la importación de gas natural licuado en respuesta a los problemas de abastecimiento energético en...
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DEPARTAMENTO DE ECONOMÍA - UNIVERSIDAD NACIONAL DEL SUR
Trabajo de Grado de la Licenciatura en Economía
“La importación de Gas Natural Licuado en respuesta a los problemas
de abastecimiento de gas natural en Argentina: características,
impactos y perspectivas de la instalación de las terminales de
regasificación en las localidades de Bahía Blanca y Escobar”
Alumna: Ana Laura Guerra
Profesor Asesor: Dra. Marina Yesica Recalde
Mayo de 2014
1
1. INTRODUCCIÓN
Con una participación del 52% en la matriz energética en el año 2012 (Secretaría
de Energía), el gas natural constituye la principal fuente de energía primaria de
Argentina. Es ampliamente utilizado en gran parte de las actividades productivas, en el
sector de generación de energía eléctrica y en los sectores de transporte y residencial.
En este sentido, resulta evidente la importancia decisiva que adquiere la seguridad en el
suministro de gas natural en el desarrollo social y económico del país.
En este escenario, las dificultades en el abastecimiento de gas natural que
comenzaron a percibirse a partir del año 2004, condujeron a la implementación de
políticas de importación de dicho recurso a fin de garantizar su disponibilidad. De este
modo, en el año 2008 se inició la importación de gas natural licuado (GNL) mediante la
instalación de una unidad de regasificación flotante en el Puerto Galván del Partido de
Bahía Blanca. Posteriormente, en el año 2011, se instalaría una segunda unidad de
regasificación en el puerto fluvial del Partido de Escobar.
Si bien inicialmente las importaciones de GNL se presentaron como una medida
de corto plazo tendiente a garantizar el abastecimiento en los meses de mayor demanda
de gas natural, el creciente volumen de importaciones y la extensión de las actividades
de regasificación reflejan una dependencia creciente con respecto al GNL importado.
El objetivo de la presente investigación se orienta a la descripción de las
características particulares de esta modalidad de importación, relativamente nueva para
el país, y la evaluación de los impactos que la dependencia con respecto al GNL
importado generan o pueden generar sobre el sistema económico. A tal fin, el trabajo se
divide en siete secciones.
La sección 2 presenta el enfoque metodológico adoptado, el cual se basa en una
perspectiva sistémica e integral y permite abordar el estudio del sistema energético
como un conjunto de cadenas energéticas interrelacionadas.
En la sección 3 se realiza una descripción de la cadena productiva y de los
mercados de GNL a nivel mundial con el objetivo de caracterizar el contexto en el cual
se desarrolla la problemática.
La sección 4 se orienta al análisis particular del sistema energético argentino a fin
de identificar las causas que contribuyeron a la implementación de la política de
2
importación de GNL y el grado de dependencia del país con respecto al GNL
importado.
En la sección 5 se describen las características que adquiere la importación de
GNL en Argentina. En particular, se analizan los aspectos legales, técnicos y
económicos relativos a la construcción y funcionamiento de las terminales de
regasificación.
En la sección 6 se describen los impactos actuales y potenciales de la importación
y regasificación de GNL sobre el sistema económico argentino.
Finalmente, en la sección 7 se presentan las conclusiones y se señalan las
perspectivas futuras.
2. ENFOQUE METODOLÓGICO
La energía constituye un insumo necesario en la casi totalidad de los procesos
productivos y es utilizada en la mayor parte de las actividades que realiza el hombre. Es
así que el sector energético es clave y estratégico para el funcionamiento de la economía
y tiene una elevada significación política y social.
A la luz de estas consideraciones, resulta evidente que el estudio de los impactos
de las políticas energéticas debería realizarse con base en un enfoque amplio, que
incluya la interacción del sistema energético con el conjunto de dimensiones que forman
parte de los sistemas económico y social en los cuales se inserta.
2.1 El Enfoque sistémico
Desde una perspectiva sistémica, es posible abordar la problemática energética en
el marco de otro conjunto de problemas y sus respectivas dimensiones. De este modo, el
sector energético, o “sistema energético”, puede ser analizado como un subsistema
constitutivo del sistema económico, el cual, a su vez, se incluye dentro de un sistema
social y natural (OLADE/CEPAL/GTZ, 2000; Recalde, 2010).
Bunge (1995, 1999), entiende por sistema todo objeto complejo cuyos
“componentes” se encuentran unidos mediante un conjunto de vínculos estables que
3
constituyen su “estructura”. La existencia de una estructura es lo que permite diferenciar
al sistema de un mero agregado. Asimismo, el sistema interactúa con su “entorno”,
cuyos elementos, sin formar parte del sistema, lo influyen y se ven influidos por este.
Un sistema concreto o material –en oposición a un sistema teórico o conceptual– existe
objetivamente y tiene una base física. Los vínculos o conexiones existentes entre dos
componentes de un sistema concreto son relaciones que modifican a ambos, de manera
que el rasgo central de todo sistema de este tipo, es que presenta un proceso de cambio
permanente.
García (1994) sostiene que un sistema complejo se caracteriza por la
heterogeneidad de los elementos que lo componen y, fundamentalmente, por la
interdependencia de las funciones que cumplen esos elementos dentro del sistema total.
De acuerdo a lo planteado por este autor, las transformaciones en la estructura impactan
tanto sobre la totalidad del sistema como en los elementos que lo constituyen.
Asimismo, los cambios en los componentes del sistema afectan el funcionamiento del
sistema total y este funcionamiento, a su vez, afecta y reorganiza a los elementos. Es
este tipo de interacción dialéctica entre el sistema total y las partes que, según el autor,
impide el estudio aislado de los componentes y la explicación del funcionamiento del
sistema a partir de la simple agregación de sus partes. Además, el autor destaca la
relevancia del estudio del sistema mediante la reconstrucción histórica de los principales
procesos que determinan el funcionamiento del mismo.
La adopción de una perspectiva sistémica, permite entender a la sociedad humana
como un sistema social concreto, intrínsecamente dinámico, compuesto por subsistemas
–económico, político, biológico, cultural– interrelacionados e interdependientes, los
cuales, a su vez, se componen por personas que interactúan entre sí mediante una
estructura de reglas técnicas y sociales efectivamente vigentes. Las sociedades y sus
subsistemas se caracterizan por la existencia de acciones colectivas, determinadas por
propiedades y regularidades sociales. Si bien estas propiedades se fundamentan en
pautas individuales, también están condicionadas por el entorno natural y social en el
que se encuentran inmersas (Bunge, 1995).
En este sentido, tal como plantea Recalde (2010), el subsistema energético estará
formado por un conjunto de variables, factores técnicos y actores sociales cuyas
decisiones de consumo y asignación de los recursos se encuentran influidas, no sólo por
4
factores técnicos y económicos, sino también por aspectos políticos, sociales y medio
ambientales. Al mismo tiempo, para la autora es fundamental reconocer que la
configuración histórica del sistema energético influirá en los sistemas económicos y
sociales en que se desarrolla, impactando también sobre el medio ambiente local y
global.
2.2 El concepto de cadena productiva: las “cadenas energéticas”
Desde una perspectiva sistémica, las interrelaciones entre los distintos elementos
que conforman el sistema energético pueden ser analizadas a través del concepto de
“cadena productiva”. De este modo, se entiende al sistema energético como la
interacción de las cadenas productivas energéticas, cuya configuración depende de una
multiplicidad de factores que influyen sobre las decisiones de los agentes y son
influidos por estas.
Desde un punto de vista físico, una cadena energética se encuentra constituida por
las sucesivas actividades de producción, transformación, comercialización y consumo
de energía, reflejando la circulación de los flujos de energía desde su ingreso al sistema
energético –a través de la producción nacional, basada en la explotación de los recursos
naturales, o de la importación– hasta su salida del sistema como energía útil para la
satisfacción de los requerimientos energéticos de la sociedad (Girord, 1998 cit. en
Recalde, 2010; Kaplinsky et al., 2002 cit. en Recalde, 2010).
Asimismo, al adoptar una perspectiva sistémica, además de la interpretación física
del proceso productivo, resulta relevante el análisis del mismo en toda su conformación
multidimensional, es decir, teniendo en cuenta la multiplicidad de relaciones
económicas, financieras, institucionales y sociales que se observan a lo largo del mismo
e identificando el rol y el comportamiento de los diversos actores sociales que
participan en cada uno de los eslabones de la cadena. Además, se debe asumir la
importancia del contexto socio cultural e histórico, que influye en las conductas y las
decisiones de los agentes, y el elevado grado de interdependencia existente entre las
distintas cadenas que componen el sistema energético y entre los distintos eslabones que
conforman cada una de ellas (Bouille, 2004; Recalde, 2010).
5
En este sentido, Bouille (2004) considera que el análisis de las cadenas
energéticas es susceptible de ser efectuado, en forma simultánea e integral, desde las
ópticas micro y macroeconómica. A nivel microeconómico, se pueden identificar los
objetivos y estrategias de los actores que participan en los distintos segmentos de la
cadena productiva, no sólo en el contexto de los mercados en los cuales operan, sino
también en el marco de la interdependencia existente entre los distintos segmentos de la
cadena productiva, destacando la posición de las empresas en los distintos eslabones de
una o varias cadenas energéticas y la dinámica de integración, concentración y
especialización. Por otro lado, desde un punto de vista macroeconómico, es posible el
estudio de cada cadena energética en forma agregada, de la interacción entre las
distintas cadenas energéticas y de la “coherencia” del sistema energético en su totalidad,
destacando las características de su articulación con el sistema socioeconómico y de
integración al mercado internacional.
