo en Argentina antes de la
devaluación era de u$s/MMBtu 1.74 para el promedio de 2001).
2) la ventaja de Argentina de exportar directa o indirectamente (a través de la exportación de
electricidad) gas en condiciones competitivas para abaratar los costos de generación de
electricidad en países como Chile y Brasil (este último con intenciones de seguir apostando
mayoritariamente a la hidroelectricidad), donde el costo equivalente del millón de Btu es mayor
al vigente en nuestro país. Argentina tiene el parque de generación eléctrica más moderno del
mundo, lo cual le permite generar electricidad a costos muy bajos, inferiores a los de cualquier
país desarrollado (pero no a los actuales u$s 7.3 por Mwh producto de la pesificación de
tarifas), por lo que el sector de gas natural podría verse beneficiado del aprovechamiento de las
ventajas competitivas del sector eléctrico proveyéndole el insumo necesario (gas natural) para
generar energía barata exportable (tecnología de ciclos combinados) a estos países. En este
sentido, la ejecución del proyecto de construir una línea de 500 Kw para exportar electricidad a
Brasil (sistema NOA-NEA) podría contribuir a valorizar las reservas gasíferas de la cuenca del
noroeste argentino.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
64
Combustibles alternativos para la generación térmica de electricidad*
Petróleo
u$s/bbl 20
Fuel Oil
u$s/m3 125 o
u$s/MMBtu 2,9
Gas Oil
u$s/m3 165 o
u$s/MMBtu 4,38
Generación Turbo Vapor
CMg u$s/Mwh 27,4
Generación CC
CMg u$s/Mwh 30,4
Costo del gas
equivalente
u$s/MMBtu 4,03
Costo del gas
equivalente
u$s/MMBtu 4,38
Mercado eléctrico*
STGO DE CHILE
E.E. u$sMwh 34,4
(u$s/MMBtu 5,04)
BUENOS AIRES
E.E. u$sMwh 23,4
(u$s/MMBtu 3,4)
PORTO ALEGRE
E.E. u$sMwh 36,85
(u$s/MMBtu 5,4)
SAN PABLO
E.E. u$sMwh 36,85
(u$s/MMBtu 5,4)
(*) Valores año 2001
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
65
GASODUCTOS DE EXPORTACION
DATOS FISICOS
GASODUCTO
SITUACION
Operativo
Oct-99
Atacama
Operativo
Jun-99
Gasandes
Operativo
Jul-97
Pacífico
Operativo
Dic-99
Methanex YPF
Operativo
May-99
Methanex SIP
Operativo
Ago-99
Methanex PAN
Operativo
Ene-97
TGM
Operativo
Ago-00
Petrouruguay
Operativo
Oct-98
Cruz del Sur
Operativo
Dic-02
TOTAL EN OPERACIÓN
OPERADOR
TECNICO
Norandino
TGN
CMS Energy
TGN
Nova Gas
International
Respol YPF
SIPETROL
Bridas SAPIC
TGN
TGN
British Gas
CABECERA / TERMINAL
Gto. Norte Prog. Km 160 /
Paso de Jama (Chile)
Cnel. Cornejo / Paso de
Jama (Chile)
La Mora / Paso del Maipo
(Chile)
Loma la Lata / Paso Buta
Mallín (Chile)
El Condor / Posesión
(Chile)
Cabo Vírgenes / Dungeness
(Chile)
San Sebastián / Bandurrias
(Chile)
Aldea Brasileira / Uruguayana
(Brasil)
Gto. Entrerriano / Pte. Int.
Gral. Artigas (Uruguay)
Punta Lara / Colonia
(Uruguay)
DIAMETRO y
MAPO
CAPACIDAD
LONGITUD (kg/cm2, M) (MMm3/dia)
EXPO
UTILIZ. CAP. INVERSION
ULT 12 m INSTALADA EN ARG.
(MMm3/dia)
(MM u$s)
20'' / 380 km
95,0
5,0
1,3
26,0%
241
20'' / 531 km
95,0
9,0
2,2
24,2%
230
24'' / 313 km
100,0
10,0
5,8
57,7%
162
20'' y 24'' /
296 km
12'' / 8 km
95,0
3,5
0,8
21,9%
150
66,3
2,0
1,9
93,9%
2
8'' / 1,2 km
85,0
1,3
1,1
86,3%
300
10'' / 48,5 km
95,9
2,0
1,9
95,7%
7
24'' / 450 km
75,5
2,8
2,0
72,5%
125
10'' / 15 km
60,0
1,0
0,1
7,0%
4
24'' / 55 km
18'' / 38 km
95,0
40,0
6,0
-
-
40
42,6
17,0
39,9%
1.261
PROYECTADOS / EN CONSTRUCCION
Casablanca
Proyecto
Gasandes*
Proyecto
TGM / TSB
Cruz del Sur
Pocitos
En construc.
En estudio
Proyecto
ADICIONAL PROYECTADOS
TGN
Refinor
Gto. Entrerriano / Cruce por
debajo del Rio Uruguay a
16'' / 10,5 km
R.O.U.
Ampliación en suelo chileno y extens. 70 km
planta de compr. en C. Neuq.
Uruguayana / Porto Alegre
Montevideo / Porto Alegre
Campo Durán / Frontera
12'' / 21 km
argentino-boliviana (Pocitos)
70
72
2
///
//
1
1,5
///
//
20
10
///
///
///
//
//
//
3,2
1,2
14,7
24,2
Fuente: ENARGAS e información propia
(*) inauguración proyectada para julio 2003
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de
Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
66
AUTORIZACIONES DE GAS OTORGADAS
CUENCA /
NORMATIVA
ORIGEN
FECHA
EMPRESAS
GASODUCTO
DESTINO
PLAZO
AÑOS
VOLUMEN
TOTAL
MMm3
VOLUMEN
DIARIO
MMm3 / dia
CUENCA NEUQUINA
D. Ad. 35/00
Res. SOSP 140/96
Res. SEyP 200/97
Res.
Res.
Res.
Res.
SE
SE
SE
SE
142/98
447/98
465/98
353/99
Res. SE 411/99
Res. SE 167/01
Res. SE 3/02*
03/04/00 YPF SA, PAN AMERICAN ENERGY
Pacífico
19/06/96 PET. SANTA FE, STA FE ENERGY ARG.,
GasAndes
BP, M. EXPLORATION, CGC, GASSUR
18/04/97 TOTAL AUSTRAL, DEMINEX ARG., BRIDAS GasAndes
AUSTRAL
20/04/98 YPF
GasAndes
11/09/98 PETROURUGUAY SA
C. Oeste/ Del Litoral
25/09/98 YPF
C. Oeste / Uruguayana
Aguada Pichana 24/06/99 TOTAL AUSTRAL, DEMINEX ARG., PAN
GasAndes
San Roque
AMERICAN ENERGY
05/08/99 YPF
GasAndes
28/02/01 PAN AMERICAN ENERGY, WINTERSHALL Cruz del Sur
Aguada Pichana 03/09/02 TOTAL AUSTRAL, WINTERSHALL
GasAndes
San Roque
Sierra Chata
Chile
Chile
Metrogas, Chilgener
Chile
Metrogas
Chile, San Isidro
Uruguay, Ancap
Brasil, Uruguayana
Chile, Colbún
25
15
14.090
13.668
3,10
2,50
10
10.000
1,85
15
10
20
15
9.855
730
18.300
6.648
1,80
0,20
2,80
1,21
Chile, Colbún
Uruguay
Chile, Colbún
15
15
14
1.622
8.268
8.580
0,30
1,75
1,65
91.761
17,16
TOTAL C. NEUQUINA
CUENCA AUSTRAL
Decreto 584/95
Res.
Res.
Res.
Res.
Res.
Res.
SE
SE
SE
SE
SE
SE
144/97
144/97
449/99
86/02*
351/02*
41/02*
Res. SE 53/02*
TOTAL C. AUSTRAL
Tierra del Fuego 21/04/95 YPF, BRIDAS, BRIDAS AUSTRAL, CHAUVO Bandurrias
Magallanes
RESOURCES
G. San Jorge
03/11/97 YPF
El Cóndor - Posesión
Magallanes
03/11/97 SIPETROL
Punta Dungeness
30/08/99 SIPETROL ARGENTINA
Punta Dungeness
Magallanes
06/05/02 SIPETROL ARGENTINA
Punta Dungeness
Magallanes
01/08/02 SIPETROL ARGENTINA
Punta Dungeness
Tierra del Fuego 11/09/02 TOTAL AUSTRAL, WINTERSHALL, PAN
A definir
Plat. Cont.
AMERICAN ENERGY
G. San Jorge
16/09/02 YPF
El Cóndor - Posesión
Chile, Methanex II
21
15.330
2,00
Chile,
Chile,
Chile,
Chile,
Chile,
Chile,
II
II
III
III
III
20
17
17
4
12
21
15.422
4.653
820
536
854
15.022
2,00
0,75
0,13
0,40
0,20
1,98
Chile, Methanex II
21
7.522
60.159
1,04
8,50
Chile, Atacama
Chile, Edelnor
Electroandina
Chile, Electroandina
Chile, Edelnor
Chile, NO Pacífico
Brasil, Cuiabá
Chile, Edelnor
15
17
14.509
22.959
2,65
3,70
17
17
15
19
17
10.135
3.723
4.931
8.231
4.931
69.419
221.339
1,75
0,60
0,90
1,19
0,90
11,69
37,35
Methanex
Methanex
Methanex
Methanex
Methanex
Methanex
CUENCA NOROESTE
Res. SE 169/97
Res. SE 296/98
Res. SE 576/99
Res. SE 565/99
Res. SE 629/99
Res. SE 659/99*
Res. SE 168/00
TOTAL C. NOROESTE
TOTAL AUTORIZADO
Ramos
S. Aguaragüe
S. Antonio Sur
20/11/97 PLUSPETROL, ASTRA
10/07/98 TECPETROL, AMPOLEX, CGC
Atacama
Norandino
28/10/99
28/10/99
26/11/99
03/12/99
28/06/00
Norandino
Norandino
Atacama
Nuevo
Atacama
YPF
YPF
YPF
YPF
YPF
Fuente: Enargas y datos propios
(*) No están en operación
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de
Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
67
MERCADOS REGIONALES
CHILE
SECTOR ENERGÉTICO
Chile es un país que se caracteriza por no disponer de una amplia oferta de recursos
energéticos convencionales (sus principales recursos son la leña, el gas y la hidro), lo cual lo
convierte en un país importador neto de energía, ya sea tanto en materia de petróleo (crudo y sus
derivados en general) como de gas, carbón y electricidad. Sólo registra excedentes comerciales de
gasolinas y metanol, ambos derivados de la importación de fuentes primarias como el petróleo y el
gas natural.
