La demanda de energía crecerá por efecto de las economías emergentes y la diversificación de los medios de transporte.
Existe bastante incertidumbre en el futuro y más aun con los efectos de la pandemia, por lo tanto, trataremos de analizar el rango de escenarios y enfocarnos en las alternativas más conservadoras. Dentro del Outlook de BP 2020, se ven 3 posibles escenarios: Business-as-usual (llevar los negocios y consumo energético como lo conocemos), Rapid (rápida transición) y Net Zero (cero emisión a 2050). Respecto al comportamiento de todos los combustibles fósiles, se ve una declinación a través del tiempo, más adelante haremos un análisis separado del Gas Natural. Como se puede ver en la ilustración 1, en ambos escenarios desciende su porcentaje de participación como energía primaria de 70% para 2030 y en 2050 a 65 y 20% dependiendo el camino que tomemos hacia la transición energética. Las energías renovables para transitar en los escenarios concordantes con el acuerdo de Paris requieren un crecimiento exponencial en este tipo de energía que para 2030 estén dentro el 10 al 20% y para 2050 estén representando entre el 40 al 60% de la energía primaria.
Finalmente es importante y claro entender que la demanda de electrificación crecerá de manera acelerada esto primordialmente por 2 factores como se puede evidenciar en la ilustración 2: Primero, el efecto en economías emergentes donde su PIB (GDP) a largo plazo estará en crecimiento y en la que sus sociedades transitan de familias de ingresos bajos a ingresos medios y con ello crece su demanda.
Segundo, la diversificación en la movilidad y medios de transporte, como también los requerimientos en la industria y el hogar como se observa en la ilustración 3.
escenarios anteriormente descritos. Tanto el escenario “Net Zero” y “Rapid” están asociados a cumplir los objetivos del acuerdo de París respecto a las emisiones de CO2, el segundo escenario mencionado es el más conservador, ya que cumple con los mínimos de dicho acuerdo para mantener según la proyección del Grupo Intergubernamental de expertos sobre el cambio climático (IPCC), el incremento de la temperatura media del planeta por debajo de los 2ᵒC en relación con la temperatura antes de la revolución industrial. Por último, el escenario “Business-as-usual”, representa el no tener cumplimiento de los objetivos ambientales anteriormente mencionados dados por la falta de incentivos y normativas de los gobiernos y que el comportamiento de la sociedad no se vea afectado respecto a su demanda de consumo de energéticos, esto se puede evidenciar en la ilustración 4.
A continuación, en la ilustración 5 mostramos los cambios en la matriz energética en función al tiempo y la proyección a 2050 en el escenario de rápida transición (Rapid). Los datos importantes para rescatar son que al petróleo como fuente de energía le tomo 60 años poder posicionarse como el líder de la matriz, al gas le tomo más de 75 años representar el 20% de dicha matriz y que para el año 2035 al 2050 en el escenario de transición rápida; aun representara alrededor del 25%. Por lo tanto, posiciona al gas natural como la segunda fuente de energía más importante y además lo define como el mejor aliado para una transición energética sustentable. Finalmente, como mencionamos anteriormente el crecimiento de las energías renovables para este escenario debe ser exponencial como muestra la ilustración 5 a continuación y requeriría de una inversión superior a los 700 billones de dólares, además que el crecimiento de la variedad de fuentes de energía estará dado más por la selección del consumidor final, que por la posibilidad de acceso.
EFECTO DE LA PANDEMIA COVID-19
La demanda de energía se verá reducida en un 2.5% en 2025 y 3% en 2050 como se aprecia en la ilustración 6. Los aspectos más importantes de esta reducción son a causa de un ambiente económico debilitado globalmente. También es importante señalar que los 3 principales cambios en el comportamiento del consumidor guiados por la pandemia también influyen en esta reducción de la demanda; ya que las personas viajan menos, cambian el medio de transporte público por medios alternativos de transporte y las personas trabajan desde el hogar con mayor frecuencia. Como podemos apreciar en la ilustración 6, la reducción de la demanda energética mencionada, también podemos ver el impacto traducido en la reducción mundial promedio del PIB (GDP) debido a la baja en la demanda de la canasta de energéticos y también la reducción en el volumen del consumo mundial de petróleo.