3. EL GAS NATURAL LICUADO EN EL MUNDO
La participación del gas natural en la matriz energética mundial ha mostrado un
continuo crecimiento en las últimas décadas. Dada la fuerte concentración de las
reservas en regiones alejadas de los principales centros de consumo, los avances
tecnológicos vinculados al transporte de gas natural adquieren una importancia esencial
en la consecución de dicho crecimiento. En particular, las tecnologías de licuefacción,
transporte y regasificación de GNL han permitido incrementar los flujos de comercio
mundial de gas natural, no sólo a nivel regional, sino también a escala interregional.
3.1 La cadena productiva de gas natural licuado
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos gaseosos que se encuentra en
yacimientos debajo de la superficie terrestre en forma libre (gas no asociado) o junto
con petróleo (gas asociado). Su composición varía dependiendo de la localización
geográfica y del tipo de yacimiento del cual es extraído. En estado puro, el gas natural
está compuesto principalmente por metano, en cantidades que oscilan entre un 80% y
6
90%. En proporciones menores, suele incluir etano, propano, butano, pentano,
nitrógeno, dióxido de carbono y otros gases e impurezas (Caruso, 2003).
Por su parte, el GNL es gas natural que ha sido enfriado hasta su punto de
condensación. El proceso de licuefacción del gas natural posibilita su transporte en
estado líquido a través de largas distancias mediante embarcaciones marítimas
especiales. A diferencia del gas natural, el GNL se encuentra compuesto típicamente por
metano (Foss, 2012).
Desde un punto de vista netamente físico, la cadena productiva de GNL está
compuesta por las distintas actividades que permiten la transformación y transporte del
gas natural desde la fase de extracción y producción hasta su distribución como energía
final. El aspecto distintivo de la cadena de GNL se encuentra relacionado con los
procesos que permiten el transporte del gas natural por vía marítima.
La figura 3.1 muestra los distintos eslabones que conforman la cadena productiva
de GNL.
7
3.1.1 El segmento upstream
El segmento upstream comprende la exploración y producción de gas natural. La
exploración se realiza mediante diferentes métodos de prospección geofísica que
permiten evaluar las formaciones del subsuelo a fin de determinar la factibilidad de
hallar el recurso. De ser así, se prosigue con la perforación de pozos exploratorios para
determinar las características del yacimiento y las reservas que contiene, y evaluar su
viabilidad comercial. Por su parte, la producción comprende la extracción del gas
natural y su posterior preparación para el transporte, lo cual se realiza separando el
agua, el petróleo y algunos componentes que podrían dañar los equipos (Kraus, 1999)
En lo que se refiere a las reservas probadas de gas natural, como muestra el
gráfico 3-1, las mismas se encuentran fuertemente concentradas a nivel mundial.
Gráfico 3-1: Distribución geográfica de las reservas probadas mundiales de gas natural. Año 2012
Fuente: Elaboración propia con base en datos de U.S. Energy Information Administration (EIA) y BP (2013).
En este contexto, América Central y del Sur constituye una de las regiones con
menor participación en el total de reservas mundiales. Asimismo, con el 73% de las
reservas localizadas en Venezuela, las reservas regionales de gas natural exhiben una
fuerte concentración (BP, 2013).
8% 4%6%
7%
32%2%
41%
ÁfricaAmérica Central y del SurAmérica del NorteAsia y OceaníaEurasiaEuropaMedio Oriente
8
9
No obstante esto, la reciente publicación de un estudio desarrollado por la EIA
(2013b), referido al descubrimiento de recursos de gas no convencional –
específicamente, shale gas–, ha motivado cierto optimismo con respecto a la posibilidad
de incrementar las reservas de gas en continentes tales como América y Oceanía1.
Este optimismo es fuertemente influenciado por la experiencia de Estados Unidos.
El boom de la producción de gas no convencional en ese país, permitió, a partir del año
2006, la recuperación y expansión de la producción de gas natural, la cual se encontraba
en declinación desde la década de 1970 (International Gas Union [IGU], 2011b). Así, en
el año 2012, con una participación del 20% en la producción mundial, Estados Unidos
constituía el principal productor de gas, superando, incluso a Rusia, que representaba el
18% de la producción (BP, 2013).
3.1.2 El proceso de licuefacción
Una vez extraído, el gas natural es transportado mediante gasoductos troncales
hacia las plantas de tratamiento, donde se realizan los procesos de separación del
metano del líquido del gas natural, compuesto, fundamentalmente, por etano, propano,
butano y gasolina natural. Luego, el metano o “gas seco” puede ser transportado hacia
los centros de consumo o distribución a través del sistema de transporte de gas
distribuido, mientras que los líquidos del gas natural son transportados hacia las plantas
fraccionadoras, en las cuales se separan el butano, el propano y el etano (líquidos del
gas natural), y el pentano y superiores (gasolina natural) (Kraus, 1999).
En el caso particular de la cadena de GNL, el “gas seco”, compuesto casi en un
100% por metano, es transportado mediante gasoductos hacia las plantas de
licuefacción.
Las plantas de licuefacción de gas natural consisten, en general, en varias
unidades productivas paralelas denominadas “trenes”. El proceso de licuefacción se
desarrolla en etapas sucesivas, en las cuales, a través del uso de refrigerantes, se procede
1 Resulta necesario aclarar que mientras el término “recursos” suele englobar la cantidad total de gas natural descubierta (recuperable y no recuperable) y potencial (aún sin descubrir), el concepto “reservas” se refiere, únicamente, a los recursos descubiertos y económicamente recuperables (Society of Petroleum Evaluation Engineers [SPEE], 2007).
Hasta junio de 2013, sólo en Estados Unidos existían reservas probadas de shale gas. Sin embargo, aún en ese país, sólo el 15% de los recursos totales de shale gas constituyen reservas probadas (EIA, 2013b).
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a enfriar el gas a unos -160°C, temperatura necesaria para su condensación a presión
atmosférica. Este procedimiento, permite la reducción del volumen del gas 600 veces,
lo cual facilita significativamente el transporte. Una vez realizado el proceso, el GNL
proveniente de los trenes de licuefacción es almacenado en tanques criogénicos hasta
realizarse la carga y el posterior transporte en buques metaneros (Bukowski et al., 2011;
Pita, 2006).
Al finalizar el año 2012, 17 países contaban con capacidad de licuefacción, entre
los cuales se destacaba Qatar e Indonesia. Sólo estos dos países representaban,
aproximadamente, un tercio de la capacidad total de licuefacción (IGU, 2013).
La distribución geográfica por región se presenta en el gráfico 3-2.
Gráfico 3-2: Distribución geográfica de la capacidad mundial de licuefacción. Año 2012
Fuente: Elaboración propia con base en datos de International Group of Liquefied Natural Gas Importers (GIIGNL, 2012)
En el período 2008-2012 la capacidad de licuefacción se incrementó en un 12%,
impulsada por la construcción de nuevas terminales en los países de Medio Oriente.
Para los próximos cinco años se espera que el crecimiento sea conducido por Australia y
Estados Unidos. De este modo, se estima que, en el año 2017, Australia se convertiría
en uno de los países con mayor capacidad de licuefacción a nivel mundial (IGU, 2013)
19%
12%
22%5%
34%
8%ÁfricaAmérica del NorteAmérica del Sur y CentralAsiaEuropa y EurasiaMedio OrienteOceanía
11
3.1.3 El transporte mediante buques metaneros
El transporte se realiza a través de buques especialmente diseñados, denominados
comúnmente “buques metaneros” o “LNG carriers”, en donde el GNL es almacenado
en estado líquido a una temperatura de -160°C a presión atmosférica.
Existen 2 tipos de diseño diferentes para los LNG carriers: el diseño esférico
(Moss) y el de membrana. Los buques que utilizan el diseño Moss se componen de
depósitos esféricos de almacenamiento con una capacidad de entre 30.000 y 35.000 m3
cada uno, mientras que los buques que utilizan el diseño de membrana están
compuestos por contenedores cilíndricos que pueden almacenar hasta 60.000 m3 cada
uno (Pita, 2006).
Para la propulsión se suele utilizar el gas de la carga evaporado durante el
transporte (boil-off), lo cual permite mantener la temperatura del GNL, ya que estos
buques no incorporan una planta de relicuefacción a bordo. (Pita, 2006).
En el año 2012, existía una flota de 362 buques metaneros y 96 proyectos de
construcción de nuevos buques. Si bien el 62% de la flota mundial actualmente en
operación presenta una capacidad de entre 125.000 y 149.000 m3 de GNL, los buques
construidos durante la última década muestran una capacidad de entre 150.000 m3 y
177.000 m3 (IGU, 2013)2.
3.1.4 El proceso de regasificación
Generalmente, una vez que el buque metanero atraca en la terminal de recepción,
el GNL se descarga y almacena hasta el momento de la regasificación. El procedimiento
de regasificación consiste en la vaporización del GNL mediante la utilización de
intercambiadores de calor que suelen utilizar agua de mar3.
Al finalizar el año 2012 existían 98 terminales de regasificación de GNL
localizadas en 28 países (IGU, 2013). Sin embargo, el 75% de la capacidad mundial de
regasificación se encuentra concentrada en cinco países, a saber: Japón (29%); Estados
Unidos (20%); Corea del Sur (13%); España (7%) y el Reino Unido (6%) (IGU, 2013;
2 Una lista de los buques metaneros actualmente en operación puede hallarse en GIIGNL (2012). 3 El lector interesado puede hallar una descripción detallada de las características técnicas de los vaporizadores de GNL en Estrany Coda et al. (2007).
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GIIGNL, 2012). En el gráfico 3-3 se muestra la distribución de la capacidad de
licuefacción entre las distintas regiones.