BALANCE COMERCIAL ENERGETICO (2001)
40.000
20.000
Teracalorías
0
-20.000
-40.000
-60.000
-80.000
-100.000
Metanol
Electricidad
Kerosene
Gas licuado
Gasolinas
Diesel
Der. del pet.
Carbón
Gas natural
Petróleo
-120.000
Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile
Gran parte de las compras externas de combustibles se realiza en Argentina, dada su
abundancia de recursos y ubicación geográfica. Nuestro país provee el 77% de las importaciones de
petróleo chilenas (en mucha menor medida lo hacen Brasil (6%), Perú (5%) y Nigeria (5%)), 100%
de las compras de gas natural y el 54% de las correspondientes al gas licuado (le siguen Congo con
el 15%, Venezuela 11%, Argelia 6%, Nigeria y Noruega con el 5% cada una y Arabia Saudita y
Bolivia con el 4% repartido en partes iguales). Mientras que el carbón proviene mayoritariamente
de Canadá (31%), Indonesia (27%) y Australia (25%).
Estas importaciones son quienes en definitiva configuran la actual estructura de la matriz
energética primaria chilena, que muestra una marcada preponderancia del petróleo y el gas,
habiendo sido este último quien precisamente experimentó el mayor crecimiento en los últimos 25
años, reflejado en un incremento de su participación de 10 puntos porcentuales en dicho lapso a
expensas del petróleo (a razón de una tasa promedio anual del 7.8%), manteniéndose prácticamente
sin cambios la participación del resto de los combustibles. De todos modos, debe aclararse que el
grueso del cambio de la estructura energética se verificó en los últimos 5 años, habida cuenta del
inicio de la compra de gas natural a Argentina en grandes volúmenes asociada a la expansión del
sistema eléctrico sobre la base de ciclos combinados -reemplazando al carbón como insumo en la
generación térmica y la hidro- y la mayor demanda industrial (principalmente emprendimientos
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
68
mineros), proceso que también se refleja en la alta participación en la matriz energética secundaria
(donde el gas natural creció a razón del 11.2% promedio anual en los últimos 25 años, pero 34.3%
promedio anual desde 1996). Inclusive, se prevee que esta participación del gas natural vaya en
aumento dados los proyectos de interconexión gasífera desarrollados recientemente con la
República de Argentina y el crecimiento del uso en nuevas centrales de ciclo combinado
desarrollado en el Plan de Obras del sector eléctrico de la CNE. Después de Argentina es el segundo
mayor consumidor de gas en la región (medido por la participación en la matriz energética).
MATRIZ ENERGETICA PRIMARIA
Carbón
10%
MATRIZ DE ENERGIA SECUNDARIA
Leña y otros
16%
Hidro
7%
Otras
fuentes
3%
Leña
15%
Diesel
15%
Gasolinas
14%
Petróleo
41%
Gas natural
26%
Gas natural
24%
Carbón
9%
Electricidad
12%
Gas licuado
4%
Otros
derivados
del petróleo
4%
Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile
Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile
EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA PRIMARIA Y
PROYECCION AL 2008
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
1978
1988
1998
1999
Petróleo Crudo
Gas Natural
Hidroelectricidad
Leña y Otros
2000
2001
2008e
Carbón
Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile
En el sector hidrocarburos gaseosos, actualmente existen 6 compañías de transporte de gas
natural por ductos y 5 compañías de distribución de gas natural por redes. El gas natural proviene
principalmente de la cuenca de Neuquén en Argentina, limitándose el suministro de gas natural
chileno a la zona de Magallanes (Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir). Los precios, se rigen
por los mercados internacionales mediante la paridad de importación, con la excepción del gas
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
69
Methanex
PAN
Methanex SIP
Methanex
YPF
Pacífico
Gasandes
Atacama
Norandino
natural cuyo precio está dado por los precios de las cuencas productoras de Argentina y Chile, los
que son reflejados en los contratos de largo plazo libremente pactados.
En agosto de 1997, se iniciaron las importaciones de gas natural argentino a la zona central
de Chile a través del gasoducto internacional Gasandes, el cual transporta gas desde la Cuenca
Neuquina para el abastecimiento de la compañía distribuidora de Santiago y 3 centrales
termoeléctricas del Sistema Interconectado Central (SIC). El abastecimiento de la V región desde el
city gate de Gasandes lo realiza el gasoducto nacional Electrogas desde 1998. En 1999 iniciaron sus
operaciones los gasoductos Gasatacama y Norandino en la II Región. Ambos transportan gas
natural desde Argentina hasta centrales de ciclo combinado ubicadas en el Sistema Interconectado
del Norte Grande (SING) y hacia centros mineros e industriales de la zona. Gasoducto del Pacífico
inició el transporte de gas natural
UTILIZACION DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE LOS
GASODUCTOS DE INTERCONEXION CHILE-ARGENTINA
desde la Cuenca Neuquina hasta
la VIII Región en octubre de
95,7%
100%
93,9%
86,3%
1999
para
abastecer
90%
principalmente
a
empresas
80%
70%
distribuidoras
industriales
y
57,7%
60%
residenciales de la zona. Por
50%
último, se encuentran los
40%
gasoductos Bandurrias (1997),
26,0%
30%
24,2%
Punta Dungeness y Cóndor21,9%
20%
Posesión (1999) que conectan el
10%
gas de la Cuenca Austral con las
0%
plantas que fabrican metanol
(Planta Cullén y Planta Posesión)
en el sur de Chile y próximas a la
frontera argentina, producto que
Fuente: elaboración en base a datos del Enargas
luego es totalmente exportado.
Merece destacarse sin embargo que, a pesar del gran impulso que ha tomado la demanda de
gas natural en los últimos años, el nivel de utilización de la capacidad máxima de transporte de los
gasoductos de conexión internacional con Argentina es muy bajo, promediando el 45.4%,
mostrando coeficientes elevados sólo en los gasoductos de la zona sur que conectan la Cuenca
Austral con las plantas elaboradoras de metanol.
Con la llegada del gas natural argentino a la zona central las compañías de gas de ciudad se
han transformado, cambiando de nafta a gas natural como materia prima para la fabricación de gas
y simultáneamente expandiendo las redes para la distribución exclusiva de gas natural. En 2001 se
consumieron 7.244 MMm3 y la principal zona de demanda de gas natural fue la XII región (49%
del total), la cual es abastecida por la cuenca austral de Argentina (43.2%) y la cuenca de
Magallanes del sur de Chile (56.8%). Del total CONSUMO APARENTE DE GAS NATURAL (2001). MMm3
7.244
consumido a nivel nacional, el 66.9% fue a. Consumo
b. Stocks/pérd. (d+c-a)
565
importado
desde
Argentina
(44.8% c. Producción (Magallanes)
2.582
33,1%
5.227
66,9%
proveniente de la cuenca neuquina, 29.3% de d. Importaciones
Cuenca NOA
1.350
25,8%
la cuenca austral y 25.8% de la cuenca del
Cuenca Neuquina
2.344
44,8%
noroeste), siendo el 33.1% restante obtenido de
Cuenca Austral
1.534
29,4%
yacimientos de la cuenca magallánica chilena, Fuente: elaboración en base a CNE
cuya incidencia ha venido decreciendo desde 1997, año de inicio de las operaciones de compra de
gas natural a Argentina.
CONSUMO DE GAS NATURAL POR REGION Y CUENCA DE ORIGEN (2001). MMm3
II REGION
RM - V REGION
VIII REGION
XII REGION
TOTAL
(CNOA)
(CNQ)
1.350
18,6%
(CNQ)
2.140
29,5%
CAUSTRAL
204
2,8%
MAGALLANES
1.534
49,0%
2.017
7.245
100,0%
Fuente: elaboración en base a CNE
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
70
ESTRUCTURA DE DEMANDA DE GAS NATURAL
Otros
8%
Transporte
0%
Ind. y Min.
12%
Com, Públ y
Resid.
6%
Metanol
37%
Electricidad
37%
Estructura de D em anda de G as N atural(2001)
M ill.M 3
%
Transporte
12
0,2%
Ind.y M in.
872
12,0%
C om ,Públy R esid.
449
6,2%
C entros de Transf.
5.911
81,6% 100,0%
2.661
36,7%
45,0%
Electricidad
2.698
37,2%
45,6%
M etanol
552
7,6%
9,3%
O tros
TO TAL
7.244 100,0%
Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile
Teracalorías
TR AN SPO R TE
IN D .Y M IN ER IA
C O M ,PU BL Y R ESID .
Porcentaje
TR AN SPO R TE
IN D .Y M IN ER IA
C O M ,PU BL Y R ESID .
D er.delpetr.