Adicional a ello, la revolucionaria energía limpia del hidrogeno que se fortalecerá posterior a 2040, este tipo de energía se clasifica en la generación verde y azul. El hidrogeno azul es producido mediante el “reforming” del metano a hidrogeno más CO2.
Se tiene proyectado que para 2050 el consumo mundial de energía eléctrica generada por hidrogeno será cercano a los 25 exajoule (EJ) en el escenario “Rapid”. Por otro lado, la mitad de esta demanda será satisfecha por hidrogeno azul. Finalmente, es más que importante señalar que el hidrógeno para su uso y distribución puede utilizar las instalaciones ya generadas por el mercado del gas natural.
Ilustración 10 – Fuente: BP Energy Outlook 2020©
Haciendo un paréntesis, el crecimiento que deben tener las renovables para cumplir los objetivos ambientales mencionados deben cumplir 2 imperativos; Alta inversión para un crecimiento de matriz energética nunca vista en la historia y segundo, costo de producción de energías renovables, sobre todo en eólica y solar en un valor menor al actual en el orden del 30% y 60% respectivamente. Es por ello, que existen proyecciones por ejemplo de Wood Mackenzie y OPEC que son más conservadoras.
Respecto a la proyección de inversión en el área de gas natural dada la importancia anteriormente señalada define una ruta crítica respecto al futuro y los efectos que dejó la pandemia. El comportamiento normal de las empresas en general debido a la caída simultánea en la demanda y la oferta de los bienes y servicios llevo a reducir las inversiones de capital en áreas de alto riesgo y optimizar los costos de operación, estas fueron medidas necesarias para que las empresas puedan subsistir durante las restricciones de las cuarentenas. Seguido de ello, la nueva normalidad mostro desafíos a las empresas para establecer estrategias disruptivas, por ejemplo, la profundización en el uso de tecnologías para mantener las empresas funcionando y llevar a un nuevo ambiente la interacción con los clientes y empleados. Esta paralización generó supuestas tendencias a un cambio de matriz inmediato por energías limpias, pero por el andamiaje de la estructura y funcionamiento del mundo esto no es posible, se debe llevar adelante un cambio sustentable en el tiempo. Por otro lado, a continuación, podemos ver lo que significaría una paralización de las inversiones en el área de gas natural y su implicancia en la sostenibilidad de la matriz energética. Como se observa en la ilustración 11, queda establecido que las inversiones en el sector de gas natural deben continuar hasta 2050 ya que la falta de estas en los 3 escenarios analizados generaría un shock en la oferta traducido en una demanda insatisfecha en el orden de los 2500 a los 4000 billones de metros cúbicos.
Ilustración 11 – Fuente: BP Energy Outlook 2020©
Finalmente, como mención, la tendencia del petróleo en los 3 escenarios es a la baja y esto arrastra la reducción de la perspectiva del consumo de energías fósiles, pero como analizamos previamente por separado, la importancia y futuro del gas es resiliente y muestra grandes oportunidades de mercado. El petróleo se centrará primordialmente en la alimentación de la petroquímica como podemos observar en la ilustración 12, en un escenario de transición rápida, su demanda es creciente hasta alcanzar los niveles previos en 2050. En segundo lugar, se concentrará en atender la demanda de medios de transporte de larga distancia. En los escenarios “Business as usual” y “Rapid” que son los más conservadores, si se diera una falta de inversión, el déficit en la oferta estaría en el orden de los 20 a los 65 millones de barriles de petróleo por día.