Gráfico 3-3: Distribución geográfica de la capacidad mundial de regasificación. Año 2012
Fuente: Elaboración propia con base en datos de GIIGNL (2012).
Si bien América del Norte constituye una de las regiones con mayor capacidad de
regasificación a nivel mundial, parte de esa capacidad se encuentra subutilizada. Aún
más, existen numerosos proyectos para incorporar trenes de licuefacción a plantas de
regasificación existentes o, directamente, reemplazar plantas de regasificación por
terminales de licuefacción. El desarrollo de estos proyectos se encuentra estrechamente
vinculado con el incremento en la producción de gas no convencional, tal como se
detallará en la sección 3.2.2.2 del presente trabajo (IGU 2011b, 2013).
3.1.4.1 Las tecnologías de regasificación flotantes
Si bien la mayor parte de los procesos de regasificación a nivel mundial se
realizan en plantas “fijas” localizadas onshore, en zonas costeras, u offshore, en
plataformas construidas sobre el lecho marino, en los últimos años se ha avanzado en el
desarrollo de terminales de regasificación “flotantes” (Floating Storage and
Regasification Units [FSRUs]): buques con la capacidad de transportar, almacenar y
regasificar el GNL, que permanecen anclados en un punto de amarre recibiendo el GNL
desde otros buques metaneros e inyectando el gas natural en una red de gasoductos.
En este caso, el proceso de regasificación también se puede realizar en zonas
costeras, en buques regasificadores amarrados a un muelle, u offshore, en buques
regasificadores amarrados a una boya o estructura submarina, la cual también es
3%
24%
50%
22%
1%América Central y del Sur
América del Norte
Asia
Europa
Medio Oriente
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utilizada como conducto mediante el cual el GNL regasificado es inyectado en el
sistema de gasoductos.
En lo referido a la operación de trasvase de GNL desde otros buques metaneros
hacia la FSRU, la misma puede ser realizada mediante brazos ubicados sobre la boya o
plataforma submarina –o instalados en el muelle, según el caso– o, directamente,
mediante brazos de descarga que conectan ambos buques (operaciones de trasvase ship
to ship [STS])4.
La primera terminal de regasificación flotante se construyó en el año 2005 en la
costa de Lousiana, Estados Unidos5 y en la actualidad, además de en ese país, sólo
existen terminales de similares características en Argentina, Brasil, Dubai, Indonesia,
Inglaterra, Israel, Italia y Kuwait (GIIGNL, 2012; IGU, 2013). Asimismo, ocho
proyectos se encuentran actualmente en construcción (IGU, 2013).
La instalación de FSRUs, en lugar de la construcción de plantas “fijas”, suele ser
incentivada, principalmente, por los menores costos involucrados en su construcción, el
menor tiempo necesario para el desarrollo de los proyectos y la elevada flexibilidad en
términos de localización y uso (Blackwell et al., 2009; IGU, 2011b, 2013).
No obstante estas consideraciones, según lo señalado por un informe elaborado
por Ingeniería DICTUC para la Comisión Nacional de Energía de Chile, las FSRUs
constituyen una tecnología relativamente costosa en términos operativos porque “deja
parado un barco durante el tiempo de descarga e inutilizados los vaporizadores durante
el viaje” (Pontificia Universidad Católica de Chile, Ingeniería DICTUC, Departamento
de Ingeniería Eléctrica, 2011, p. 166). Por otro lado, de la comparación de las plantas de
regasificación existentes, enumeradas por GIIGNL (2012), se desprende que las FSRUs
tienen una capacidad de almacenamiento e inyección limitada en relación a las plantas
de regasificación terrestres.
4 Para una mayor comprensión de las características de las FSRUs, de las operaciones de regasificación a bordo y de las operaciones de trasvase del GNL, se puede consultar la información suministrada en los portales web de los principales operadores de FSRUs del mundo, a saber: Excelerate Energy L.P., Golar LNG Limited y Höegh LNG. 5 Esta terminal, denominada Gulf Gateway Deepwater Port, ha sido desmantelada en el año 2012 (Excelerate Energy L.P., s.f. d).
14
3.2 El gas natural licuado en un contexto de continuo crecimiento en la utilización
de gas natural como fuente de energía
La evolución del hombre se encuentra estrechamente vinculada al descubrimiento
de nuevas fuentes energéticas y a la incorporación de medios materiales de mayor
eficiencia para su utilización. A lo largo de la historia, los distintos modelos energéticos
–condicionados por las fuentes de energía existentes y sus formas de aprovechamiento–
han influido decisivamente en las formas de vida del ser humano y han conducido a
importantes transformaciones en los modos de producción6.
En la actualidad, en el marco de un modelo energético caracterizado por el uso
intensivo de la energía, la mayor parte del abastecimiento primario de energía a nivel
mundial proviene de combustibles fósiles, a saber: petróleo, carbón y gas natural. Según
datos suministrados por la International Energy Agency (IEA, 2013), estos
combustibles representan poco más del 80% de la oferta total mundial de energía
primaria.
3.2.1 El crecimiento en la utilización de gas natural como fuente de energía
La industria del gas natural comenzó a desarrollarse en Estados Unidos a partir
del siglo XIX, si bien, en principio, el recurso sólo era utilizado en las localidades
cercanas a los yacimientos como complemento o sustituto del gas de coque, en la
industria siderúrgica o para iluminación. La industria a gran escala inició su expansión
en la década de 1930, con la introducción de tecnologías de transporte a larga distancia
mediante gasoductos de costos competitivos. Sin embargo, hasta la década de 1970, el
gas natural fue un recurso poco considerado en comparación con el petróleo y el carbón.
En las últimas décadas, la creciente preocupación con respecto a la conservación
del medio ambiente y a la seguridad en el abastecimiento de energía, ha sido
determinante en el desarrollo y expansión de fuentes de energía alternativas. En este
sentido, además del estímulo dado al desarrollo de energías renovables, en lo que
respecta a los hidrocarburos se observa una transición hacia el gas natural. Este
6 El lector interesado en la evolución histórica del uso y transformación de las distintas fuentes de energía puede consultar Daemen et al. (2009).
15
combustible, a pesar de constituir una fuente de energía no renovable, presenta un
impacto relativamente menor en lo que respecta a la emisión de gases de efecto
invernadero. De acuerdo a lo mencionado por la EIA (2013a) mientras la combustión de
gas natural produce 117 puntos de dióxido de carbono (CO2) por MMBtu, la de carbón
produce 200 y la de fuel oil destilado, 1607.
El gráfico 3-4 muestra el continuo crecimiento experimentado por la participación
del gas natural en la matriz de energía primaria a nivel mundial. Mientras que en el año
1965, el gas natural representaba sólo el 16% del consumo total de energía primaria, en
el año 2010 su participación ascendía al 24%.
Gráfico 3-4: Matriz mundial de energía primaria. Período 1965-2010
Fuente: Elaboración con base en BP (2013).
Si bien, durante la década de 2000, la participación del gas natural en la matriz
energética mundial sólo creció el 0,03%, estimaciones realizadas por la IEA (2011)
concluyen que la demanda de gas natural continuaría creciendo en el futuro y podría
superar al carbón como segunda fuente de energía en la década de 20308.
Como puede observarse en el gráfico 3-5, los principales centros de consumo se
encuentran alejados de las regiones con mayor concentración de reservas de gas natural
7 Resulta necesario aclarar que el gas natural se encuentra compuesto principalmente por metano, uno de los principales gases que contribuyen al efecto invernadero. Sin embargo, según afirma la EIA (2013a), la industria del gas trata de prevenir las fugas y, en los casos en que el gas producido no es utilizado, se realiza la combustión del mismo. En este sentido, se considera preferible la emisión de CO2, en lugar de la liberación de metano a la atmósfera, ya que la contribución del CO2 al efecto invernadero es menos potente. 8 Estas estimaciones se basan en un escenario futuro favorable al gas natural, el cual supone precios del gas más competitivos; previsiones más restringidas para la energía nuclear; aumento en el uso de gas en el sector transporte; y políticas tendientes a incrementar el uso del gas natural, entre las que se destacan las políticas planificadas por el gobierno Chino, explicitadas en el 12do Plan Quinquenal (IEA, 2011).
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
Otros renovables
Hidroelectricidad
Energía Nuclear
Carbón
Petróleo
Gas Natural
16
(gráfico 3-1). En este escenario, uno de los factores fundamentales en la consolidación
del gas natural como una de las principales fuentes de energía, es el avance tecnológico
que permite reducir los costos de transporte.
En este contexto, resultan relevantes las tecnologías vinculadas al GNL, las cuales
posibilitan el transporte de gas a través de largas distancias a costos competitivos.
Según afirma Foss (2012), en general, el transporte de GNL mediante buques metaneros
resulta más económico que el transporte mediante gasoductos onshore cuando las
distancias son mayores a 700 millas (1.126,5 km), y se torna más económico que el
transporte mediante gasoductos offshore a partir de las 2.200 millas (3.540,6 km).
Gráfico 3-5: Distribución geográfica del consumo mundial de gas natural. Año 2012
Fuente: Elaboración propia con base en datos de BP (2013).
3.2.2 El comercio internacional de gas natural licuado
En las décadas de 1990 y 2000 se ha experimentado un notorio aumento en el
número y el rol de los actores en todos los segmentos de la cadena de GNL,
incrementándose la capacidad tanto de licuefacción como de transporte y regasificación
(GIIGNL, 2012; IGU, 2011b, 2013). Como se muestra en el gráfico 3-6, esto ha
generado un incremento sustancial del comercio internacional de GNL.
