Abastecimiento de Gas Natural

   

Temas

  1. Introducción
  2. Panorama energético en el Cono Sur
    1. Breve descripción del mercado
    2. Breve descripción de la crisis energética Chile-Argentina
    3. Situación actual: cambios provocados por la crisis
  3. El mercado internacional del gas natural
  4. Evaluación de la situación actual de los mercados electro-gasíferos
  5. Evaluación de la situación futura de estos mercados
  6. Conclusiones
  7. Bibliografía

 

Contacto:

2.      Panorama energético en el cono sur.

 

Latinoamérica es una región que cuenta con muchos recursos naturales energéticos distribuidos entre las naciones, y sus niveles de explotación y producción son muy variables según sea el mercado y los mecanismos de incentivo que existan.  

A continuación se describirán las principales características de los mercados energéticos de la región, poniendo énfasis en los mercados eléctricos y de gas natural, que son los relevantes para los objetivos de este estudio.

 

2.1. Breve descripción del mercado

a)      Recursos y Capacidades de la Región

En términos generales, el recurso energético más utilizado en la región es el petróleo y sus derivados, destacando la alta participación que tiene el gas natural en Venezuela y Argentina, debido a que se ha alentado su consumo a precios bajísimos en comparación al nivel de precios internacional de este insumo. (Ver figura 1)

 

Figura 1: Participación de energías primarias en países Sudamericanos (2005)

Fuente: BP, 2006

En la siguiente figura se observan los principales campos gasíferos de Sudamérica, y su nivel de reservas probadas y probables.

 

Figura 2: Principales campos gasíferos en Sudamérica

Fuente: Arthur D Little, 2006

Nota: 1 TPC = 0.028 Tm3

 

El siguiente gráfico muestra las reservas probadas y probables de gas natural en la región, y su relación con la producción y consumos actuales:

Figura 3: Potencial de Integración: Relación entre Reserva y demanda proyectada por país

Fuente: Arthur D Little, 2006

Nota: 1 TPC = 0.028 Tm3 

 

Venezuela y Bolivia son los países cuyas reservas le permiten situarse como exportadores de gas al resto de la región.  Sin embargo el 90% de las reservas venezolanas se considera "asociado", es decir es "reinyectado" en los campos petrolíferos para mantener la presión que necesitan los yacimientos para producir petróleo. Venezuela está importando gas para sus necesidades internas, en continuo crecimiento a causa de lo obsoleto de las instalaciones, y sus altos consumos residenciales e industriales.

Otro aspecto necesario de considerar cuando se estudia la complementariedad entre recursos energéticos, es el potencial hidroeléctrico de los países de la región.

Figura 4: Potencial Hidroeléctrico y capacidad explotada al 2005 (Valores en GW)

Fuente: CIER y OLADE

 

No es posible desarrollar todo el potencial hidroeléctrico debido a altos requerimientos de capital, altos costos de transmisión y requisitos ambientales cada vez más exigentes.

Sin embargo, la energía hidroeléctrica continúa siendo con gran margen la principal fuente primaria para la generación eléctrica en la región, como se aprecia en la siguiente figura:

 

 

Figura 5: Composición del abastecimiento de energía eléctrica  en 2005

Fuente: CIER 

Sin embargo, en los últimos 12 años, la aparición de los ciclos combinados a gas natural ha posibilitado un aumento de la capacidad de generación térmica en la zona, debido a sus bajos costos de producción. El siguiente gráfico muestra que en el decenio 1995 – 2005, la adición de potencia instalada en los sistemas se realiza con una alta componente térmica.

 

Figura 6: Composición del aumento de potencia instalada 1995-2005

Fuente: CIER           

El siguiente gráfico muestra la participación total de los distintos tipos de generación eléctrica en la región de países asociados a CIER (Comisión de Integración Energética Regional, participan 10 países de Sudamérica).

Figura 7: Resumen de la distribución de la potencia  instalada y generación anual  2005, entre los tipos de insumos utilizados (año 2005)  

Fuente: CIER

 

b)      Demanda y Oferta de energía en la Región

Para efectos de análisis, conviene dividir Latinoamérica en 5 sub-regiones (OLADE):

·        México

·        América Central

·        Caribe

·        Países Andinos (CAN: Colombia, Venezuela, Ecuador, Perú y Bolivia)

·        Cono Sur (Brasil, Paraguay, Uruguay, Argentina, Chile)

Los siguientes gráficos muestran la evolución de las demandas y generaciones de electricidad en las sub-regiones, y del consumo y producción de gas natural, en escenarios de baja integración energética entre los países, y de alta integración. OLADE ha estimado que la diferencia entre estos escenarios equivale a un aumento de 1% del PIB para el caso con alta integración energética en gas natural y electricidad, por sus efectos positivos en la competitividad y crecimiento.