Ilustración 12 – Fuente: BP Energy Outlook 2020©
EMISIONES DE CO2
Una vez definidos los tres escenarios y que implicaría transitar en estos diferentes caminos, nos llama a la última pregunta, cuáles son los factores que reducirán el umbral de hacer negocios como se los hace ahora a un nuevo comportamiento hacia una matriz Net Zero. Los tres principales factores para reducir este umbral en orden de importancia son; primero, la diversificación de las fuentes de energía para el consumidor. Segundo, la eficiencia desde la perspectiva del uso que es un trabajo que se viene llevando a cabo ya hace décadas atrás en la optimización del uso de energías en los medios de transporte, bienes y servicio. Finalmente, el impulso a las tecnologías de CCUS que lo comentamos previamente y que son un factor clave para una transición energética sustentable o adicionalmente a largo plazo, la generación de un nuevo energético como el hidrógeno.
Ilustración 13 – Fuente: BP Energy Outlook 2020©
Finalmente, el no transitar en este umbral conociendo los efectos adversos de los mismos generaría que a futuro el cambio sea mucho más disruptivo y costoso.
Ilustración 14 – Fuente: BP Energy Outlook 2020©
Por ende, las empresas internacionales de petróleo (IOC’s) están transitando a un nuevo horizonte que es de largo plazo, como siempre lo fue el sector oil and gas, donde se ven como empresas internacionales de energía (IEC’s) con metas ambientales trazadas y sobre todo enfocadas en 3 áreas de inversión; inversiones en gas natural como energético más limpio y aliado de la transición además de su particularidad en la disponibilidad y sostenibilidad para ser una fuente energética continua. También, en tecnologías CCUS para la captación y reducción de las emisiones de CO2 y abrir la nueva frontera a su uso para no solamente lo convencional, sino la generación de hidrógeno azul. Por último, la inversión en energías renovables y su coexistencia idónea con el gas natural para satisfacer una demanda de electricidad creciente y continua en los 3 escenarios de alrededor del 80% en los próximos 30 años.
REGION
Aterrizando en la región, nos permite profundizar un análisis del contexto particular del país, el potencial y las oportunidades en base a las tendencias a futuro. Nuestros países vecinos tienes sus particularidades en sus matrices energéticas y sus necesidades de consumo, no se hará un detalle en el análisis de cada país, sino una mirada de nuestros actuales mercados y su situación particular.
BRASIL
Un aspecto crucial y que modifica el mercado brasilero del gas es la reciente aprobación de la nueva ley de gas (PL Nᵒ6407/13), misma que desregulariza y genera apertura del mercado del gas, donde Petrobras deja de ser el actor o punto focal de la negociación de un mercado cuasi monopólico y establece las bases para un mercado libre del gas. En este nuevo entorno, los ofertantes deberán competir abiertamente con la producción local, la importación de GNL y el gas boliviano. Esto generara beneficios transversales para los consumidores finales ya que el precio que en algún momento llegaron a pagar estaba por encima los 11 -14 U$ /Mbtu, ahora podrán interactuar en un mercado flexible y de libre elección donde podrán elegir la mejor opción que tengan a su alcance.
Dicho esto, abre un sinfín de oportunidades en Brasil, por ejemplo, maximizar las instalaciones de gas ante una demanda creciente, ya que a la fecha Argentina tiene mayor cantidad de kilómetros de interconexión de redes de gas, por otro lado se abre una ventana para la llegada de empresas de downstream y trading como también de toda la cadena de valor del negocio de petróleo y gas natural. Se estima que la atracción de inversión que traerá la presente ley estará alrededor de los 17 – 60 mil millones de dólares en instalaciones de regasificación, fertilizantes y derivados del gas. Finalmente, esta medida permitiría tener un precio que alcanzaría valores entre 6 y 8 U$/Mbtu. El reto en este mercado desregularizado es la capacidad de negociación de los ofertantes para captar la mayor cantidad de clientes y adecuarse a la flexibilidad de sus requerimientos, ya que tocará tratar de manera independiente con cada consumidor. Si bien los efectos del Covid-19 modificaron la demanda, se puede verificar en la proyección presentada en la ilustración 15, donde Brasil presenta una demanda creciente de energía hacia 2040.