4% 5%
27%
19%
33%
12% ÁfricaAmérica Central y del SurAmérica del NorteAsia y OceaníaEuropa y EurasiaMedio Oriente
17
Gráfico 3-6: Comercio mundial de gas natural licuado (miles de millones de m3). Período 1993-2012
Fuente: Elaboración propia con base en datos de EIA y BP (2011, 2012, 2013).
Los mayores importadores a nivel mundial son los países asiáticos (gráfico 3-7).
Sólo Japón y Corea del Sur mantienen, respectivamente, una participación del 36% y
15% en las exportaciones mundiales de GNL (BP, 2013). Asimismo, según
proyecciones realizadas por la IEA (2011), estos países mantendrían su dependencia con
respecto al GNL importado mientras que China e India también se convertirían en
actores relevantes de la demanda mundial de GNL en el mediano plazo.
Gráfico 3-7: Distribución geográfica de los países importadores de gas natural licuado. Año 2012
Fuente: Elaboración propia con base en datos de BP (2013).
En América del Sur y Central, en particular, Argentina constituye el mayor
importador de GNL, con una participación del 34% en el total de importaciones de GNL
de la región. El resto de las importaciones corresponden a Chile, Brasil y, en menor
medida, Puerto Rico y República Dominicana (BP, 2013).
Por otro lado, el principal exportador de GNL a nivel mundial es Qatar, que
representa el 32% de las exportaciones mundiales. Entre los restantes países
exportadores se destacan Malasia (10%), Australia (9%), Nigeria (8%) e Indonesia
0
50
100
150
200
250
300
350
1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
4%5%
69%
21%1%
América del NorteAmérica del Sur y CentralAsiaEuropa y EurasiaMedio Oriente
18
(8%), los cuales detentan una participación mucho menor (BP, 2013). La participación
de cada región en el total de exportaciones mundiales se muestra en el gráfico 3-8.
Gráfico 3-8: Distribución geográfica de los países exportadores de gas natural licuado. Año 2012
Fuente: Elaboración propia con base en datos de BP (2013).
En América del Sur y Central, Perú y Trinidad y Tobago son los únicos países de
la región con capacidad de licuefacción de GNL. Este último, con una participación del
6% en las exportaciones mundiales, constituye uno de los principales exportadores de
GNL del mundo y representa el principal exportador de GNL de la región.
En el balance final, mientras Medio Oriente, África, América Central y del Sur, y
Oceanía se posicionan como exportadores netos de GNL; América del Norte, Europa y
Asia constituyen importadores netos, si bien, en lo que respecta a América del Norte, la
región podría convertirse en exportadora neta de GNL en el mediano plazo.
Asimismo, resulta relevante mencionar que las re-exportaciones constituyen una
creciente forma de suministro de GNL. En el año 2012, Bélgica, Brasil, Estados Unidos,
Francia, Portugal y España re-exportaron parte del GNL importado desde otros países.
En este contexto, Argentina se constituyó como el principal receptor de este tipo de
exportaciones, adquiriendo el 23% del total de GNL re-exportado (De Aguirre et al.,
2013).
3.2.2.1 Mercados y precios9
La factibilidad de transportar gas mediante buques metaneros ha facilitado el
comercio interregional de gas. En el año 2012, el 30% del comercio internacional de gas
9 Un análisis más amplio y detallado de los temas descriptos en esta sección puede hallarse en IGU (2011a).
16%
8%
20%
7%
40%
9% ÁfricaAmérica del NorteAmérica del Sur y CentralAsiaEuropa y EurasiaMedio OrienteOceanía
19
correspondía a operaciones con GNL y el 72% del comercio de GNL se realizaba entre
países pertenecientes a diferentes regiones geográficas (BP, 2013).
Sin embargo, más allá de la expansión del comercio internacional, no es posible
hablar de la existencia de un “mercado global de gas”. Por el contrario, existen distintos
mercados, en los cuales predominan diversos mecanismos de determinación de los
precios.
En Estados Unidos y el Reino Unido los precios del gas son determinados,
principalmente, por la interacción de la oferta y la demanda en mercados competitivos.
Estos mercados pueden constituirse como mercados físicos –tal es el caso del Henry
Hub, en Estados Unidos– o virtuales –como el National Balancing Point (NBP) en el
Reino Unido. Los contratos celebrados en estos mercados suelen ser contratos a corto
plazo o contratos de largo plazo con precios indexados al índice de precio del gas. El
mercado de gas natural de Estados Unidos es el más grande del mundo y es
especialmente relevante como referencia para operaciones de comercialización de GNL
a nivel mundial (Toca, 2010).
Por su parte, en Europa Continental y Asia Pacífico predominan los contratos de
largo plazo y los precios del gas se ajustan al precio de algún combustible sustitutivo –
principalmente, gas oil o fuel oil, en el caso europeo, y petróleo, en el caso asiático.
3.2.2.2 El impacto del gas no convencional en el comercio internacional de gas natural
licuado10
La reciente irrupción del gas de reservorios no convencionales ha tenido un fuerte
impacto sobre los flujos mundiales de GNL y es susceptible de modificar las
perspectivas futuras.
Si bien existe un amplio marco de incertidumbre respecto a la potencial capacidad
de otros países para imitar la experiencia estadounidense, el boom experimentado por la
producción de shale gas en Estados Unidos ha influido decisivamente en la
configuración del mercado de GNL. Mientras que a mediados de la década de 2000 se
proyectaba que Estados Unidos se convertiría en uno de los principales importadores de
GNL del mundo, el crecimiento de la producción de gas no convencional en ese país ha
10 Las afirmaciones realizadas en la presente sección se basan en información publicada por IGU (2011b).
20
impulsado su potencial posicionamiento como exportador de GNL a partir del año 2016
(IGU, 2011b).
Asimismo, la nueva situación del mercado de gas en Estados Unidos afecta
directamente a los países de la región. Por un lado, la mayor disponibilidad de gas
proveniente de Estados Unidos mediante gasoductos, podría derivar en menores
importaciones de GNL por parte de México. Por otro, al existir menor demanda de gas
natural por parte de Estados Unidos, la producción canadiense de shale gas podría
orientarse al mercado global en forma de GNL.
Tal como puede apreciarse en el gráfico 3-9, la nueva configuración del mercado
norteamericano de gas natural impactó directamente en el índice Henry Hub.
Gráfico 3-9: Evolución de los precios del gas natural (en US$/MMBtu). Período 2000-2012
Fuente: Elaboración propia con base en datos de BP (2013).
Si bien la crisis financiera había generado una reducción generalizada de los
precios del gas en el año 2008, a partir de 2009 aumenta la brecha de precios entre los
distintos mercados. Mientras que el incremento de la producción de gas no
convencional en Estados Unidos, sumado a una demanda “planchada”, produjo un
estancamiento de índice Henry Hub, el aumento del precio del petróleo, influyó
fuertemente en la suba de los precios del gas en Europa y Asia (IGU, 2011a).
02468
1012141618
2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
Japón
Alemania
NBP (Reino Unido)
Henry Hub (EE.UU.)
21
4. EL SISTEMA ENERGÉTICO ARGENTINO: LA IMPORTANCIA DEL GAS NATURAL Y LOS
PROBLEMAS DE ABASTECIMIENTO
En el año 2008, en el marco de la consolidación del comercio mundial de GNL,
Argentina se convierte en el primer país latinoamericano en desarrollar facilidades para
la importación de este combustible. Esta metodología de importación de gas natural
permitió al país enfrentar la crisis energética en la que se encontraba inmerso desde
principios de la década de 2000.
La fuerte dependencia del sistema energético argentino con respecto al gas natural
–y, actualmente, con respecto al GNL– así como los problemas en el abastecimiento
energético que motivaron el inicio de las importaciones de GNL, son el resultado de
procesos históricos en los que se combinan las medidas de política energética y
económica implementadas por el Estado y las decisiones de diversos actores privados y
públicos participantes de las cadenas productivas energéticas.
4.1 Breve reseña de la configuración histórica del sistema energético argentino
Hasta fines de la década de 1980, las cadenas energéticas eran controladas en
forma centralizada por el Estado y se encontraban fuertemente integradas.
En el caso particular de la cadena de gas natural, mientras el segmento upstream
era monopolizado por la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.E. (YPF),
Gas del Estado S.E, tenía a su cargo el monopolio del transporte, tratamiento y
distribución de gas. Por otra parte, la Secretaría de Energía fijaba los precios de
transferencia que YPF S.E. cobraba a Gas del Estado y determinaba las tarifas a pagar
por los usuarios finales.
A comienzos de 1990, se impulsó un proceso de reformas económicas
estructurales que se extendieron al sector energético. En este contexto, se produjo la
desintegración de las cadenas energéticas y se privatizaron las empresas públicas que
operaban en el sector.
En lo que respecta a la cadena productiva de gas natural, conjuntamente con la
privatización de YPF S.E. el segmento upstream fue desregulado y el precio del gas en
22
“boca de pozo” pasó a estar definido por la libre interacción de la oferta y la demanda
en el mercado mayorista de gas natural11.
Por otra parte, en el segmento downstream, se establecieron dos unidades
transportistas y ocho unidades de distribución, cada una de las cuales mantenía el
monopolio de la actividad en la zona que le había sido adjudicada12. El Estado mantuvo
el rol de regulador de este segmento mediante la creación del Ente Nacional Regulador
del Gas (ENARGAS) (Ley Nº 24.076/92 y Decreto Reglamentario Nº1738/92). Entre
otras atribuciones, según lo establecido en el marco regulatorio, el ENARGAS tenía a
su cargo el diseño y aprobación de las tarifas de transporte y distribución, las cuales
eran calculadas en dólares y expresadas de acuerdo a la paridad cambiaria vigente13.