67.010
22.116
2.109
99,5%
29,4%
3,7%
C O N SU M O D E EN ER G IA PO R SEC TO R ES (2001)
GN
G as licuado Electricidad C arbón
C oke
111
0
199
0
0
8.145
1.239
23.396
6.841
2.505
4.189
10.800
10.271
7
0
0,2%
10,8%
7,4%
0,0%
1,6%
19,2%
0,3%
31,1%
18,2%
0,0%
9,1%
0,0%
0,0%
3,3%
0,0%
Leña
0
9.077
28.487
0,0%
12,1%
50,6%
O tros
0
1.970
419
0,0%
2,6%
0,7%
Total
67.320
75.289
56.282
100,0%
100,0%
100,0%
Fuente:C N E
A nivel demanda, su destino principal es la transformación a otras formas de energía
(electricidad) y el consumo de petroquímicas para la fabricación de metanol, seguido muy de lejos
por otras industrias y el consumo residencial. Respecto a este último segmento sorprende (más aún
considerando que un cuarto del consumo energético en Chile es sobre la base de gas natural) que la
mitad de las necesidades energéticas
RATIO DE COBERTURA DE LA POBLACION CON GN Y GLP
sean suplidas con leña (y otra fuentes
4,0%
primitivas) y la electricidad ocupe
recién el tercer puesto con sólo poco
3,5%
más del 18% de participación, aún
GN
GLP
3,0%
después del gas licuado, lo que a las
1,6%
claras está denotando la falta de
2,5%
1,6%
cobertura de la población con
2,0%
adecuada infraestructura (tanto en
1,4%
1,5%
electricidad como en gas natural por
1,4%
redes). En este sentido, sólo basta
1,0%
1,3%
1,8%
1,2%
1,1%
1,5%
observar
las
estadísticas
para
1,0%
0,5%
comprobar
que
en
el
año
2001
sólo
el
0,5%
0,3%
0,3%
0,3%
1.8%
de
la
población
residencial
tenía
0,0%
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2000
acceso al gas natural (mientras que en
Argentina alcanza el 60%), ratio que
Fuente: CNE
no llega siquiera a duplicarse (3.4%)
cuando además se consideran los clientes residenciales que consumen gas licuado. En términos
absolutos estamos hablando de tan sólo 275 mil personas en GN a fines de 2001 (299 mil a sept2002) y 239 mil en GLP, sobre una población de 15.2 millones de habitantes, aunque merece
destacarse la tasa a la cual se va incorporando gente a la red en forma anual en cualquiera de los dos
combustibles. A junio 2002, la distribución por región de esos usuarios era la siguiente:
Metropolitana 188.747 clientes (66.8%), V 65.332 (23.1%), XII 43.917 (15.5%) y VIII 1.453
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
71
(0.5%), destacando que salvo en la XII Región el resto de los clientes comenzaron a incorporase al
uso de la red hace muy pocos años (1997 en RM, 1998 en V y 2000 en VIII).
NUMERO DE CLIENTES DE GAS NATURAL
RESIDENCIAL
**OTROS
TOTAL
37.175
37.897
41.144
75.745
152.667
224.077
274.852
299.227
934
955
1.186
1.897
4.327
6.272
7.577
7.425
38.109
38.852
42.330
77.642
156.994
230.349
282.429
306.652
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
*2002
TASA DE
CRECIMIENTO
ANUAL
1,9
9,0
83,4
102,2
46,7
22,6
12,9
Fuente: CNE en base a empresas y SEC
* Estadísticas a set del 2002
** Comprende clientes Industriales, Comerciales, Fiscales, Centrales Eléctricas.
En cuanto al transporte, allí prevalecen los derivados del petróleo (gas oil y gasolinas) como
fuente principal de abastecimiento, dejando por ende un amplio campo de potencial penetración
para el GNC y GLP. Con respecto a esto último, tan solo 2.671 vehículos de un parque total de poco
más de 2 millones de unidades es impulsado por ambos tipos de combustible (2.442 y 229,
respectivamente), equivalente al 0.13%, si bien cada vehículo consume un promedio de 317.5 m3
de GNC por mes cuando en Argentina 185.9 m3/mes. La aplicación del GNC en el transporte es
muy reciente (1990) y su tasa de crecimiento promedio anual al 2001 ha sido del 4.2%, habiendo
alcanzado dicho año un consumo de 11 mill m3, concentrando el 86.8% del mismo (9.6 mill m3) en
la XII Región (10.5% en la región Metropolitana y el 2.7% restante en la V Región).
Cuando se analiza el perfil de
consumo
del universo de combustibles
FUENTES DE ENERGIA EN EL TRANSPORTE
en el transporte a la luz de los precios
relativos vigentes en el mercado (donde
Electricidad
GNC
Otros
0,3%
el precio del GNC es la mita del gas oil
0,2%
10,4%
y la tercera parte de las gasolinas), no
Kerosene
Gasolinas
10,1%
queda otra conclusión posible más que
36,2%
afirmar que los costos de conversión de
la unidad a GNC es muy costosa (tanto
como para no compensar el menor flujo
de gastos asociado al consumo de un
combustible más barato) o son más las
Diesel
42,9%
desventajas que los beneficios de su uso
como combustible para los usuarios.
Esto último no puede decirse que se
Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile
aplique al caso del gas licuado por
cuanto éste es un 38% más caro que el gas oil y tan solo un 12% más barato que las gasolinas. Por
último, cabe destacar que la estructura impositiva penaliza el consumo de gasolinas a expensas del
diesel y gas licuado.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
72
COMBUSTIBLES EN ELTRANSPORTE: PRECIO PROMEDIO
PAIS CON Y SIN IMPUESTOS (sept 2002)
500
Con impuestos
Sin impuestos
450
400
$ / litro / m3
350
300
250
200
150
100
50
GLP
catalítico*
GLP
corriente*
GNC*
Diesel
Gasolina 93
sp
Gasolina 95
sp
Gasolina 97
sp
0
Fuente: CNE
DESGLOCE PORCENTUAL DEL PRECIO A PUBLICO
POR COMBUSTIBLE DURANTE EL MES DE Sep-2002
PRECIO EN REFINERIA
MARGEN BRUTO COMERCIALIZACION
IVA (1)
IMPUESTO ESPECIFICO (2)
FEPP
TOTAL IMPUESTOS
GASOLINA 93
42,2%
7,9%
9,0%
40,8%
0,0%
49,8%
KEROSENE
71,6%
13,1%
15,3%
NO APLICA
0,0%
15,3%
DIESEL
61,5%
9,9%
12,8%
15,8%
0,0%
28,7%
GAS LICUADO
48,2%
36,6%
15,3%
NO APLICA
0,0%
15,3%
Fuente: CNE
(1) 18% sobre la suma del precio de refinería y el margen de com.
(2) En la gasolina el monto es de 6 utm/m3 y 1,5 utm/m3 en el diesel
En relación al mercado de gas licuado su uso básico es como combustible
residencial, ya que está muy poco difundido como insumo en la industria (solo el 10%, la cual se
alimenta principalmente a electricidad y diesel) y su presencia es nula en el transporte (como se
observó anteriormente). Actualmente ocupa el 4% en la matriz energética secundaria y en los
últimos 25 años el consumo ha estado
ESTRUCTURA DE DEMANDA DE GAS LICUADO
creciendo a razón de una tasa promedio
anual del 5.5% (3.2% desde 1995),
levemente superior al 4.8% del consumo
energético global. En 2001 se consumieron
Ind. y Min.
996 mil toneladas de GLP (de las cuales
10%
solo se produjeron 557 mil ton. y el resto se
importó –poco más de la mitad se hizo
desde Argentina-) para un universo de
273.349 clientes, de los cuales 238.917
(87.4%)
corresponde
a
usuarios
Com, Públ y
Resid.
residenciales (sólo 36 mil clientes menos en
90%
relación a quienes consumen gas natural),
lo cual arroja un consumo per cápita de
Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile
3.64 ton. (3.73 ton por usuario residencial y
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
73
2.96 ton en comercios, industrias y servicios). De todos ellos el 74% está conectado a redes (a
quienes se les factura por medidores) y el 26% restante lo consume en forma líquida a través de
estanques que se conectan directamente al centro de consumo. El mayor consumo es en la zona
metropolitana (132.200 clientes, 48.4% del total), seguido muy de lejos por las regiones V (36.000
clientes, 13.2%) y VIII (30.000, 11%). Por su parte,
Estructura de D em anda de G as Licuado (2001)
las importaciones (516 mil ton.) representaron en
M ill.Ton.
%
2001 el 51.8% del consumo interno de gas licuado,
Ind.y M in.
102
10,2%
participación que si bien es muy elevada ha venido
C om ,Públy R esid.
893
89,6%
O tros
1
0,1%
decreciendo a lo largo de los ’90 (en cuyos incios
TO TAL
996 100,0%
era del 75%) como consecuencia del crecimiento de
la producción nacional a instancias del aumento de la demanda (mientras las importaciones se
mantuvieron en el rango de las 400-500 mil ton.).
PRODUCCION E IMPORTACIONES DE GAS LICUADO (19902001)
CONSUMO SECTORIAL DE GLP (1965-2001)
1.200
1.200
Transporte
600
400
nacional
importado
1.000
Miles de toneladas
800
1.400
Comercial, Público y
Residencial
Industrial y Minero
800
600
400
200
200
0
0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
19
65
19
67
19
69
19
71
19
73
19
75
19
77
19
79
19
81
19
83
19
85
19
87
19
89
19
91
19
93
19
95
19
97
20
01
Fuente: CNE
Fuente: CNE
Por lo que en definitiva y ratificando lo expuesto en párrafos precedentes, el consumo de
gas natural en Chile cobró impulso y está estructurado básicamente sobre el desarrollo y expansión
del parque térmico eléctrico -supliendo fuentes alternativas históricas como la hidro, el carbón y el
fuel oil- y la demanda industrial, fundamentalmente la petroquímica (ver gráfico adjunto). De todos
modos y exceptuando los gasoductos destinados a abastecer las plantas elaboradoras de metanol en
la zona sur del país, el resto de la infraestructura de transporte internacional que conecta Chile con
Argentina está ampliamente subutilizada.