Ilustración 15 – Fuente: OLADE Análisis de los impactos COVID-19 sobre el sector Energético
Brasil tiene una de las matrices más variadas y renovables de la región. Impulsada mayormente por hidroeléctricas, bio combustibles y biomasa. También la misma tiene trazados objetivos a futuro para la eliminación del carbón y el Diesel. La ilustración 16 si bien presente un comportamiento radical de la matriz a 2040 con los efectos del Covid-19, parte del supuesto de las renovables como sustituto perfecto del gas natural y que las hidroeléctricas mantendrán una capacidad continua de alimentación. Pero la realidad es otra, la falta de tecnología de almacenaje de energías limpias para sistemas de consumo como la industria y, por otro lado, el desafío que la matriz energética pueda tener el atributo de mantener durante todo el periodo de consumo, una entrega de energía sostenible y continua. Lo cual, define al igual que lo establecido en los diferentes Outlook que el gas es el mejor aliado de la transición energética sostenible y su importancia como la segunda fuente de energía a 2050 nos hace pensar que el escenario a transitar será más en el escenario 2040 EGA.
El mercado más grande en materia de energía de América Latina es Brasil con un consumo de 162GW en 2018, pese a este dato incuestionable el dinamismo de nuevos mercados y las condiciones para invertir lo ubican en un puntaje un poco menor al de Chile. Otro aspecto importante para señalar es que las transportadoras de gas están aplicando estrategias disruptivas para sobrevivir como por ejemplo la empresa TBG.
El área de mercado de gas en lo que implica el gasoducto a Sao Paulo y su interconexión con el sur del País representa entre el 40 al 50% del PIB nacional. Esta red conecta 7 distribuidoras, entiende casi 2 millones de consumidores residenciales, 20 mil consumidores comerciales, 2 mil consumidores industriales, 507 estaciones de GNV, 3 refinerías y 4 termoeléctricas. Ahora cuales son las amenazas para Bolivia, el HUB Curumba es el que se alimenta del gasoducto GTB Boliviano. El HUB Paulinia que se alimenta de producción nacional, Gas Boliviano y GNL. El HUB de Garuva tiene previsto la terminal de GNL para 2022. Finalmente, el HUB Canoas, que es una oportunidad de futuro, tiene previsto generar interconexión para el gas argentino a través del TSB y atender la demanda creciente del sur del País con gas de Vaca Muerta, Argentina. Por lo tanto, de los 4 HUBS de oferta, 2 son existentes, uno está en actual implementación y 1 es solamente una proyección de oportunidad a futuro para el gas argentino. Con todas las menciones anteriores, para dar una idea del mercado potencial que existe en Brasil, pese a toda la producción, el HUB Paulinia en este momento tiene espacio para recibir gas. TBG es una de las empresas transportadoras de Brasil, ellos proyectaron una llamada pública para la compra de 10Mmc/d en Octubre de 2020. Adicionalmente para la proyección 2021 a 2025 su requerimiento crecerá a 16Mmc/d y 22Mmc/d respectivamente y se apertura nuevas oportunidades ya que TBG también está haciendo llamada publica para nuevas instalaciones de gas. Esta oportunidad presente para un mercado como Bolivia, también puede traducirse como una amenaza debido a los nuevos Players de GNL ingresantes al mercado. La limitación de instalaciones de redes genera a corto y mediano plazo una limitante en la inserción del mercado, pero que, ante una demanda creciente que posiblemente sea insatisfecha, abre el paso para nuevas alimentaciones de gas que serán vitales a razón de mantener la sostenibilidad energética y el desarrollo del Brasil.