En el marco de la crisis económica ocurrida en el año 2001, se sancionó la Ley N°
25.561, mediante la cual se abandonó el régimen de tipo de cambio fijo que había sido
establecido por la Ley de Convertibilidad. En este contexto, se pesificó el precio del gas
en boca de pozo y se pesificaron y congelaron las tarifas de los servicios de transporte y
distribución14.
Las tarifas del gas en boca de pozo permanecieron inalteradas hasta el año 2004.
En ese año se establecieron las pautas para la elaboración de un “esquema de
normalización del precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte”
(Decreto N° 181/04 y Resolución MPFIPyS N° 208/04). Por su parte, las tarifas finales
en dólares a pagar por los usuarios residenciales15 y por el sector público, comercial y
de servicios se han mantenido prácticamente constantes en el período 2002-2010
(Kozulj, 2012).
En términos generales, durante la década de 2000, si bien no se sancionó ninguna
ley que suprimiera el marco regulatorio instaurado en la década de 1990 –exceptuando
11 El Decreto Nº 2731/93 estableció la desregulación del precio del gas en “boca de pozo” a partir del mes de enero de 1994. 12 Se establecieron las siguientes unidades de distribución: Noroeste, Centro, Litoral, Cuyana, Buenos Aires Norte, Metropolitana, Pampeana y Sur. En el año 1997 se adjudicó la construcción y posterior operación de redes de distribución en la región mesopotámica (Misiones, Chaco, Formosa y Entre Ríos). 13 El lector interesado en la formación de los precios y tarifas del gas natural durante el período posterior a las reformas del sector energético, puede remitirse a Kozulj (2012). 14 La Ley Nº 25.561 de “Emergencia pública y reforma del régimen cambiario” declara la emergencia pública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria y modifica gran parte de los artículos de la Ley Nº 23.928 de “Convertibilidad del Austral”. Asimismo, en el Art. 8º, establece la pesificación y congelamiento de las tarifas de los servicios públicos y en el Art. 11° establece la pesificación de las obligaciones originadas en contratos entre particulares. 15 No se consideran las variaciones de tarifas por aplicación del Programa de Uso Racional de la Energía-Gas (P.U.R.E.GAS) (Kozulj, 2012).
23
la Ley Nº 25.561–se instrumentaron diversas medidas tendientes a subsanar los
problemas energéticos, las cuales, en la práctica, desarticularon el sistema normativo
previamente existente16. El Estado comenzó a intervenir más activamente en el sector
energético mediante la realización de inversiones con fondos presupuestarios y el
establecimiento de subsidios a las tarifas de gas natural y electricidad (Lapeña, 2012).
Asimismo, en mayo de 2012 se sancionó la Ley N° 26.741, mediante la cual se
declaró la expropiación del 51% del patrimonio de la empresa YPF S.A, perteneciente a
la empresa Repsol17.
4.2 La importancia creciente del gas natural en la matriz energética argentina
Con un claro predominio del gas natural como principal fuente de energía,
Argentina es uno de los países con mayor penetración del gas natural en la matriz
energética primaria (BP, 2013).
Esta dependencia del sistema energético con respecto al gas natural ha sido
creciente a lo largo de la historia. Mientras en el año 1960, el petróleo representaba el
71% de la oferta interna de energía primaria y el gas sólo participaba marginalmente, en
el año 2010, el gas natural predominaba como principal fuente de energía, con una
participación del 50% en la matriz energética (gráfico 4-1).
16 Un resumen de las diversas normativas instrumentadas a partir del año 2004 se halla en Kozulj (2012). 17 Las acciones sujetas a expropiación quedarían distribuidas del siguiente modo: 51%: Estado Nacional; y 49% distribuido entre las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos.
24
Gráfico 4-1: Matriz de energía primaria de Argentina. Período 1960-2010
* Datos provisorios Fuente: Elaboración propia con base en datos de la Secretaría de Energía
Si bien una de las características de la demanda de gas natural en Argentina es la
estacionalidad, siendo mayor el consumo durante los meses de invierno, de los datos
suministrados por el ENARGAS se desprende que el consumo de gas durante los meses
de verano ha sufrido un incremento sustancial en la década de 2000. Esto ha sido
motivado, principalmente, por el mayor consumo de las centrales térmicas, las cuales
deben satisfacer una demanda mayor de electricidad derivada del uso creciente de
equipos de refrigeración (Recalde, 2010).
Asimismo, la participación de los distintos usuarios en el consumo mensual varía
dependiendo de la época del año considerada: mientras el sector residencial presenta un
mayor consumo de gas durante la temporada invernal, la industria y, principalmente, las
centrales eléctricas consumen un mayor volumen de gas durante el verano, cuando la
demanda de gas por parte del sector residencial es menor (ENARGAS)18.
Por otro lado, si se considera el consumo anual por parte de los distintos usuarios,
como puede observarse en el gráfico 4-2, los sectores con mayor participación son los
sectores de generación de energía eléctrica y el sector industrial.
18 Gran parte del gas suministrado a las industrias y a las centrales de generación eléctrica se realiza sobre una base interrumpible, lo cual implica la posibilidad de interrupciones cuando la demanda de los usuarios con servicios en base firme (o no interrumpible) -tal es el caso de los usuarios residenciales- aumenta. Por este motivo, durante los meses de invierno, se suele interrumpir el suministro de gas a los usuarios industriales y a las centrales eléctricas a fin de garantizar la disponibilidad de gas para los usuarios residenciales.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005*2010*
Aceite
Bagazo
Leña
Carbón Mineral
Nuclear
Energía Hidráulica
Petróleo
Gas Natural
25
Gráfico 4-2: Consumo anual de gas natural en Argentina según tipo de usuario. Año 2012
Fuente: Elaboración propia con base en datos del ENARGAS
4.3 La expansión de la demanda de gas natural
La expansión en el uso del gas natural comenzó durante la etapa previa a las
reformas introducidas en la década de 1990 y fue el resultado de una política deliberada
por parte del Estado, tendiente a sustituir el uso del petróleo como principal fuente de
energía. Esta política fue motivada, principalmente, por la relativa abundancia de gas,
suscitada por el descubrimiento de nuevos yacimientos a fines de la década de 197019.
Luego de las reformas introducidas en el sector energético, tal como muestra el
gráfico 4-3, la expansión en el uso de gas continuó en todos los sectores de la economía.
Gráfico 4-3: Evolución del consumo interno anual de gas natural en Argentina (en miles de
millones de m3). Período 1993-2012
Fuente: Elaboración propia con base en datos del ENARGAS
19 En el año 1977, como resultado de las inversiones en exploración realizadas por YPF S.E., se produjo el descubrimiento del yacimiento gigante de Loma de la Lata, en la Cuenca Neuquina, uno de los más importantes del país. Con la posterior incorporación de las Cuencas Noroeste y Austral, las reservas comprobadas aumentaron a más del doble entre 1977 y 1980 (Pistonesi, 2001).
24%
3%1%
28%
35%
2% 7% ResidencialComercialEntes OficialesIndustriaCentrales EléctricasSubdistribuidoresGNC
051015202530354045
02468
10121416
1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
Con
sum
o to
tal
Con
sum
o po
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o de
usu
ario
TotalResidencialComercialEntes OficialesIndustriaCentrales EléctricasSubdistribuidoresGNC
26
Uno de los sectores que mayor dinamismo ha dado al crecimiento de la demanda
de gas es el de generación de energía eléctrica. El consumo creciente por parte de este
sector se debió, principalmente, a la expansión del parque de generación térmica, el
cual, en el período 1992-2012, incrementó su participación en el total de potencia
instalada en un 25% (CAMMESA). De este modo, más allá de las fluctuaciones de
corto plazo (causadas por la influencia de las condiciones hidrológicas), la fuerte
dependencia del sector eléctrico con respecto a la industria gasífera presenta un carácter
estructural.
Una de las causas determinantes de la expansión del parque térmico durante la
década de 1990 fue la incursión en el eslabón de generación eléctrica de algunos actores
cuya actividad principal estaba ligada al sector de hidrocarburos, lo cual suele ser
atribuido a las fallas y laxitud de los marcos regulatorios20 (Kozulj, 2000; Aspiazu et
al., 2001; Pistonesi, 2000, 2001; Recalde, 2010). Por otro lado, el incremento del parque
térmico también se atribuye a los precios bajos del gas natural durante el período 1992-
2000 (Recalde, 2010) y al menor precio relativo del gas que se verificó luego de la
devaluación (Cont et al., 2004)21.
En lo que se refiere al sector industrial, una de las causas determinantes de la
expansión en el consumo de gas fue el aumento del peso relativo de industrias
intensivas en el uso de energía durante la década de 1990 (Bouille et al., 2004). En este
sentido, la demanda de gas en el caso del sector industrial también presenta un carácter
estructural. Por otro lado, la recuperación económica posterior a la crisis de 2001 y la
distorsión de los precios relativos, ocurrida luego de la devaluación del año 2002 (Cont
et al., 2004), influyeron positivamente en el crecimiento del consumo industrial de gas.
Por su parte, el rubro de usuarios residenciales se muestra como uno de los
sectores con menor dinamismo en la demanda de gas. La tendencia creciente que
presenta el consumo de este tipo de usuarios responde, principalmente, a la expansión
de las redes de distribución que han permitido la incorporación de un mayor número de
beneficiarios. Asimismo, las fluctuaciones del consumo de gas de los usuarios
20 Si bien uno de los principales objetivos con los que se fundamentó el proceso de privatizaciones en el sector energético era la búsqueda de competencia (ENARGAS, 1993), según los autores se produjo un importante proceso de concentración y centralización, en el que pocos actores obtuvieron un elevado poder de mercado y una fuerte presencia en los distintos segmentos de las cadenas energéticas. 21 Al mismo tiempo que se pesificaron y congelaron las tarifas del gas natural, se produjo un ajuste del precio de los combustibles líquidos (Cont et al., 2004).