 

 

Figura 8: Proyección del consumo de Energía Eléctrica [TWh]

Fuente: OLADE, 2006

 

Figura 9: Proyección de la generación de Energía Eléctrica [TWh]

Fuente: OLADE, 2006

 

 

 

Figura 10: Proyección del consumo de gas natural [109 m3]

Fuente: OLADE, 2006

 

 

Figura 11: Proyección de la producción de gas natural [109 m3]

Fuente: OLADE, 2006

 

Si observamos el consumo per-cápita de electricidad en la siguiente figura, se observa que si bien ha aumentado en la última década, todavía es muy inferior al de países desarrollados, por lo que existe un amplio margen de crecimiento lo que constituye un importante desafío energético para sostener el progreso de las sociedades de la región.  

Figura 12: Consumos per-cápita en países de la región (años 1995 y 2005) en KWh/habitante.

Fuente: OLADE, 2006

 

c)      Comercialización internacional de electricidad y gas

Durante la década de los 90, se desarrollaron diversas iniciativas de interconexiones de gas y electricidad. Diversos fueron los acuerdos internacionales que se alcanzaron en la materia, a nivel de la Región Andina (Decisión CAN 536 de 2002), Centroamérica (Tratado Marco) y MERCOSUR (Decisión CMC 10 de 1998).

c.1) Intercambios eléctricos 

En el año 2004, los intercambios de electricidad a través de las interconexiones representaron un 0,7 % ﴾5,7 GWh / 793 GWh﴿ de la demanda de energía en Sudamérica.

Si se utilizase la totalidad de potencial de estas interconexiones, este valor llegaría al 4 %. Para el 2010 se prevé que el intercambio de energía entre países llegue al 7% de la energía generada. Esta situación se muestra en el siguiente gráfico:

 

 

Figura 13: Energía Generada versus Energía por Interconexiones en Sudamérica (2004)

Fuente: CIER

Al año 2004, se disponía en Sudamérica de una reserva de potencia del 41 %. La potencia de las interconexiones equivale a un 4% de la demanda de potencia, y se prevé que este valor llegue al 7% en el 2010. Esta situación se muestra en el siguiente gráfico:

Figura 14: Potencia instalada versus Potencia por Interconexiones en Sudamérica (2004)

Fuente: CIER

Para efectuar el intercambio eléctrico, se han construido diversos sistemas de transmisión. En las siguientes figuras se muestran las centrales multinacionales y redes de interconexiones entre países al año 2005.

 

 

Figura 15: Mapa de centrales multinacionales y redes de interconexión entre países

de Sudamérica al año 2005

Fuente: CIER

 

 

Figura 16: Tabla de centrales multinacionales y redes de interconexión entre países

de Sudamérica al año 2005

Fuente: CIER

 

c.2) Intercambios gasíferos

Entre las décadas de 1960 y de 1990, las exportaciones de Bolivia a Argentina fueron los únicos casos de intercambio en base al gas. La expansión de la generación térmica con gas natural dio lugar a una ampliación en el comercio regional de gas natural, con Bolivia y Argentina como exportadores. Entre 1996 y 2002 se construyen 7 gasoductos Argentina - Chile, Gasoducto Bolivia - Brasil (3150 km), Gasoducto Argentina - Brasil y Gasoducto Argentina – Uruguay.

La siguiente figura muestra los intercambios de gas alcanzados en el período en millones de metros cúbicos por día.          

 

Figura 17: Intercambios en el Mercado regional de Gas Natural al año 2004

Fuente: CIER.

Sin embargo, desde comienzos de la presente década ha surgido una crisis en los procesos de integración, originada en variados factores:

·        Incremento significativo en los precios del petróleo (del orden de 70 US$/barril) y del precio internacional del gas que puede alcanzar valores que superan a los 7 US$/MMBTU.

·        Inestabilidad política/económica en los países de la región, donde ha existido retroceso de los procesos liberalizadores iniciales, como en Bolivia y Argentina. Ello ha tensionado las perspectivas de integración entre Bolivia-Brasil y Argentina-Chile, llegando a situaciones de ruptura unilateral de contratos de largo plazo.

Ello ha impulsado a Chile y Brasil a considerar alternativas de abastecimiento que incluyen el uso de GNL y biocombustibles para diversificar sus fuentes de energéticos.