Otro aspecto importante a analizar respecto a la producción de gas de Brasil, es que actualmente el Presal tiene gas asociado con la producción de petróleo, lo cual genera un dinamismo en el Economics totalmente distinto a la producción de gas natural. Este gas está siendo reinyectado en los campos para la recuperación mejorada de petróleo y no así a su mercado interno de gas, debido a que será necesaria una gran inversión en el área de la demanda que justifique la generación de infraestructura y establezca contratos de largo plazo. Pero ante un mercado en desregularización y caracterizado por demanda flexible coloca al proyecto en una posición desafiante. Por otro lado, pese a que las condiciones estén dadas, tanto el costo de transporte del gas de producción nacional al mercado oeste del país, como también el costo de paridad de importación de GNL en estos mercados no son competitivos en relación con el gas boliviano u otro player que atienda este mercado ya desarrollado hace 20 años y que representa en gran medida el crecimiento de Brasil. Como dato adicional y condicionante de la producción nacional de gas natural asociado al petróleo es la importancia que tomó Brasil dentro la OPEC y al cual también le están pidiendo restricción de volúmenes de producción, donde sus principales operadores son empresas IOC’s dado los altos costos de operación en el Presal y que estas empresas están en el camino a la transición en IEC’s por lo cual están repensado sus portafolios de inversión. Esto no deja de ser una gran variante para la producción nacional y la contracción de esta.
Finalmente, lo que se mencionaba en el análisis y proyección a futuro de su matriz energética. La generación de energía eléctrica a partir de hidroeléctricas se está viendo muy variable en los últimos años debido al cambio histórico de niveles y caudal de los cauces de los ríos, algunos asocian esto al calentamiento global, pero de lo que si estamos seguros es que, ante una matriz tan dependiente de esta generación y ante situaciones improvistas pone en riesgo la sostenibilidad de mantener la demanda atendida. Un registro de lo mencionado fue experimentado en el mes de octubre de 2020. El gobierno brasilero tuvo que autorizar la puesta en marcha de las usinas termoeléctricas de costos altos y la importación de energía para compensar el disminución de la generación hidroeléctrica.
ARGENTINA
El caso del país vecino Argentina, es bastante peculiar, su reciente descubrimiento de reservas en Vaca Muerta lo convierte en uno de los Players más importantes de la región. Cuenta con unas reservas de 802 TCF’s de gas natural y 27 Billones de barriles de petróleo. Por otro lado, cabe señalar que la matriz energética de Argentina está dominada por el sector del gas natural como se aprecia en la ilustración 17. Tiene una producción de gas deficitaria por lo cual requiere importación. En el ámbito económico Argentina está experimentando su tercer año de recesión, con el Covid-19 y la cuarentena alcanza un valor superior al -13% en el PIB para el 2020. Por lo tanto, se dio una caída brusca en la actividad, acompañada de una reducción en las recaudaciones y un incremento del gasto que indica un déficit fiscal creciente, a razón de ello el efecto de emisión monetaria para cubrir el bache fiscal genera ambientes de inestabilidad como ser tensiones inflacionarias y deterioro de los salarios, al igual que perturbaciones en el tipo de cambio. Estas afirmaciones llevan a 2 conclusiones principales, no hay margen político para un aumento de las tarifas y combustibles y la única salida para el proyecto Vaca Muerta es la exportación ya que esta genera el ingreso de divisas.
Ilustración 17 – Fuente: COMMESA 2018
Dejando sobre entendido el impulso dado por el pasado Gobierno a la producción de petróleo para el desarrollo de Vaca Muerta y el costo en endeudamiento que significó tener un precio subvencionado del barril ya que de otra forma no era rentable su producción. Por lo tanto, enfocándonos en el Gas Natural, Argentina tiene 2 oportunidades, apuntar a la exportación de GNL o atender el mercado Brasilero que tiene una demanda creciente en el sur de dicho País. Para esto se está tratando de impulsar el proyecto de gasoducto de Vaca Muerta al HUB de Canoas pero el mismo además de requerir una inversión de 3700 millones de dólares, requiere de un comprador fijo a largo plazo, echo que en el nuevo mercado de gas de Brasil no es una tarea imposible pero que requeriría el encarar un gran desafío. El talón de Aquiles de dicho proyecto es la subvención que necesita la producción de gas en Vaca Muerta, hecho que es menos atractivo que la producción de petróleo y que conlleva mayor carga para el estado.