EVOLUCION DEL CONSUMO DE GAS NATURAL 1965-2001
8.000
Centros de Transformación
Comercial, Público y Residencial
Industrial y Minero
Transporte
7.000
6.000
Millones de m3
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
2001
1997
1995
1993
1991
1989
1987
1985
1983
1981
1979
1977
1975
1973
1971
1969
1967
0
1965
Miles de toneladas
1.000
Centros de Transformación
Fuente: CNE
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
74
SISTEMA ELECTRICO
Participan de la industria eléctrica nacional un total de 26 empresas generadoras, 5
empresas transmisoras y 36 empresas distribuidoras, que en conjunto suministran una demanda
agregada nacional que en 2001 alcanzó los 43.918 GWh.
Esta demanda se localiza territorialmente en cuatro sistemas eléctricos interconectados. El
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que cubre el territorio comprendido entre las
ciudades de Arica y Antofagasta con un 31.5% de la capacidad instalada en el país; el Sistema
Interconectado Central (SIC), que se extiende entre las localidades de Taltal y Chiloé con un 60.3%
de la capacidad instalada en el país; el Sistema de Aysén que atiende el consumo de la Región XI
con un 0,2% de la capacidad; y el Sistema de Magallanes, que abastece la Región XII con un 0,6%
de la capacidad instalada en el país.
GENERACION BRUTA POR SISTEMA ELECTRICO EN GWH (2001)
SING
Total
% térmica
% hidro
SIC
SIST. AYSEN
SIST. MAGALLANES
9.852
30.765
90
170
99,4%
0,6%
31,6%
68,4%
51,4%
48,6%
100,0%
0.0%
Fuente: CNE
La generación eléctrica descansa en partes iguales en la hidro y en distintas fuentes térmicas
(gas, fuel oil y carbón), pero la tendencia de los últimos años es hacia una mayor participación de
estas últimas en desmedro de la primera, sustentada en el impulso que desde 1995 cobró la
construcción de nuevas centrales térmicas. En este sentido, el 84.4% del crecimiento de la potencia
instalada durante el período 1994-2001(4.612 MW de marginales 5.464 MW, que permiten alcanzar
una
potencia
de
FUENTES DE GENERACIÓN TERMICA (2001)
10.912 MW al 2001)
Variación
Particip. en total generación
Generación (MWh)
corresponde a fuentes
1999
2000
2001
1999
2000
2001 2001-1999
de este tipo, de Gas Natural
17,5%
23,7%
28,5%
6.710 9.771 12.504
86,3%
manera tal que al 2001 Carbón
34,1%
22,7%
14,2% 13.093 9.354 6.228
-52,4%
7,7%
10,0%
4,1%
2.951 4.113 1.822
-38,3%
el 62.1% de la Fuel Oil
5,3%
8,0%
3,8%
2.028 3.307 1.684
-17,0%
potencia instalada es Otros
Fuente:
CNE
de origen térmica y el
37.9% hidro. Por último vale aclarar que el fuerte repunte observado en la generación de
hidroelectricidad entre 1999 y 2001 (59.6% vs una caída del 10.4% de la térmica) fue en detrimento
de energía generada en base a carbón (-52.4%) y fuel oil (-38.3%), ya que la provista sobre la base
del uso del gas natural creció un 83.3%. en similar período, apoyada sobre la construcción de
plantas de ciclo combinado.
CHILE: GENERACION DE ELECTRICIDAD POR FUENTE DE
ENERGIA. EVOLUCION
CHILE: GENERACION DE ELECTRICIDAD POR FUENTE DE
ENERGIA (20001)
80%
70%
60%
Gas Natural
56%
Carbón
28%
50%
40%
30%
Fuel Oil
8%
Otros
8%
Base : 43.918 GWh
Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile
20%
10%
0%
1990
1991
1992
1993
1994
1995
Térmica
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Hidroelectr.
Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
75
1) Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)
El SING está constituido por el conjunto de centrales generadoras y líneas de transmisión
interconectadas que abastecen los consumos eléctricos ubicados en las regiones I y II del país.
Aproximadamente, el 90% del consumo del SING está compuesto por grandes clientes, mineros e
industriales, tipificados en la normativa legal como clientes no sometidos a regulación de precios.
El resto del consumo, está concentrado en las empresas distribuidoras que abastecen los clientes
sometidos a regulación de precios de las regiones I y II del país.
a) Segmento de Generación
El SING cuenta con una capacidad instalada de 3.441 MW al 2001. Operan en él un total de
6 empresas de generación que junto a una empresa de transmisión, conforman el Centro de
Despacho Económico de Carga del SING (CDEC-SING). Por tratarse de un sistema
predominantemente térmico (99.6% de la potencia instalada) el parque generador está constituido
por unidades de generación a carbón, fuel, diesel y, desde 1999, por centrales de ciclo combinado a
gas natural. Sólo existe dos unidades hidroeléctricas correspondientes a las centrales Chapiquiña y
Cavancha.
b) Segmento de Transmisión
El sistema de transmisión está constituido, principalmente, por las líneas eléctricas de
propiedad de las empresas de generación, líneas eléctricas de los propios clientes y líneas eléctricas
de las empresas cuyo giro es la transmisión de energía eléctrica.
c) Segmento de Distribución
Operan el SING tres empresas de distribución de energía: EMELARI S.A. que abastece a la
ciudad de Arica, ELIQSA S.A. que abastece a la ciudad de Iquique, y ELECDA S.A., que
suministra la energía en la ciudad de Antofagasta, y a una parte del SIC, correspondiente a la zona
de Taltal. En conjunto, estas tres empresas atienden a un total de 218.553 clientes.
2) Sistema Interconectado Central (SIC)
El SIC es el principal sistema eléctrico del país, entregando suministro eléctrico a más del
90% de la población del país. El SIC se extiende desde la ciudad de Taltal por el norte, hasta la Isla
Grande de Chiloé por el sur. A diferencia del SING, el SIC abastece un consumo destinado
mayoritariamente a clientes regulados (60% del total).
a) Segmento de Generación
El SIC tiene una capacidad instalada de 6.579 MW perteneciente a un total de 20 empresas
de generación que junto a algunas empresas de transmisión, conforman el Centro de Despacho
Económico de Carga del SIC (CDEC-SIC). El parque generador está constituido en un 61.3% por
centrales hidráulicas y en un 38.7% por centrales térmicas a carbón, fuel, diesel y de ciclo
combinado a gas natural.
b) Segmento de Transmisión
El sistema de transmisión está constituido, principalmente, por las líneas eléctricas de
propiedad de las empresas de generación más las líneas de las empresas cuyo giro es la transmisión
de energía eléctrica.
c) Segmento de Distribución
Operan en el SIC 31 empresas de distribución de energía, que en conjunto atienden a un
total 3.658.049 clientes.
3) Sistema de Aysen
El Sistema de Aysén atiende el consumo eléctrico de la XI Región y es un sistema 73%
térmico. Su capacidad instalada alcanza los 25 MW. Opera en él una sola empresa, EDELAYSEN
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
76
S.A., quien desarrolla las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica,
atendiendo a un total de 18.703 clientes.
4) Sistema de Magallanes
El Sistema de Magallanes está constituido por tres subsistemas eléctricos: los sistemas de
Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir, en la XII Región. La capacidad instalada de estos
sistemas es de 65 MW, siendo cada uno de ellos 100% térmicos. Opera en estos sistemas una sola
empresa, EDELMAG S.A., quien desarrolla las actividades de generación, transmisión y
distribución de energía eléctrica, atendiendo a un total de 43.886 clientes.
PROYECCIONES DE DEMANDA DE GAS (2002-2011)
A nivel nacional, existen actualmente dos proyectos relacionados con el transporte de gas
natural: 1) Gasoducto Tal -Tal, proyecto asociado al gasoducto Gas Atacama, que tiene por objetivo
el abastecimiento de futuras centrales generadoras en la parte norte del SIC; 2) INNERGY
Transportes, proyecto asociado a Gasoducto del Pacífico, que tiene por objetivo el abastecimiento
de gas natural a clientes industriales de la VIII región.
Por otro lado, se detalle el programa de obras públicas desarrollado por la Comisión
Nacional de Energía de Chile (CNE) para el sistema eléctrico de ese país, según surge de los
informes técnicos (oct-2002) de ese organismo:
a) Programa de obras en el SING
FECHA
CENTRAL
Noviembre 2002
Atacama (modulo 4*)
POTENCIA NETA
(MW)
185
(*) informado por la empresa NOPEL Ltda. como proyecto en construcción de
acuerdo a la última información oficial recibida por la CNE.
b) Programa de obras en el SIC
FECHA DE ENTRADA
MES
AÑO
octubre
2002
agosto
2004
abril
2005
julio
2005
octubre
2005
enero
abril
2006
2006
octubre
abril
abril
enero
octubre
abril
octubre
abril
octubre
2006
2007
2008
2009
2009
2010
2010
2011
2011
octubre
enero
2012
2013
OBRAS RECOMENDADAS
Aumento de la capacidad (interruptores) Charrúa-Temuco 220 kv
Aumento de la capacidad A. Jahuel-Polpaico 500 kv
Aumento de la capacidad Charrúa-Chillán 154 kv
Instalador 2do transformador S/E Maitencillo 220/110 kv
Instalador 3er transformador S/E Pan de Azúcar 220/110 kv
Cierre a ciclo combinado de Central a Gas natural Tal-Tal
Línea Diego de Almagro-Carrera Pinto 220 kv
Línea Carrera Pinto-Cardones 220 kv
Línea Maitencillo-Pan de Azúcar 220 kv
Aumento de la capacidad C. Navia-Polpaico 220 kv
Aumento de la capacidad Charrúa-Concepción 220 kv
Línea de interconexión SING-SIC
Segundo circuito Diego de Almagro-Carrera Pinto 220 kv
Nueva línea Cardones-Maitencillo 220 kv
Nueva línea Charrú-Temuco 220 kv
Central a gas ciclo combinado 1
Central a gas ciclo combinado 2
Línea de interconexión SIC-SADI
Central a gas ciclo combinado 3
Central a gas ciclo combinado 4
Central a gas ciclo combinado 5
Central a gas ciclo combinado 6
Central Hidroeléctrica Neltume
Central a gas ciclo combinado 7
Central a gas ciclo combinado 8
Central a gas ciclo combinado 9
Central a gas ciclo combinado 10
POTENCIA
30
390
200
75
75
120
210
210
235
300
300
250
210
200
270
372,6
372,6
400
372,6
372,6
372,6
372,6
400
372,6
372,6
372,6
372,6
MVA
MVA
MVA
MVA
MVA
MW
MVA
MVA
MVA
MVA
MVA
MW
MVA
MVA
MVA
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
77
El Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 99
del DFL Nº 1/82(M) y el artículo Nº 272 del Decreto 327/99 (M), consideró las centrales existentes
y en construcción así como también otras alternativas de desarrollo en el horizonte establecido en la
ley.