27
residenciales se explican por las variaciones de la temperatura promedio registrada en
cada período.
En lo que respecta al sector transporte, a mediados de la década de 1980 –a través
del fuerte impulso dado por el sector público en pos de reducir la dependencia con
respecto al petróleo–, se introdujo el Gas Natural Comprimido (GNC) como
combustible vehicular. La notable expansión en su uso, principalmente, a partir del año
2002, resulta de la modificación de los precios relativos ocurrida luego de la
devaluación (Cont et al., 2004; Kozulj, 2005).
Por otro lado, además de la expansión de la demanda interna, uno de los factores
determinantes del crecimiento de la demanda de gas fue el creciente volumen de
exportaciones22.
Según sostiene Pistonesi (2001), las importantes inversiones en la construcción de
gasoductos de exportación han sido consecuencia de las reformas implementadas en la
década de 1990, de una racionalidad tendiente a la valorización de las reservas de gas
por parte de los actores privados que operaban en el sector y por las excelentes
oportunidades de negocios que ofrecían los potenciales mercados externos de gas
natural.
Tal como se muestra en el gráfico 4-5, desde el comienzo y hasta el año 2004, las
exportaciones de gas natural mostraron un importante crecimiento, llegando a
representar, en el año 2004, el 18% de la demanda total de gas natural. Sin embargo, los
problemas de abastecimiento que comenzaron a percibirse a partir del año 2004
motivaron la suspensión paulatina de las exportaciones hasta alcanzar, en el año 2012,
sólo un 0,3% de la demanda total de gas23.
22 Argentina comienza a exportar gas natural en el año 1997. Las exportaciones se destinaban, en principio, a Chile y, posteriormente, a Uruguay (a partir de 1998) y Brasil (a partir de 2000) (ENARGAS, 2013). 23 En el Art. 3º de la Ley Nº 24.076 se establece que las exportaciones de gas natural serán autorizadas por el Poder Ejecutivo Nacional en la medida que no se afecte el abastecimiento interno. Asimismo, en el contexto de los problemas de abastecimiento que comenzaron a evidenciarse a partir del año 2004, la Secretaría de Energía (SE) emitió la Resolución Nº 265/04, la cual establece la suspensión de las exportaciones de excedentes de gas natural que resulten útiles para el consumo interno.
28
Gráfico 4-5: Evolución de la demanda total anual de gas natural en Argentina (en miles de millones
de m3). Período 1993-2012
Fuente: Elaboración propia con base en datos del ENARGAS
4.4 Problemas en el abastecimiento de gas natural
El crecimiento de la demanda energética evidenciado durante la última década se
ha producido en un contexto de fuertes restricciones en la oferta.
Como puede observarse en el gráfico 4-6, si bien la producción interna de gas
natural ha presentado una tendencia creciente durante la década de 1990, en el año 2004
ha comenzado a mostrar signos de estancamiento. Esta insuficiencia en la producción
interna de gas natural para abastecer el constante aumento de la demanda de gas y
electricidad fue compensada por un continuo incremento de las importaciones.
Gráfico 4-6: Evolución de la oferta total anual de gas natural en Argentina (en miles de millones de
m3). Período 1990-2011
Fuente: Elaboración propia con base en datos de la Secretaría de Energía.
0
10
20
30
40
50
1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
Consumo interno
Exportaciones
0
10
20
30
40
50
60
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Importaciones
Producción interna
29
Las empresas privatizadas que operan en el sector señalan las medidas
implementadas luego de la devaluación del año 2002 como causa fundamental de los
problemas de abastecimiento. Desde esta perspectiva, se suele afirmar que la nueva
estructura de precios volvió inviables las inversiones y redujo la rentabilidad de las
empresas, las cuales debían afrontar los mayores costos del endeudamiento externo y de
los insumos importados (Vicente et al., 2002).
Por el contrario, Kozulj (2005) afirma que las restricciones que experimentó la
oferta interna de gas en la década de 2000 han sido sobredimensionadas mediante un
manejo estratégico del recurso por parte de las empresas productoras en un contexto de
débil regulación por parte del Estado. Según esta visión, la crisis energética evidenciada
en el año 2004 es explicada por la presión generada por estos actores para obtener
mayores precios del gas en boca de pozo y justificar las importaciones desde Bolivia,
país en el cual operan las mismas empresas que concentran la mayor parte de la
producción de gas en Argentina.
4.4.1 Los recursos de gas natural
Más allá de las consideraciones mencionadas, varios autores (Gadano, 1998;
Kozulj, 2005; Caratori, 2009) coinciden en señalar que la falta de inversiones en
exploración ha impedido que las reservas de gas natural se incrementen al ritmo del
crecimiento de la producción, lo cual ha constituido una de las causas fundamentales de
los problemas de abastecimiento que experimenta el sector gasífero.
Esta falta de inversiones no fue una característica propia de la década de 2000,
sino que comenzó en la década de 199024, y ha impedido aprovechar el potencial de
desarrollo de los recursos convencionales de gas natural. En este sentido, según las
estimaciones realizadas por Di Sbroiavacca (2013), faltaría aún por detectar y extraer de
las cuencas actualmente en explotación un volumen equivalente a 3,5 veces las reservas
probadas actuales.
24 El marco regulatorio instaurado en la década de 1990 sólo se limitaba a asegurar la rentabilidad de las empresas. Las inversiones en el segmento upstream no revestían carácter obligatorio, ya que se consideraba que serían estimuladas en forma automática por la elevada rentabilidad. Sin embargo, contrariamente a lo esperado, las empresas tenían incentivos para invertir en países con mercados de gas menos desarrollados, tal es el caso de Bolivia (Kozulj, 2005).
30
Por otro lado, Argentina también contaría con un elevado volumen de recursos no
convencionales de gas. Según el informe publicado por la EIA (2013b) los recursos de
shale gas ubicados en el país equivaldrían a 68 veces las actuales reservas comprobadas
de gas natural, ubicándolo en el segundo lugar en el conjunto de países con mayores
recursos de shale gas en el mundo.
En este contexto, se han generado expectativas positivas con respecto a la
posibilidad de hallar una solución definitiva a las dificultades en el abastecimiento que
sufre el sistema energético argentino. Sin embargo, aún existe incertidumbre con
respecto a la localización exacta de los recursos no convencionales y a la factibilidad
económica y ambiental de su explotación. El propio informe publicado por la EIA
(2013b) afirma que sus estimaciones son inciertas debido a la relativa escasez de datos
que existe en la actualidad25.
Asimismo, de ser factible la explotación de estos recursos, sólo sería posible
revertir la dependencia con respecto a los combustibles importados a partir del año
2020, dada la extensión de los períodos de maduración necesarios para este tipo de
proyectos (Di Sbroiavacca, 2013).
4.4.2 La capacidad de transporte
Más allá de la posibilidad de incrementar las reservas de gas natural, también
resulta necesario contar con la capacidad suficiente de transporte hacia los centros de
consumo. En este sentido, en las últimas dos décadas tampoco se han realizado
inversiones en expansión de gasoductos destinados al mercado interno.
Los tramos principales de los gasoductos troncales de transporte se construyeron
durante el período previo a las reformas de 1990 y fueron producto de inversiones
realizadas por Gas del Estado. Durante la década de 1990, el incremento de la capacidad
de transporte se realizó, esencialmente, mediante la construcción de gasoductos
paralelos y de nuevas estaciones compresoras, mientras que la construcción de nuevos
gasoductos sólo se limitó al abastecimiento de los mercados de exportación (Pistonesi,
25 “The estimates of technically recoverable shale oil and shale gas resources (…) are uncertain given the relatively sparse data that currently exist” (EIA, 2013b, p. 5).
31
2001). Durante la década de 2000 se construyeron, fundamentalmente, gasoductos de
importación (ENARGAS, 2013)26 .
En otro orden de consideraciones, resulta de interés señalar que, dada la
estacionalidad de la demanda de gas y la extensión de los plazos de maduración de las
inversiones en ampliación del sistema de transporte, para que el sistema opere de
manera sustentable es necesario que los gasoductos de transporte mantengan un exceso
de capacidad (Recalde, 2010). En este sentido, si el incremento en la producción de gas
natural no es acompañado por un aumento en la capacidad de transporte, resultan
afectados, fundamentalmente, los usuarios con servicio interrumpible –las centrales
térmicas y, principalmente, el sector industrial– los cuales serían sometidos a mayores
interrupciones de suministro en los períodos de elevada demanda de gas.
En este sentido, Recalde (2010) señala el conflicto entre los intereses de las
empresas transportadoras privadas y las sustentabilidad del sistema de transporte. Según
lo planteado por la autora, la racionalidad económica que guía las decisiones de los
actores privados lleva a maximizar el uso de la capacidad de los gasoductos a fin de
minimizar los costos unitarios.
5. LA IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO
En respuesta a los problemas de abastecimiento que comenzaron a evidenciarse a
partir del año 2004, Argentina reinició las importaciones de gas natural desde Bolivia,
las cuales habían sido interrumpidas en el año 1999. Sin embargo, en el año 2007, los
cambios institucionales ocurridos en ese país dificultaron el cumplimiento de los
compromisos de suministro27, imprimiendo un marco de incertidumbre con respecto a la
seguridad del abastecimiento futuro.
En este escenario, en el año 2008 se iniciaron las importaciones de GNL mediante
la instalación de un buque regasificador en el puerto de la ciudad de Bahía Blanca, al
26 La evolución histórica del sistema de transporte de gas natural en Argentina puede consultarse en ENARGAS (2013). 27 Recién a partir de la segunda mitad del año 2010, luego de las negociaciones entre ambos países, las importaciones provenientes desde Bolivia comenzaron a normalizarse (Energía Argentina S.A [ENARSA], 2012).