Dejando sobre entendido el impulso dado por el pasado Gobierno a la producción de petróleo para el desarrollo de Vaca Muerta y el costo en endeudamiento que significó tener un precio subvencionado del barril ya que de otra forma no era rentable su producción. Por lo tanto, enfocándonos en el Gas Natural, Argentina tiene 2 oportunidades, apuntar a la exportación de GNL o atender el mercado Brasilero que tiene una demanda creciente en el sur de dicho País. Para esto se está tratando de impulsar el proyecto de gasoducto de Vaca Muerta al HUB de Canoas pero el mismo además de requerir una inversión de 3700 millones de dólares, requiere de un comprador fijo a largo plazo, echo que en el nuevo mercado de gas de Brasil no es una tarea imposible pero que requeriría el encarar un gran desafío. El talón de Aquiles de dicho proyecto es la subvención que necesita la producción de gas en Vaca Muerta, hecho que es menos atractivo que la producción de petróleo y que conlleva mayor carga para el estado.
Vaca Muerta tiene la cualidad de tener un riesgo geológico bajo, porque el descubrimiento está hecho. Pero si el riesgo comercial es lo que paraliza las inversiones en este sector, además de necesitar una producción en escala para su desarrollo, esto deja una exposición financiera muy alta. El actual Gobierno, en los meses pasados anuncio un nuevo “Plan Gas” para que las petroleras inviertan alrededor 5 mil millones de dólares, este plan busca sustituir importaciones en el orden de 5600 millones de dólares y generar un ahorro fiscal de 1100 millones de dólares en 3 años. Dado al momento crítico por la sangría de dólares de las reservas del banco central. Pero parte del gobierno entiende que el costo fiscal que se tendría en este proyecto es de 1400 millones de dólares por año o su eventual traslado a las tarifas de los hogares y comercios. Finalmente es importante mencionar el escenario presentado en 2020, la existencia de un triple dilema en el sector, para promover las inversiones las petroleras necesitan cobrar 3 U$/MBtu. Desde abril del 2019 perciben de las distribuidoras de gas un promedio de 4.62 U$/MBtu pero en pesos argentinos a un tipo de cambio de 41 pesos por dólar, lo cual deja el precio efectivo percibido en 2.44 U$/MBtu. Un precio en alza en boca de pozo, que es lo que perciben las productoras, tendrá un impacto en la caja del tesoro o en los bolsillos de los usuarios. Finalmente existe la duda de cómo se financiará el precio estimulo de 3.7 U$/MBtu ya que se pensaba en que las tarifas permanecerán congeladas hasta diciembre de 2020 y que según el interventor del ente nacional regulador del gas (ENERGAS), anticipó tras una reunión con el presidente de la nación que las tarifas podrían mantenerse congeladas durante el 2021.
Finalmente, este plan gas promete un mercado continuo a Chile de 11Mmc/d interrumpibles a un precio de 5,7 U$/Mbtu. La competitividad de Vaca Muerta está condicionada por su costo de transporte, si bien sus costos de Upstream es más bajo que el de sus competidores como se muestra en la ilustración 18.
BOLIVIA
Ahora cual es el contexto de Bolivia en el sector energético. Inicialmente establecer que su matriz energética está liderada aproximadamente por un 70% de termoeléctricas – gas natural, segundo casi 25 porciento de hidroeléctricas y finalmente una generación creciente de renovables entre solar y eólica que está en miras a superar el 5%. Una de las particularidades de esta matriz energética, es que tiene una capacidad de generación de energía eléctrica aproximadamente de 2:1 en relación con su mercado interno. Establecidas las particularidades de la matriz energética del país y habiendo realizado el análisis de oportunidades en la región sobre todo para el gas natural y las renovables y finalmente entendiendo la importancia de estos energéticos en las proyecciones mundiales a 2050, dejo al lector y a su análisis propio, cuál cree que es el camino que debe transitar nuestro país en búsqueda de su sostenibilidad en el mediano y largo plazo tanto para construir su matriz energética a futuro, como también prever la captación de ingresos que hoy la industria del gas natural le genera al país.
Antes de despedirme, creo firmemente que este es un trabajo que todos los bolivianos debemos encarar en conjunto para trazar un futuro estable y prometedor para nuestras generaciones futuras.
Finalmente, agradezco a British Petroleum por la autorización en el uso del material publicado en su Energy Outlook 2020.