En la elaboración del Programa de Obras se consideró en construcción las siguientes
instalaciones, cuyas fechas de puesta en marcha se establecen según información entregada por sus
propietarios y no necesariamente corresponden a una recomendación por parte de la CNE:
FECHA DE ENTRADA
MES
AÑO
octubre
2002
noviembre
2002
enero
2003
marzo
2003
junio
2003
enero
2004
abril
mayo
2004
2004
julio
2004
OBRAS EN CONSTRUCCION
Instalador 2do transformador S/E Cardones 220/110 kv
Central Cholguan representada por Arauco Generación SA
Central Lincantén representada por Arauco Generación SA
Ampliación Línea Quillota-Polpaico
Central de Colbún de ciclo abierto
Central de Valdivia representada por Arauco Generación SA
Nueva línea Ancoa-Italhue 2x220 kv
Cierre de ciclo combinado Central de Colbún
Ampliación Charrúa-Ancoa de 3x220 kv a 2x500 kv
Compensación Serie Charrúa-Ancoa 500 kv (650 MVA)
Compensación Serie Ancoa-Jahuel 500 kv (450 MVA)
Central Ralco
Banco Transformadores S/E Italhue (220/154 kv)
POTENCIA
75 MVA
15 MW
13 MW
680 MVA
253,5 MW
70 MW
2x400 MVA
130,7 MW
capacidad final
1300 MW
1400 MW
570 MW
300 MVA
c) Programa de obras en el Aysen:
De acuerdo a las obras en construcción informadas por EDELAYSEN S.A. el Programa de
Obras considera la operación de la central Lago Atravesado con 10,5 MW en el mes de mayo del
año 2003.
d) Programa de obras en Magallanes:
En el sistema de Puerto Natales, de acuerdo a la última previsión de demanda, resulta
recomendable la incorporación de una nueva unidad a gas natural de 0,6 MW a partir de enero del
año 2003. Sin embargo, dado que EDELMAG S.A. no ha iniciado aún la instalación de esta unidad,
se posterga su entrada en seis meses para el mes de julio del año 2003, considerando un plazo de
instalación de nueve meses a partir del presente mes.
En el sistema de Punta Arenas se ha adoptado el Plan de Obras declarado en construcción
por EDELMAG S.A. en su carta Nº 809/220-G del 29 de agosto del presente año, en cumplimiento
del artículo Nº 272 del D.S. Nº 327, el cual consiste en la incorporación a partir del mes de abril de
2003 de una nueva turbina a gas natural marca SOLAR modelo Titán 130 de 13,7 MW en la central
Tres Puentes del sistema eléctrico de Punta Arenas, complementada con una disminución de las
horas de uso de la turbina Hitachi, destinada a prolongar su vida útil, según decisión técnica
informada en la carta señalada. Para este efecto y a partir del año 2003, la turbina Hitachi se
consideró fuera de servicio en los meses de baja demanda, esto es desde principios de octubre y
hasta fines de diciembre, estando en esos meses disponible para operación sólo en el caso que falle
alguna de las dos turbinas Solar de 10 MW o 13,7 MW.
Del mismo modo, para el sistema de Puerto Porvenir, se ha adoptado el Plan de Obras
declarado por la propia empresa en la carta Nº 809/220-G, consistente en la incorporación a partir
de abril de 2003 de un motor a gas natural marca WAUKESHA de 1,175 MW y 1.000 RPM,
modelo VHP9500GSI.
Por último y sobre la base de proyecciones efectuadas por la misma CNE, se presenta una
serie de cuadros y estadísticas con estimaciones de demanda de gas natural al 2011 discriminadas
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
78
por región y sector demandante, como así también la fuente de extracción del fluido. Estas
proyecciones suponen, entre otros factores, que a partir del 2004 se materializan los proyectos de
transporte de gas natural en cietas regiones (VI, IX, X y XII). Al respecto, se observa una tasa
estimada promedio de crecimiento anual del 8% para el período 2002-11, por la cual el consumo de
gas se elevaría a 16.323 MMm3 desde 8.183 MMm3 a fines de este año. En términos diarios ello
equivale a 44.72 MMm3 desde 22.42 MMm3. El sector más dinámico será el transporte pero en
términos absolutos las centrales de electricidad serán el principal consumidor, acaparando el 50%
de la demanda total, seguido de lejos por la petroquímica (23%). Por el mismo motivo, la XII
Región
(28%)
será
PROYECCION 2011 DE LA UTILIZACION DE LA CAPACIDAD
desplazada
como
INSTALADA DE LOS GASODUCTOS DE INTERCONEXION
CHILE-ARGENTINA
demandante principal en
300%
manos del SIC (40%). En
cuanto a la oferta, se
238,5%
estima que de los 122.737 250%
MMm3
que
se
consumirán durante el 200%
161,6%
período mencionado el
150%
83.7% (102.712 MMm3)
será importado desde
100%
Argentina y sólo el
71,7%
16.3% provendrá de
42,7%
50%
cuencas
propias
(Magallanes), de forma
0%
tal que para el 2001 se
Zona norte*
Gasandes
Pacífico
Zona sur**
calcula que la producción
(*) Atacama y Norandino
(**) Posesión + Dungeness + Bandurrias
nacional sólo representará
Fuente: elaboración en base a datos de la CNE
el 10% de la oferta total.
De esta manera y
considerando el aporte que brindará cada una de las cuencas argentinas involucradas en el
suministro del recurso y el consumo proyectado por región, resulta que de mantenerse la actual red
de infraestructura de transporte internacional será imposible abastecer desde ciertas zonas de
Argentina la demanda futura proyectada para el país trasandino, debiendo encarar por ende obras de
ampliación en Gasandes y el complejo de gasoductos de la zona sur (Posesión, Dungeness y
Bandurrias) que incrementen su actual nivel de capacidad instalada un 150% y 70%,
respectivamente. Por el contrario, Atacama y Norandino en la zona norte y Gasoducto del Pacífico
en la zona central seguirán presentando amplios ratios de subutilización.
GASODUCTO
CAPACIDAD
EXPO
UTILIZ. CAP. PROYECC. UTILIZ. CAP.
ACTUAL
ULT 12 m INSTALADA S/CNE 2011 INSTALADA
(MMm3/dia) (MMm3/dia)
2002
(MMm3/dia) PROY. 2011
Norandino
5,0
1,3
26,0%
6,0
42,7%
Atacama
9,0
2,2
24,2%
Gasandes
10,0
5,8
57,7%
23,9
238,5%
Pacífico
3,5
0,8
21,9%
2,5
71,7%
Methanex YPF
2,0
1,9
93,9%
8,5
161,6%
Methanex SIP
1,3
1,1
86,3%
Methanex PAN
2,0
1,9
95,7%
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
79
PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL 2002-2011
CONSUMO REGIONAL
Escenario: considera proyección de demanda de gas natural en aquellas regiones que al 2002 cuentan con el energético y ademas a partir del 2004 la materialización de los
proyectos de transporte de gas natural en otras regiones (VII, IX, X Y XII)
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Crec. Prom.