Para el intercambio gasífero en la región, se han construido diversos gasoductos. En las siguientes figuras se muestra la red de gasoductos actual.

 

 

Figura 18: Mapa de la red de gasoductos de Sudamérica al año 2005

Fuente: CIER

 

 

Figura 19: Tabla con las características  de la red de gasoductos de Sudamérica al año 2005

Fuente: CIER

 

d)      Resumen por país de la situación actual de abastecimiento en la región (Fuente: CIER)

Argentina:

·        Restricciones en la inyección y transporte de gas han aumentado los costos

·        Incertidumbre de algunos agentes sobre seguridad de abastecimiento por falta de capacidad de generación

·        Inversiones privadas en generación se han reducido y el estado emprende o promueve proyectos (1600 MW en ciclos combinados, elevación de cota de Yacyretá, Atucha II)

 

Bolivia:

·        Ha emprendido la renegociación de los precios de exportación del gas y de los contratos de concesión con las empresas petroleras

·        Requiere la consolidación de la nueva situación y grandes inversiones para seguir ampliando la exportación de gas natural

Brasil:

·        En 2001 enfrentó una grave crisis de abastecimiento

·        A partir de 2004 ha desarrollado un nuevo modelo regulatorio con la expansión planificada mediante subastas centralizadas para la construcción de nueva capacidad

·        La construcción de los grandes “proyectos estructurantes” hidráulicos requiere altas inversiones y resolución de problemas ambientales

·        La disponibilidad de gas natural es aún limitada

Colombia:

·        La vulnerabilidad al fenómeno de El Niño es menor que en el pasado gracias a la expansión térmica, pero aún genera algunas incertidumbres

·        Para garantizar la expansión en la generación se acaba de aprobar una nueva metodología para el Cargo por Confiabilidad que mejora la remuneración de los generadores

Chile:

·        El 72% del consumo bruto de energía primaria proviene de importaciones (petróleo, carbón, gas natural). En los últimos 10 años, la participación del gas natural en la generación eléctrica pasó del 0% al 36%.

·        La reducción del suministro de gas argentino ha aumentado los precios y obligado a una estrategia de diversificación (GNL, carbón, fuentes renovables)

·        Cambio regulatorio establece licitaciones a largo plazo de los distribuidores para obtener contratos de abastecimiento

Ecuador:

·        La falta de capacidad de generación ocasiona problemas en los períodos de estiaje, solucionados parcialmente con importaciones (TIEs) de Colombia. El gobierno lanza un plan de emergencia de ahorro energético.

·        El aumento del consumo se dará sobre todo en el sector industrial con un 7,9% en los próximos 10 años. Están previstos nuevos proyectos de generación, fundamentalmente hidroeléctricos, a los que se agrega el segundo enlace con Colombia (Enero/2007) y la operación de la interconexión con Perú.

Paraguay:

·        Las centrales binacionales podrían asegurar abastecimiento ilimitado, pero existen problemas de transmisión

·        El precio de la capacidad de las binacionales ha generado interés en proyectos alternativos.

·        El Plan Estratégico del Sector Eléctrico de ese país prevé la inserción del gas natural a la matriz energética nacional, para lo cual se está trabajando en la búsqueda de yacimientos económicamente rentables y el desarrollo de proyectos de integración gasífera con Bolivia.

Perú:

        La sequía del año 2004, con distribuidoras sin contratos, suscitó dudas sobre la seguridad del abastecimiento. Cambio regulatorio importante para asegurar inversiones de generación: ley 28832 de julio de 2006.

        Se espera encontrar más gas en Camisea, llevando a ahorros en el precio de electricidad e incorporando nuevos proyectos de generación con esta fuente.

Uruguay:

        El retraso de inversiones hace vulnerable al sistema ante la sequía.

        Carencia de fuentes fósiles nacionales y de nuevos proyectos hidráulicos dificulta la expansión.

Venezuela:

        El país posee enormes recursos en fuentes primarias pero requiere grandes inversiones en capacidad de generación y abastecimiento de gas. Existen restricciones a la disponibilidad de gas para generación térmica en la zona occidental.

        Para un escenario alto, se prevé que los requerimientos de generación se incrementen en un 37% para el 2012. Ya se tiene previsto instalar 4.140 MW en los próximos dos años

 

   
Ultima Actualización: Mayo 27, 2007 Descargar Documento Completo en Versión .PDF

IEE3372 - Mercados Eléctricos (2007)