Gas natural en el cono sur

Por: Alvaro Ríos Roca

El gas natural continuara siendo un energético en creciente demanda en las próximas tres a cuatro décadas. Entre sus ventajas esta su menor grado de contaminación durante su combustión, su alta eficiencia en las plantas de ciclo combinado y en fabricas industriales, así como la versatilidad de su uso en comercios, domicilios y vehículos Su gran desventaja, está asociada a su dificultad en su transporte y almacenamiento, que inciden drásticamente en el costo, y por lo tanto, normalmente requiere de contratos de muy largo plazo y severas penalidades en los incumplimientos.

La reciente subida (y picos) en los precios del gas natural (4 $US/MMBTU solo 4 años atrás vs. 7 a 8 o mas $US/MMBTU recientes), que en cierta manera han acompañado a los volátiles precios del petróleo, están forjando que la demanda a nivel mundial disminuya y no sea la que se tenia prevista hace 4 o 5 años. La demanda de gas natural para generación eléctrica, que era el sector de mayor crecimiento, esta siendo transferida a energía hidráulica, energía nuclear y principalmente a proyectos de carbón. En China, por ejemplo, cada semana en promedio, se instala una nueva planta a carbón, con todo el efecto que esto tiene sobre la contaminación, los gases de efecto invernadero y el calentamiento global.

América Latina y el Caribe (y en particular el Cono Sur), es una región que ha apostado fuertemente al gas natural. El 31.4% de su matriz primaria al 2006 es en base a este combustible, comparado al 10.8% para la región de Asia y Pacifico o de 21.0% en África, países también considerados en vías de desarrollo.

La región cuenta con significativas reservas de gas en relación a su consumo o producción. Al 2006 la relación reservas - producción y reservas - consumo es de aproximadamente 39 años, compensada por las fuertes exportaciones de Trinidad y Tobago y las importaciones de México (via LNG y de Estados Unidos)

Un análisis de la situación del gas natural en el Cono Sur, que involucra a Chile, Brasil, Argentina, Bolivia, Uruguay, Paraguay y Perú, resalta una muy patética situación en relación a las reservas, producción, demanda y falta de entendimiento para desarrollar marcos jurídicos y gestar confianza e inversiones.

Muy a pesar de las reservas probadas existentes y la potencialidad de nuevas reservas en Bolivia, la producción se ha estancado en aproximadamente 41 a 42 MMMCD. La demanda de su mercado interno esta en el orden de los 7 MMMCD, los compromisos actuales con Brasil, de 30 MMMCD para el GSA y de 2 MMMCD para Cuiaba y finalmente 7.7 MMMCD para la Argentina. Es decir, un déficit actual de producción de aproximada 4 a 5 MMMCD. Si a esto le sumamos que las restricciones de Argentina a Chile son casi por la totalidad de las exportaciones previstas, vemos que el Cono Sur esta con un déficit actual próximo a los 16 a 18 MMMCD. Sin duda que falta de entendimiento, adecuada planificación y de inversiones oportunas son la causa de esta coyuntura. Inversiones adicionales marginales en explotación es todo lo que se necesita el corto plazo.

No en vano, Brasil ha tenido que recurrir de emergencia a contratar dos plantas flotantes de regasificacion para traer LNG de fuera de la región, muy probablemente a precios mucho mas elevados. La primera con capacidad cercana a los 12 MMMCD que entrara en operación el 2008 y la segunda de 8 MMMCD en el 2009. Estos volúmenes estaban planificados anteriormente para ser suministrados desde Bolivia.

De igual manera, en Chile se está construyendo una planta regasificadora en Quinteros para recibir LNG (2009/2010) y se esta muy seriamente considerando otra en el norte, también probablemente a precios mucho mas elevados que los que se podrían obtener regionalmente. Situación que también parece algo incongruente debido a que los vecinos países, de alguna u otra manera son potenciales suministradores en el corto, mediano y largo plazo. En Perú, en Pampa Melchorita, se esta construyendo una planta de licuefacción para exportación de LNG a ultramar.

De la misma manera, se estudian dos regasificadoras en Bahía Blanca, Argentina y otra en Uruguay. Todo esto en vista de la potencial demanda que existe para el gas natural en casi todos los países del Cono Sur.

En relación a esta demanda futura y las reservas potenciales, se ha evaluado dos escenarios. Se ha tomando como base la demanda al año 2005 de 172 MMMCD y reservas probadas de 2,055 BMM para los países considerados. Un escenario de bajo crecimiento con las siguientes tasas de crecimiento anuales: 3.5% Argentina, 8.0% Bolivia, 6.0% Brasil, 2.5% Chile, 7.5% Paraguay, 11.0% Uruguay y Perú. Las reservas probadas serian suficientes únicamente hasta el 2025. Si consideramos el 50% de las reservas probables y posibles como adicionales, existen reservas suficientes hasta el año 2030.

Si consideramos un escenario de mas elevadas tasas de crecimiento de 5% Argentina, 10% Bolivia, 7.5% Brasil, 3.5% Chile, 9.0% Paraguay y 13.0% Uruguay y Perú, las reservas probadas solo son suficientes hasta el año 2022 y con el 50% de las reservas probables y posibles hasta el año 2027.

Definitivamente la producción y las reservas en el Cono Sur no están acompañando a la demanda y los países demandantes están buscando seguridad de abastecimiento con el LNG de ultramar. Falta de entendimiento político, barreras históricas, desconfianza e inseguridad jurídica están haciendo que las inversiones públicas y privadas no se den para abastecer oportunamente una demanda insatisfecha en una región que tiene potencial de descubrir nuevas reservas, desarrollar infraestructura  y ser autosuficiente.

No olvidemos que cuesta 2 a 3 $US/MMBTU traer (importar) el gas via LNG de fuera de la región y 2 a 3 $US/MMBTU sacarlo (exportarlo) de la región a otras partes del planeta, Mientras que un transporte subregional vía gasoducto o LNG (por la distancia) esta en el orden de 1 a 2 $US/MMBTU. Un diferencial neto de 3 $US/MMBTU en el transporte que se van a los astilleros del Japón.

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