anual
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Consumo Anual (Mm3)
VIII Región IX Región X Región
II Región
V Región
R. M.
VI Región
VII Región
XI Región
XII Región
SIC
SING
TOTAL
197.250
273.000
302.250
377.400
417.550
457.700
472.300
483.250
501.500
519.750
302.356
320.597
343.578
349.676
370.456
379.278
388.458
407.509
417.359
427.172
730.185
797.771
866.883
936.001
1.003.242
1.075.841
1.147.258
1.211.359
1.272.111
1.333.291
0
49.005
102.879
115.288
128.524
134.761
140.611
146.706
151.841
157.155
0
0
0
95.783
119.060
135.417
153.006
171.903
192.192
200.840
290.620
418.628
541.264
576.092
602.587
628.335
652.045
672.164
690.646
708.565
0
0
27.988
41.219
50.340
56.715
60.928
63.811
65.520
66.927
0
0
11.636
39.042
66.448
92.849
108.258
117.015
123.452
127.793
0
0
11.436
23.445
35.692
36.406
37.134
37.877
38.635
39.407
3.804.438
3.820.141
3.891.135
4.572.429
4.583.032
4.593.953
4.605.201
4.616.787
4.629.721
4.642.013
1.672.503
1.959.810
2.106.820
2.939.075
3.540.483
4.106.684
4.277.593
4.800.597
5.408.771
6.467.714
1.185.908
1.232.782
1.267.178
1.326.203
1.326.203
1.449.710
1.573.217
1.632.999
1.632.999
1.632.999
8.183.260
8.871.735
9.473.046
11.391.654
12.243.618
13.147.650
13.616.009
14.361.978
15.124.746
16.323.626
11,4%
3,9%
6,9%
15,7%
13,1%
10,4%
13,3%
40,8%
19,3%
2,2%
16,2%
3,6%
8,0%
II Región
V Región
R. M.
VI Región
VII Región
XII Región
SIC
SING
TOTAL
0,54
0,75
0,83
1,03
1,14
1,25
1,29
1,32
1,37
1,42
0,83
0,88
0,94
0,96
1,01
1,04
1,06
1,12
1,14
1,17
2,00
2,19
2,38
2,56
2,75
2,95
3,14
3,32
3,49
3,65
0,00
0,13
0,28
0,32
0,35
0,37
0,39
0,40
0,42
0,43
0,00
0,00
0,00
0,26
0,33
0,37
0,42
0,47
0,53
0,55
10,42
10,47
10,66
12,53
12,56
12,59
12,62
12,65
12,68
12,72
4,58
5,37
5,77
8,05
9,70
11,25
11,72
13,15
14,82
17,72
3,25
3,38
3,47
3,63
3,63
3,97
4,31
4,47
4,47
4,47
22,42
24,31
25,95
31,21
33,54
36,02
37,30
39,35
41,44
44,72
Consumo Diario Medio (MMm3)
VIII Región IX Región X Región XI Región
0,80
1,15
1,48
1,58
1,65
1,72
1,79
1,84
1,89
1,94
0,00
0,00
0,08
0,11
0,14
0,16
0,17
0,17
0,18
0,18
0,00
0,00
0,03
0,11
0,18
0,25
0,30
0,32
0,34
0,35
0,00
0,00
0,03
0,06
0,10
0,10
0,10
0,10
0,11
0,11
PROYECCIÓN CONSUMO REGIONAL DE GN
2002-2011
18.000.000
16.000.000
SING
SIC
XII Región
XI Región
X Región
IX Región
VIII Región
VII Región
VI Región
R. M.
V Región
II Región
(miles de m3)
14.000.000
12.000.000
10.000.000
8.000.000
6.000.000
4.000.000
1
2.000.000
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
80
PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL 2002-2011
CONSUMO SECTORIAL
Escenario: considera proyección de demanda de gas natural en aquellas regiones que al 2002 cuentan con el energético y ademas a partir
del 2004 la materializacion de proyectos de transporte de gas natural en otras regiones (VII, IX, X Y XII)
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Consumo Anual (Mm3)
Termoeléctrico
Petroquímica
Residencial
Comercial
Industrial
406.839
452.032
510.855
630.335
715.322
790.876
852.213
903.195
951.461
993.958
78.470
87.181
100.098
117.385
130.532
140.928
149.445
156.928
163.256
169.217
1.044.913
1.318.791
1.528.801
1.775.160
1.912.796
2.021.377
2.103.040
2.189.386
2.275.762
2.353.741
2.930.570
3.266.916
3.450.551
4.344.128
4.947.902
5.640.046
5.936.971
6.522.342
7.133.179
8.194.864
10,4%
8,9%
9,4%
12,1%
Residencial
Comercial
Industrial
1,11
1,24
1,40
1,73
1,96
2,17
2,33
2,47
2,61
2,72
0,21
0,24
0,27
0,32
0,36
0,39
0,41
0,43
0,45
0,46
2,86
3,61
4,19
4,86
5,24
5,54
5,76
6,00
6,23
6,45
Crec. Prom.
anual
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Transporte
TOTAL
3.045.000
3.051.000
3.112.000
3.782.000
3.782.000
3.782.000
3.782.000
3.782.000
3.782.000
3.782.000
Refinerías y
Procesos ENAP
662.549
676.610
704.731
704.731
704.731
704.731
704.731
704.731
704.731
704.731
14.919
19.206
26.386
37.915
50.335
67.692
87.610
103.396
114.357
125.115
8.183.260
8.871.735
9.433.422
11.391.654
12.243.618
13.147.650
13.616.009
14.361.978
15.124.746
16.323.626
2,4%
0,7%
26,7%
8,0%
Transporte
TOTAL
0,04
0,05
0,07
0,10
0,14
0,19
0,24
0,28
0,31
0,34
22,42
24,31
25,84
31,21
33,54
36,02
37,30
39,35
41,44
44,72
Consumo Diario Medio (MMm3)
Termoeléctrico
Petroquímica
Refinerías y
(XIIa)
Procesos ENAP
8,03
8,34
1,82
8,95
8,36
1,85
9,45
8,53
1,93
11,90
10,36
1,93
13,56
10,36
1,93
15,45
10,36
1,93
16,27
10,36
1,93
17,87
10,36
1,93
19,54
10,36
1,93
22,45
10,36
1,93
PROYECCIÓN CONSUMO SECTORIAL DE GN
2002-2011
18.000.000
16.000.000
14.000.000
Transporte
12.000.000
(miles de m3)
Refinerías y
Procesos ENAP
Petroquímica
10.000.000
Termoeléctrico
8.000.000
Industrial
6.000.000
Comercial
4.000.000
Residencial
2.000.000
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
81
PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL 2002-2011
CONSUMO GN NACIONAL E IMPORTADO
Escenario: considera proyección de demanda de gas natural en aquellas regiones que al 2002 cuentan con el energético y ademas
a partir del 2004 la materializacion de proyectos de transporte de gas natural en otras regiones (VII, IX, X Y XII)
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Nacional
Magallanes (XII)
2.073.438
2.083.141
2.102.135
2.214.429
2.225.032
2.235.953
2.247.201
1.601.787
1.614.721
1.627.013
Importado Cuenca
Austral (Arg)
1.731.000
1.737.000
1.800.436
2.381.445
2.393.692
2.394.406
2.395.134
3.052.877
3.053.635
3.054.407
-2,7%
6,5%
Crec. Prom.
anual
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Nacional
Magallanes (XII)
2.073
4.157
6.259
8.473
10.698
12.934
15.181
16.783
18.398
20.025
Aporte mg
Consumo Anual (Mm3)
Importado Cuenca
Importado Cuenca
Neuquén (Arg)
Noroeste (Arg)
2.995.664
1.383.158
3.545.812
1.505.782
4.001.048
1.569.428
5.092.176
1.703.603
5.881.140
1.743.753
6.609.881
1.907.410
6.928.156
2.045.517
7.591.064
2.116.249
8.321.891
2.134.499
9.489.456
2.152.749
13,7%
TOTAL
8.183.260
8.871.735
9.473.046
11.391.654
12.243.618
13.147.650
13.616.009
14.361.978
15.124.746
16.323.626
8,0%
5,0%
Consumo Acumulado (MMm3)
Importado Cuenca Importado Cuenca
Importado Cuenca
Austral (Arg)
Neuquén (Arg)
Noroeste (Arg)
1.731
2.996
1.383
3.468
6.541
2.889
5.268
10.543
4.458
7.650
15.635
6.162
10.044
21.516
7.906
12.438
28.126
9.813
14.833
35.054
11.859
17.886
42.645
13.975
20.940
50.967
16.109
23.994
60.456
18.262
16,3%
19,5%
49,3%
TOTAL
8.183
17.055
26.528
37.920
50.163
63.311
76.927
91.289
106.414
122.737
100,0%
14,9%
de c/cuenca
PROYECCIÓN CONSUMO GN POR ORIGEN
2002-2011
18.000.000
Importado
Cuenca
Noroeste (Arg)
16.000.000
14.000.000
Importado
Cuenca
Neuquén (Arg)
miles de m3
12.000.000
10.000.000
8.000.000
Importado
Cuenca
Austral (Arg)
6.000.000
4.000.000
Nacional
Magallanes
(XII)
2.000.000
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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BRASIL
ESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA DE GAS NATURAL
La industria brasileña de gas natural tuvo históricamente una configuración organizacional
basada en un monopolio público estatal, en el cual Petrobrás integraba horizontal y verticalmente
todas las etapas de la cadena productiva, con excepción de la distribución, que correspondía
constitucionalmente a los estados federales. De esta forma, la empresa estatal tenía el monopolio
legal de las actividades de exploración, producción, procesamiento y transporte.
En los noventa el gobierno brasileño llevó a cabo un proceso de reforma de la actividad que
propició una mayor participación del sector privado nacional y extranjero en las actividades
relacionadas con el gas natural, una salida del estado de las actividades productivas para pasar a las
regulatorias y la introducción de la competencia en aquellas etapas del sector donde fuera posible.
Las actividades de exploración y producción, importación y exportación y transporte permanecieron
monopolizadas por el estado nacional, pero con la posibilidad de que empresas privadas puedan
realizar dichas actividades mediante la concesión o autorización de la Agencia Nacional de Petróleo
(ANP).
Con la quiebra del monopolio legal de Petrobrás diversas empresas pasaron a actuar en
diferentes actividades de exploración y producción a través de la participación en las licitaciones de
zonas realizadas por la ANP. En el segmento de transporte, la llegada de nuevos agentes fue más
compleja debido a los elevados montos de inversión requeridos para armar la infraestructura de
transporte. No obstante, algunas empresas se incorporaron a esta actividad participando de
consorcios o de empresas constituidas específicamente para la construcción de los gasoductos. En la
distribución, la entrada de nuevos participantes ocurrió mediante la adquisición de participaciones
en las empresas estaduales de distribución de gas natural, quedando los estados federales como
accionistas mayoritarios. A pesar de la entrada de operadores privados, Petrobrás y los estados
federales continúan teniendo un importante peso en las actividades del sector.