32
cual se adicionaría, posteriormente, un segundo buque que se instalaría en el puerto
fluvial del partido de Escobar.
5.1 El “Plan de Provisión de Gas Natural Licuado Regasificado”
La importación de GNL se implementó mediante el “Plan de Provisión de Gas
Natural Licuado Regasificado (GNLR)” como parte del “Plan General de Provisión de
Combustibles Gaseosos”, en el marco del “Programa de Energía Total” (PET).
El PET fue creado por la Resolución MPFIPyS Nº 459 del año 2007 con el
objetivo inicial de incentivar la sustitución del consumo de gas natural y/o energía
eléctrica por el uso de combustibles alternativos para las diferentes actividades
productivas y/o la autogeneración eléctrica. En el año 2008, mediante la Resolución
MPFIPyS Nº 121, se amplió el alcance del mencionado programa, incorporándose el
objetivo de garantizar el abastecimiento de los recursos energéticos que sean
demandados tanto por el aparato productivo como por el conjunto de la población.
De acuerdo a lo establecido en el Reglamento General del PET (aprobado por la
Disposición Nº 30/2008 y la Disposición Nº 287/2008, ambas de la Subsecretaría de
Coordinación y Control de Gestión [SSCyCG], dependiente del MPFIPyS) y el
Reglamento Particular sobre la Provisión de Gas Natural Licuado Regasificado,
elaborado por la empresa estatal Energía Argentina S.A. (ENARSA), el “Plan de
Provisión de GNLR” se creó con el objeto de construir, mantener, gestionar y
administrar un sistema para adquirir y regasificar GNL, mediante un buque
regasificador, para abastecer de dicho fluido al mercado argentino.
Según consta en la misma normativa, tanto las tareas de diseño, construcción,
operación, mantenimiento, gestión y administración del sistema de provisión, como la
adquisición del GNL, deben ser realizadas por ENARSA, por sí o a través de terceros.
5.1.1 Instalación de los buques regasificadores
La necesidad de garantizar el suministro de gas natural en forma acelerada en el
contexto de la crisis energética ocurrida en el año 2007, dificultaba la instalación de una
terminal marítima convencional de GNL y de una planta de regasificación en tierra,
33
dados los extensos plazos de construcción de este tipo de infraestructura (Iribarren, et
al. 2011). Por tal motivo, se optó por la instalación de un buque de regasificación
(FSRU) para operar en el Puerto de Bahía Blanca, al cual se adicionaría, posteriormente,
un segundo buque regasificador que se instalaría en el Partido de Escobar.
5.1.1.1 Terminal de regasificación GNL Bahía Blanca (Bahía Blanca GasPort)
La terminal de regasificación de Bahía Blanca se encuentra ubicada en el muelle
de la Compañía Mega S.A., localizado en el sector Cangrejales del Puerto Galván de la
mencionada localidad.
La elección de la localización respondió a las características particulares que
presenta la ciudad y que posibilitaron la viabilidad del proyecto, a saber: la
convergencia de los gasoductos troncales de la empresa Transportadora de Gas del Sur
(TGS); la proximidad relativa a Buenos Aires, principal centro de consumo de gas de
Argentina; la presencia del Polo Petroquímico, que dispone de muelle de inflamables; y
las características del puerto, cuya vía de acceso permite la navegación de buques de
gran porte y calado, tal es el caso del buque regasificador y los buques metaneros
(Rodríguez, 2011).
La planta de la Compañía Mega S.A., ubicada en el Polo Petroquímico de la
ciudad de Bahía Blanca, se ocupa del fraccionamiento de los líquidos de gas natural
para producir etano, propano, butano y gasolina natural. El propano, el butano y la
gasolina natural son despachados por vía marítima, por lo que la planta cuenta con un
muelle de 270 m de longitud que permite el atraque de buques de gran porte (Compañía
Mega S.A., s.f.; Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca, 2014).
A fin de viabilizar las operaciones de la FSRU en el muelle de la Compañía Mega,
la empresa construyó líneas alternativas de evacuación de sus productos, lo cual
permitió el despacho de su producción a través del muelle de la posta para inflamables
de Puerto Galván (butano y propano) y del muelle de la planta de Profertil S.A.
(gasolina natural) (Compañía Mega S.A., 2008). Asimismo, para permitir la inyección
del GNLR en el sistema de transporte se construyó un gasoducto de 1 km de longitud
que conecta el brazo de descarga de GNLR de la FSRU con un gasoducto existente
34
perteneciente a la empresa Profertil S.A., el cual se comunica con los gasoductos
troncales de TGS (YPF S.A. Dirección de Comercialización de Gas Natural, s.f.).
Las tareas de diseño y construcción de las obras necesarias para la adecuación del
muelle fueron realizadas en un tiempo record de 100 días (Rodríguez, 2011) y fueron
atribuidas por ENARSA a la empresa YPF S.A. Esta última, también tiene a su cargo la
operación, mantenimiento, gestión y administración del sistema de regasificación. El
“contrato de locación de obra de regasificación” entre ENARSA e YPF S.A. tuvo una
vigencia inicial de cinco años, habiéndose luego extendido hasta el 31 de octubre de
2015 (ENARSA, 2012).
Por su parte, las FSRUs instaladas en Bahía Blanca fueron contratadas a la
empresa Excelerate Energy L.P. Los primeros buques contratados tenían una capacidad
de almacenamiento de 138.000 m3 de GNL (82,8 millones de m3 de gas natural) y una
capacidad máxima de regasificación de 14,2 millones de m3 por día. Sin embargo,
debido a las limitaciones del ducto de interconexión que vinculaba el sistema TGS-
Profertil, la capacidad máxima de inyección del GNLR en el sistema de transporte era
de 8 millones de m3 diarios (ENARSA, 2012; Excelerate Energy L.P., s.f. b).
En este sentido, a fin de reducir las limitaciones del gasoducto de interconexión,
en el año 2011 se realizaron obras de ampliación que permitieron incrementar la
capacidad de inyección a 12 millones de m3 por día. Asimismo, en el año 2012, una
segunda obra de ampliación permitió acondicionar el muelle para la instalación de
buques de mayor capacidad de almacenamiento y regasificación (ENARSA, 2011,
2012). De este modo, desde el año 2012, las FSRUs contratadas a Excelerate Energy
L.P. presentan una capacidad de almacenamiento de 150.900 m3 de GNL (90,5 millones
de m3 de gas natural) y una capacidad máxima de regasificación de 17 millones de m3
por día.
5.1.1.2 Terminal de regasificación GNL Escobar (Escobar GasPort)
La terminal de regasificación de GNL Escobar, que comenzó a operar en el mes
de mayo de 2011, se localiza entre los km 74 y 75 sobre el margen derecho del Río
Paraná de las Palmas, en el Partido de Escobar, provincia de Buenos Aires.
35
El proyecto fue desarrollado mediante una unión transitoria de empresas
conformada por ENARSA e YPF S.A. Las obras de ejecución demoraron 8 meses e
incluyeron la realización de operaciones de dragado, la construcción de un nuevo
muelle y la instalación de un gasoducto de 31 km de longitud que se extiende hasta Los
Cardales para conectarse con el sistema troncal de transporte de la empresa
Transportadora de Gas del Norte (TGN) (Rodríguez, 2011).
Al igual que en la terminal de Bahía Blanca, la provisión de la FSRU está a cargo
de la empresa Excelerate Energy L.P.
Si bien la terminal de Escobar tiene la facultad de recibir buques de 150.000 m3 de
capacidad, con un caudal máximo de inyección de 17 millones de m3 diarios de gas
natural, la profundidad de las aguas de los ríos de La Plata y Paraná de las Palmas exige
efectuar descargas parciales en el Puerto de Bahía Blanca (Rodríguez, 2011).
5.1.1.3 Inversiones realizadas para la construcción de ambas terminales
Según lo mencionado por la empresa Excelerate Energy L.P. (s.f. a; s.f. c), una de
las ventajas de la instalación de terminales flotantes de regasificación como alternativa a
la construcción de plantas convencionales es el menor monto de inversiones.
La inversión requerida para el acondicionamiento del muelle Mega, en Bahía
Blanca (sin considerar las posteriores inversiones realizadas para la ampliación de la
terminal) fue de US$8 millones (ENARSA, 2008), 90% menos en comparación con lo
que hubiera significado la construcción de una terminal terrestre convencional
(Excelerate Energy L.P., s.f. a).
En la terminal de regasificación de GNL Escobar la inversión requerida fue mayor
debido a la necesidad de construir un muelle totalmente nuevo y de realizar operaciones
de dragado para posibilitar la navegación de los buques. Según el Ministro de
Planificación Federal, Julio de Vido (2011), el monto invertido en la terminal GNL
Escobar fue de $680 millones (US$164 millones aproximadamente28). De acuerdo a lo
publicado por Excelerate Energy L.P. (s.f. c), en este caso, la inversión también
28 Valores expresados en dólares según tipo de cambio nominal promedio para el año 2011 (equivalente a $4,12/US$) calculado con base en el tipo de cambio de referencia mayorista (Comunicación “A” 3.500 del BCRA).
36
representó sólo una fracción de lo que hubiera significado la construcción de una
terminal convencional.
5.1.2 Adquisición y regasificación del gas natural licuado
Los volúmenes a suministrar de gas natural licuado regasificado (GNLR) son
propuestos, conforme a la demanda, por los organismos de asesoramiento técnico
competentes, a saber, la Secretaría de Energía, el Ente Nacional Regulador de la
Electricidad (ENRE) y el ENARGAS (Disposición SSCyCG Nº287/08).