El mercado brasileño de gas natural puede considerarse incipiente. La participación de gas
natural en la matriz energética primaria fue de apenas 6% en el año 2001. La oferta de energía está
liderada el petróleo, mientras que en un segundo orden se ubican la energía hidráulica, la leña, el
carbón y los derivados de la caña de azúcar.
Matriz primaria energética - Año 2001
Hidráulica
13,0%
Leña
11,6%
Caña
11,7%
Carbón
7,1%
Gas natural
6,6%
Petróleo
45,4%
Fuente: ANP.
Otras fuentes
2,2%
Uranio
2,3%
En Brasil el gas natural se destina principalmente al sector industrial que abarca un 63% del
consumo final, básicamente a la industria siderúrgica, la química, la papelera y la de producción de
cerámicas. En segundo lugar se ubica la demanda proveniente de las centrales termoeléctricas que
concentra un 26% del consumo de gas natural, seguido por la utilización de GNC en el transporte
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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que participa con el 7,2%, mientras que el consumo residencial abarca sólo con el 1,8% de la
demanda, destino en el que dominan el gas de garrafa (GLP), la leña y el carbón.
Geográficamente, el consumo de gas natural se concentra en la región sudeste, que participa
con un 56% de la demanda, especialmente en los estados de San Pablo (26%) y Río de Janeiro
(22%). Por su parte, la región Nordeste recibe el 29% del gas consumido en Brasil, en particular el
estado de Bahía (17%), en tanto la región Sur demanda el 14% del gas (Paraná: 1,4%, Santa
Catarina: 2,5% y Río Grande del Sur: 10,1%).
CONSUMO DE GAS NATURAL POR DESTINO AÑO 2001
Usinas
eléctricas
26,4%
DESTINO DE GAS NATURAL EN LA INDUSTRIA AÑO
2001
Cemento
1,3%
Otras
17,7%
Química
32,1%
Minera
4,5%
Residencial
1,8%
Industria
62,9%
Comercial
1,7%
Transporte
7,2%
Fuente: ANP.
Textil
4,4%
Alimentos y
bebidas
6,1%
Pepelera
7,4%
Cerámica
8,6%
Siderúrgica
18,0%
Distribución geográfica del consumo - Año 2001
Nordeste
29,3%
Sudeste
56,1%
Centro Oeste
0,6%
Sur
14,0%
Fuente: ANP.
Por otra parte, las reservas y la producción de gas natural se concentran principalmente en
la región sudeste, en el estado de Río de Janeiro que tiene cerca de la mitad de las reservas
comprobadas y un 42% de la producción de gas natural, con participaciones menores de Espíritu
Santo y San Pablo. La actividad extractiva también es importante en el norte del país, en los estados
de Amazonas (reservas comprobadas: 20% y producción: 17%), de Bahía (reservas comprobadas:
9% y producción: 14%) y Río Grande del Norte (reservas comprobadas: 9% y producción: 9%). En
tanto en los estados del sur como Santa Catarina, Paraná y Río Grande del Sur prácticamente no
cuentan con el recurso natural.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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Reservas y producción por jurisdicción:
Año 2001
Reservas (mill. m3)
Totales Comprob.
Rio de Janeiro
Amazonas
Bahia
Rio Grande do Norte
Espírito Santo
Alagoas
Sergipe
Sao Paulo
Ceará
Paraná
TOTAL
159.425
75.324
33.603
19.223
19.230
10.155
7.374
4.273
1.239
2.527
332.373
106.246
44.549
19.967
19.848
11.787
6.920
4.996
4.273
1.186
68
219.841
Reservas dist. %
Producción
Totales Comprob. (mill. m3) Dist. %
48,0%
22,7%
10,1%
5,8%
5,8%
3,1%
2,2%
1,3%
0,4%
0,8%
100,0%
48,3%
20,3%
9,1%
9,0%
5,4%
3,1%
2,3%
1,9%
0,5%
0,0%
100,0%
5.968
2.427
1.966
1.198
389
763
812
344
93
85
14.045
Res/producción (años)
Totales
Comprob.
42,5%
17,3%
14,0%
8,5%
2,8%
5,4%
5,8%
2,4%
0,7%
0,6%
100,0%
26,7
31,0
17,1
16,1
49,5
13,3
9,1
12,4
13,3
29,6
23,7
17,8
18,4
10,2
16,6
30,3
9,1
6,2
12,4
12,8
0,8
15,7
Fuente: ANP.
En los primeros ocho meses de 2002 la oferta interna de gas natural (producción más
importaciones) alcanzó los 36,8 millones de m3 diarios, de los cuales cerca de un 40% fueron
abastecidos por las importaciones desde Bolivia (comenzaron en julio de 1999) y desde Argentina
(se iniciaron en junio de 2000), de las cuales el 91,6% ingresa desde el primer país.
En la actualidad son tres los gasoductos de importación que llevan el gas a Brasil. El
gasoducto Bolivia - Brasil (operado por TBG), el gasoducto Uruguayana - Porto Alegre (trechos 1 y
3 - operado por TSB), cuyo segundo tramo que une Uruguayana con Porto Alegre está en
construcción, y el gasoducto lateral de Cuiabá (operado por Gasocidente). Esta red tiene una
extensión total de la red de 2.900 kms y una capacidad de transporte de gas de 35,6 millones de m3
diarios (ver cuadro). Con la finalización del segundo trecho del gasoducto Uruguayana - Porto
Alegre la extensión de la red aumentará a 3.465 kms y la capacidad de transporte a 44,8 millones de
m3 diarios.
Gasoductos de transporte de gas importado - Año 2002
Gasoducto
Bolívia - Brasil (*)
Trecho Norte
Trecho Sur
Lateral Cuiabá
Uruguaiana - Porto
Alegre (**)
Trecho 1
Trecho 2
Trecho 3
TOTAL
Estado
Diámetro
(pulgadas)
Extensión
(km)
Capacidad
(mill. m3
diarios)
Operando
Operando
24 a 34
16 a 24
1.418
1.165
30,0
Operando
18
267
2,8
Operando
Construcción
Operando
24
25
565
25
3.465
12,0
44,8
(*) El trecho norte corresponde al trayecto entre Corumbá y Guararema, en tanto el trecho sur
corresponde al trayecto entre Guararema y Canoas.
(**) Trecho (1): frontera hasta punto de entrega de Uruguayana, trecho (2): Uruguayana hasta
Puerto Alegre y trecho (3): Copesul hasta Porto Alegre.
Fuente: en base a datos de ANP.
El gasoducto Bolivia - Brasil une Santa Cruz de la Sierra (Bolivia) con Porto Alegre (Río
Grande del Sur-Brasil) pasando por el estado de San Pablo entre otros. Está compuesto de dos
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
85
trechos, el norte que une Corumbá (Mato Grosso del Sur) con Guararema (San Pablo), y el sur que
conecta Campinas (San Pablo) con la refinería Alberto Pasqualini en Canoas (Río Grande del Sur) y
abastece de gas los estados de Paraná, Santa Catarina y Río Grande del Sur. La mayor parte del gas
transportado se consume en el estado de San Pablo (75,0%), 3,6% fue consumido por el estado de
Mato Grosso del Sur, 8,8% por el estado de Paraná, 6,9% por el Santa Catarina y 6,1% por Río
Grande del Sur. Cabe destacar que en la estación de entrega de Canoas al final del trayecto sur del
gasoducto se realizan transferencias de gas al trecho 3 del gasoducto Uruguayana-Porto Alegre.
El gasoducto Lateral Cuiabá tiene una extensión de 267 km y conecta el trecho boliviano
del Gasoducto Bolivia-Brasil (Gasbol) con Cuiabá en el estado de Mato Grosso, pasando por San
Matías (Bolivia), y por Cáceres, Nossa Senhora do Livramento, Poconé y Várzea Grande en Mato
Grosso. Todo el gas transportado por este ducto se destina a la central termoeléctrica de Cuiabá.
Finalmente, el gasoducto Uruguayana-Porto Alegre tiene una extensión prevista de 615 kms
y está formado por tres trechos: el trecho I, con 25 kms de extensión, que une Paso de los Libres
(Argentina) con Uruguayana (Río Grande del Sur); el trecho II, con un recorrido de 565 kms, que
conecta el trecho I con la refinería Alberto Pasqualini (REFAP) en Canoas (Río Grande del Sur); y
el trecho III, con 25 km de largo, que une la REFAP con Copesul una petroquímica ubicada en
Triunfo (Río Grande do Sur). En la actualidad, sólo están operando los trechos I y III. El trecho I
recibe gas argentino para la central termoeléctrica de Uruguayana, en tanto el trecho III, conectado
con el gasoducto Bolivia-Brasil abastece de gas boliviano a REFAP y a Copesul.
En los primeros ochos meses del año esta red de gasoductos transportó 14,5 millones de m3
diarios, lo que implica un nivel de utilización del sistema del 41%. En el caso del gasoducto Bolivia
- Brasil, el volumen importado alcanzó 11,4 millones de m3 diarios en el mismo lapso con un nivel
de utilización de 38%, el gasoducto de Cuiabá transportó 1,4 millones de m3 diarios a la usina
termoeléctrica de Cuiabá II y registró un grado de utilización de 48%, en tanto el ducto
correspondiente al tramo 1 del trayecto Uruguayana - Porto Alegre que abastece a la usina
termoeléctrica de Uruguayana operó 1,8 millones de m3 diarios con un nivel de utilización de 64%.
Utilización del sistema de gasoductos de importación
Ocho meses de 2002
Total
Gas transp. (mill. m3/d)
Capacidad (mill. m3/d)
Grado utilización
14,5
35,6
40,9%
BoliviaBrasil
11,4
30
38,0%
Cuiabá
1,4
2,8
48,3%
Urug.-PE
(trecho I)
1,8
2,8
63,7%
Fuente: en base a datos de ANP.
PERSPECTIVAS
El mercado brasileño de gas natural presenta un significativo potencial de crecimiento. Se
espera una participación cada vez mayor del gas natural en la matriz energética, dado que aparece
un sustituto conveniente de varios combustibles en algunas utilizaciones como la calefacción,
provisión de agua y hornos industriales, y para la generación de energía eléctrica a través de las
plantas de ciclo combinado.
Sin bien la generación de electricidad seguirá estando concentrada en la energía
hidroeléctrica por el elevado potencial de las cuencas fluviales brasileñas, el desarrollo de los
generadores térmicos apunta a cubrir la necesidad estratégica de complementar la hidroelectricidad
como forma de minimizar las consecuencias negativas de los regímenes hidrológicos críticos.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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Además las centrales hidroeléctricas tienen períodos más largos de construcción y requieren
mayores niveles de inversión en comparación a las centrales térmicas de ciclo combinado. De esta
forma, el Plan Decenal 2002-2011 que intenta implementar el Ministerio de Minas y Energía prevé
para 2011 una caída de la participación de la hidroelectricidad de 77,1% en la actualidad hasta
73,6%, mientras que la participación de la termoelectricidad pasaría de 20,2% a 21,8% en el mismo
lapso, lo que implicará un aumento de unos 10.400 MW en la capacidad de generación
termoeléctrica con el consiguiente impacto en la demanda de gas natural.
Otro uso del gas natural que tendría un importante dinamismo en los próximos años es el
del gas natural comprimido destinado a la utilización como combustible vehicular, que aparece
como una alternativa más económica con relación a otros combustibles. Se espera para los
próximos años un proceso de sustitución de gas oil por GNC en las flotas de ómnibus en los grandes
centros de población.
En este contexto, el gobierno brasileño espera que la participación del gas natural en la
matriz energética pase de 5/6% en la actualidad hasta alcanzar el 10/12% hacia 2010, lo que
significaría un aumento de la demanda de gas natural de los 36 millones de m3 diarios actuales
hasta 120 millones m3 diarios en 2010. Considerando que el 40% del gas natural consumido en
Brasil proviene de las importaciones, el crecimiento de la demanda doméstica implica en principio
un potencial aumento de las importaciones provenientes tanto de Bolivia como de Argentina.
Dada la disponibilidad de importantes reservas gasíferas y la productividad de los pozos
perforados Bolivia y Argentina cuentan con precios del gas natural en boca de pozo sensiblemente
inferiores a los registrados en Brasil. Considerando el año 2001, en Bolivia el precio en boca de
pozo alcanzaba los u$s 37,3 por mil m3 y en las cuencas argentinas del noroeste y neuquina u$s
44,1 y u$s 53,8 por mil m3, frente a un promedio cercano a u$s 80 cada mil m3 en Brasil. En el
caso Argentino con la fuerte depreciación de la moneda local frente al dólar a partir de principios de
2002, el precio del gas natural cayó por de debajo de los u$s 20 por mil m3.
Precios medios de referencia del gas natural por jurisdicción:
Año 2001.
Estados
Brasil
Amazonas
Ceará
Rio Grande do Norte
Alagoas
Sergipe
Bahia
Espírito Santo
Rio de Janeiro
São Paulo
Paraná
Santa Catarina
U$S/mil m³
79,75
70,23
80,79
82,79
73,97
75,30
79,53
74,18
81,40
77,76
92,29
92,29
U$S/millones
BTU (1)
2,14
1,88
2,16
2,22
1,98
2,02
2,13
1,99
2,18
2,08
2,47
2,47
Precios en Argentina y
Bolivia
Arg - Noroeste - 2001
Arg - Neuquina - 2001
Arg - Noroeste - 2002
Arg - Neuquina - 2002
Bolivia - 2001
U$S/mil m³
U$S/millones
BTU (1)
44,1
53,8
16,8
19,6
37,3
1,18
1,44
0,45
0,53
1,00
Fuente: ANP (Brasil) y Secretaría de Energía (Argentina).
(1) Factor de conversión: mil m³ = 37,329 millones de BTU
Asimismo, la situación de cercanía geográfica de Bolivia y Argentina respecto de los
grandes centros de consumo de Brasil ubicados en el Sur y en el Sudeste, como Porto Alegre, San
Pablo y Río de Janeiro, hace que estos países se encuentran en buenas condiciones para abastecer de
gas a estos mercados. En tanto, los países ubicados en la costa del Pacífico, como Perú, Ecuador y
Colombia, por ahora carecen de reservas o infraestructura suficientes como para plantear un aporte
importante de volúmenes de gas para la exportación a Brasil en forma inmediata.
Con este panorama, las posibilidades de incrementar las exportaciones de gas argentino con
destino a Brasil dependerán de la evolución de la demanda brasileña, la producción de gas y la
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.
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política interna de precios para el gas natural establecida en Brasil, la evolución del abastecimiento
desde Bolivia, el precio del gas boliviano y del costo del transporte del gas argentino hacia los
centros de consumo brasileños.
Respecto de la oferta de gas en Brasil y el desarrollo de nuevos yacimientos en dicho país
debe tenerse en cuenta que las cuencas sedimentarias en explotación con mayores posibilidades de
éxito exploratorio se encuentran en las cercanías de los mercados consumidores, principalmente en
la región del Sudeste, en la plataforma continental en el estado de Río de Janeiro, y en menor
medida en los estados de San Pablo y Espíritu Santo, lo que puede amenazar en alguna medida las
posibilidades de desarrollo del mercado brasileño para Argentina y Bolivia.
Suponiendo que se verifican las estimaciones del crecimiento de la demanda de gas natural
(consumos residenciales, comerciales, industriales y de las usinas eléctricas) realizadas por el
gobierno brasileño, la demanda de gas crecería un 16% anual hasta el 2010 (tasa de crecimiento por
debajo del 22% promedio de los años 1999-2002), lo que representa un incremento del consumo
diario de gas de 84 millones de m3 entre 2002 y 2010. Si se mantiene la participación de las
importaciones provenientes de Bolivia y Argentina dentro de la oferta interna (40%), las mismas
registrarían un aumento de 34 millones de m3 diarios en ese lapso. Este incremento alcanzaría a
cubrir la capacidad ociosa actual del gasoducto Bolivia-Brasil (18,6 millones de m3 diarios).
También cubriría la expansión del trecho II del gasoducto Uruguayana-Porto Alegre que tendrá una
capacidad de transporte de 12 millones de m3 diarios (actualmente se exportan 1,8 millones de m3
diarios por esta vía), lo que implicaría un crecimiento potencial de las exportaciones argentinas de
gas hacia Brasil desde los actuales 550 millones de m3 anuales hasta alcanzar los 4.380 millones de
m3 anuales en 2010. De esta forma quedaría un resto de 4,8 millones de m3 diarios a ser
abastecidos por ambos países en nuevos gasoductos, de los cuales podría considerarse, de acuerdo a
la relación de consumo del Sur y del Sudeste de Brasil, que el 20% sería abastecido por Argentina
con destino a los estados sureños y el restante 80% por Bolivia a los estados del sudeste (el menor
costos del gas boliviano le otorga al país del altiplano ventajas comparativas en relación al gas
argentino en cuanto a abastecer los mercados del sudeste). Esto elevaría el volumen de
exportaciones argentinas a Brasil a 4.730 millones de m3 en 2010.
En este contexto, el abastecimiento de la región Sudeste concentra mayores dificultades
para el gas argentino por la cercanía de los yacimientos de Río de Janeiro y del gas boliviano. En
consecuencia, las posibilidades de incremento de las exportaciones argentinas a Brasil se
concentrarían en el abastecimiento de la región del Sur hasta Porto Alegre. Y en este sentido,
además de la construcción ya en marcha del trecho II del gasoducto Uruguayana-Porto Alegre, la
ANP ya tiene autorizada la extensión del gasoducto Cruz del Sur que llega a Montevideo hasta
Porto Alegre.
Sin embargo y pese a estar estos proyectos en ejecución, existen algunos otros en estudio
que proponen enviar gas desde la cuenca boliviana también a la zona sur de Brasil a través del
tendido de dos nuevos gasoductos: un paralelo al ya existente Bolivia-Brasil y el “Gasoducto de la
Integración” (GI), con la idea que este último ingrese a Brasil a la altura de Misiones (con un
gasoducto lateral que abastecería la ciudad de Asunción) para desde allí avanzar en dirección a
Porto Alegre pero sin llegar a esta última ciudad, virando hacia el norte hasta alcanzar Brasilia pero
también contemplando la posibilidad de abastecer a Uruguay. A nuestro entender, en la actual
coyuntura y con las perspectivas de consumo que se manejan para el sur de Brasil (y también
Uruguay) para los próximos años, no existe peligro de que el gas argentino pueda ser sustituido por
gas boliviano en esta región por cuanto no se justifica realizar tamaña inversión con esa carga de
demanda. Tampoco lo justifica si es que se pretende alimentar a zonas de Uruguay, ya que por lo
pequeño de este mercado los gasoductos que hacia allí se trazan sólo tienen sentido económico si se
los considera como zonas de paso y el verdadero fin es alimentar otras ciudades de mayor demanda
(como es el caso del gasoducto Cruz del Sur, cuyo extensión a Montevideo se realizará sólo si se
logran acordar contratos de suministro a Porto Alegre que demanden también la extensión hasta allí
del Cruz del Sur). Sí en cambio se puede pensar en abastecer a Asunción y otras regiones de Brasil
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
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situadas en las inmediaciones de San Pablo y al norte del mismo, pero para ello no haría falta un
nuevo gasoducto troncal sino que se podría pensar en un lateral del BTB. Por lo tanto y al menos
hasta el 2010, no creemos que existan razones económicas que justifiquen una sustitución del gas
argentino por gas boliviano en el sur brasileño a través de un nuevo tendido de gasoductos.
N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio:
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