A fin de cumplimentar la adquisición del GNL en el mercado internacional,
ENARSA convoca a las potenciales empresas proveedoras a licitación o concurso
privado. Según consta en la normativa, los valores de compra correspondientes deben
ser definidos por ENARSA, manteniéndose dentro de los parámetros referenciales del
mercado internacional (Disposición SSCyCG Nº287/08).
ENARSA adquiere el GNL mediante contratos a corto plazo o spot, los cuales
consisten, en general, en la contratación de “cargos de GNL” en forma independiente.
Mediante esta modalidad, las empresas proveedoras, junto con los buques metaneros
que realizan el transporte, se contratan por viaje.
La transferencia de GNL importado, desde los buques metaneros hacia las
FSRUs, se realiza mediante la modalidad STS (ver sección 3.1.4.1). Argentina
constituye el segundo país en realizar la operación STS en puerto, ya que, comúnmente,
este tipo de operaciones se realizan en alta mar (Schneider, 2008). El primer país en
realizar este tipo de operación fue el Reino Unido, en el muelle de Teesside, el cual
inició sus operaciones en el año 2007.
El trasvase STS se realiza en forma simultánea al proceso de regasificación a
bordo de la FSRU y a su transferencia a la red de distribución a través de un brazo
flexible de descarga de alta presión (HP gas arm). Esta tecnología también ha sido
desarrollada por la compañía Excelerate Energy L.P.
37
5.1.2.1 Costos involucrados en la compra y regasificación del gas natural licuado
El proceso de adquisición y regasificación del GNL involucra los costos
incurridos en la compra del GNL en el mercado internacional; el transporte mediante las
FSRUs y los buques metaneros desde los países proveedores; las tasas y los servicios
marítimos y portuarios en los puertos de recepción; y las operaciones de regasificación.
El precio de compra del GNL y los costos involucrados en el transporte se
encuentran incluidos en el precio a pagar por ENARSA a las empresas que proveen los
cargamentos de GNL. Tal como se muestra en el gráfico 5-1, desde el comienzo de las
operaciones de regasificación este precio ha sido claramente superior a los precios del
gas en boca de pozo de las cuencas argentinas y a los precios pagados a Bolivia por la
importación de gas mediante gasoductos.
Gráfico 5-1: Evolución de los precios promedio del gas natural (US$/MMBtu). Período 2008-2013
* Los datos del año 2013 corresponden al período enero-setiembre en el caso del GNL y al período enero-octubre en el caso del GN importado desde Bolivia. ** Valores expresados en dólares según tipo de cambio nominal promedio mensual, calculado con base en el tipo de cambio de referencia mayorista (Comunicación “A” 3.500 del BCRA). Fuente: Elaboración propia con base en datos del Instituto Petroquímico Argentino (IPA, 2010), Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB 2010, 2012, 2013) y Secretaría de Energía.
Como puede observarse en el gráfico, el precio del GNL muestra una tendencia
creciente a partir del año 2009, similar a la evolución que experimentaron los precios en
los mercados europeo y asiático (ver sección 3.2.2.2). Por el contrario, la reducción del
índice Henry Hub, causada por la expansión en el desarrollo del gas no convencional,
parece no haber influido.
0
5
10
15
20
2008 2009 2010 2011 2012 2013*
GNL importado
GN importado (Bolivia)
GN producción interna**
38
En lo referente a los costos marítimos y portuarios, ENARSA tiene a su cargo la
contratación de los servicios accesorios de remolque y de agenciamiento marítimo29
(ENARSA 2013a, 2013b, 2013c, 2013d). Si bien no existe información detallada con
respecto a los precios pagados en concepto de estos servicios, el Honorable Consejo
Deliberante (HCD) de la ciudad de Bahía Blanca, basándose en información
suministrada por YPF S.A., denuncia que estos costos rondarían los US$500.000
anuales, duplicando el costo de la misma operatoria en los puertos de Brasil y más que
triplicando el costo de los mismos servicios en los puertos europeos (Bahía Blanca,
HCD, 2013).
En el caso particular de la terminal de regasificación Bahía Blanca, además de los
costos mencionados, ENARSA paga a YPF S.A. por los servicios de operación,
mantenimiento, gestión y administración del sistema de regasificación.
En lo concerniente a los costos involucrados en la regasificación del GNL, se paga
a la empresa Excelerate Energy L.P. por el alquiler de la FSRU y la regasificación y
almacenamiento del GNL en el interior de la misma. Si bien, tampoco existe
información específica con respecto a este importe, el HCD de Bahía Blanca menciona
que los costos anuales por el alquiler de buques regasificadores y gastos portuarios
asociados a dichas operatorias en el puerto de la mencionada localidad, superarían los
US$145 millones (Bahía Blanca, HCD, 2013).
5.1.3 Comercialización del gas natural licuado regasificado
Una vez realizado el proceso de regasificación, el gas natural se inyecta en el
sistema troncal de transporte. En el caso de Bahía Blanca, la mayor parte del GNLR se
inyecta en el sistema sur, operado por la empresa TGS S.A, mientras que el resto se
envía a la planta Profertil S.A30. Por su parte, el GNLR proveniente de la FSRU de
Escobar se destina al sistema norte, operado por la empresa TGN S.A.
29 Las agencias marítimas realizan todos los trámites y operaciones relativas al ingreso, amarre, descarga, desamarre y egreso de los buques metaneros a los puertos de Bahía Blanca y Escobar. En este sentido, además de sus honorarios, las agencia cobran las comisiones, impuestos y gastos portuarios relativos a las mencionadas tareas (ENARSA 2013a, 2013b). 30 Luego de las ampliaciones realizadas, se prevé enviar a Profertil 2,4 millones de m3 de GNLR por día, equivalentes al 14% del caudal de inyección del buque de 17 millones de m3 diarios (ENARSA, 2012).
39
Los valores de comercialización del GNLR para el mercado interno son definidos
por la Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión, conjuntamente con la
Secretaría de Comercio Interior (Disposición SSCyCG Nº 287/08).
En lo que respecta a la distribución entre los distintos usuarios, el GNLR es
destinado al abastecimiento de la demanda de los usuarios no interrumpibles
(Residenciales y SG-P 1, 2 y 3) sólo en el caso en el que no sea posible alcanzar la
provisión necesaria mediante la implementación de otros mecanismos de
aprovisionamiento, los cuales se encuentran definidos en las Resoluciones de la SE Nº
599/07, 659/04 y 752/05 y sus eventuales resoluciones posteriores31.
Una vez garantizado el abastecimiento a los usuarios no interrumpibles, ENARSA
asigna el GNLR, conforme las prioridades establecidas oportunamente y/o las
prioridades de abastecimiento definidas por las Autoridades Competentes, entre el resto
de los usuarios.
La distribución del GNLR entre los usuarios puede variar sustancialmente de un
año a otro. Así, mientras en el año 2011, el 44% del GNLR en la terminal de Bahía
Blanca y el 39% del GNLR en la terminal de Escobar fue destinado a abastecer la
demanda de usuarios residenciales, en el año 2012, sólo el 12% de GNLR en Bahía
Blanca y el 3% del GNLR en Escobar tuvo ese destino (ENARSA 2011, 2012).
El gráfico 5-2 muestra la distribución del GNLR total entre los distintos usuarios
en los años 2011 y 2012. Como puede observarse, entre los usuarios no prioritarios, el
principal destinatario del GNL ha sido el sector de generación de energía eléctrica.
31 Según se establece en la normativa, a fin de garantizar el uso prioritario de los volúmenes de gas disponibles para el abastecimiento del mercado interno, en primera instancia, se inyecta a los sistemas de transporte y distribución los volúmenes contemplados en el “Acuerdo para la Implementación del Esquema de Normalización de los Precios del Gas Natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte 2007-2011” (Resolución SE Nº 599/07 y Resolución SE Nº 172/11). De no resultar suficiente, se procede al redireccionamiento de gas inyectado por productores no firmantes del Acuerdo, comenzando por los volúmenes destinados a exportación y, de ser necesario, prosiguiendo con los volúmenes destinados al abastecimiento del mercado interno. Si la demanda aún no resultase satisfecha, se requiere a los productores exportadores firmantes del Acuerdo, la inyección de volúmenes adicionales mediante la aplicación del “Programa Complementario de Abastecimiento al Mercado Interno de Gas Natural” (Resolución SE Nº 659/04 y Resolución SE Nº 752/05).
40
Gráfico 5-2: Distribución del GNLR total entre los distintos tipos de usuario. Período 2011-2012
Fuente: Elaboración propia con base en datos de ENARSA (2011, 2012).
5.1.4 Financiación de las compras de gas natural licuado
Los fondos necesarios para pagar el GNL importado, correspondiente a la
diferencia entre el valor de compra en el mercado internacional y el valor de
comercialización en el mercado interno, provienen de los recursos suministrados por el
Tesoro Nacional –originados en las retenciones percibidas por derechos de exportación
de combustibles líquidos y gaseosos– y por el Fondo Fiduciario creado por el Decreto
Nº 2067/08 para atender las importaciones de gas natural (Resolución SSCyCG Nº
287/08)32.
De acuerdo a lo detallado en la normativa, los recursos que conforman el Fondo
Fiduciario provienen de los cargos tarifarios a pagar por los usuarios y por las empresas
que procesen gas natural; de programas especiales de crédito que se puedan acordar con
los organismos o instituciones pertinentes, nacionales o internacionales; y de otros
sistemas de aportes específicos a realizar por los sujetos activos del sector (Decreto Nº
2067/08, Resolución MPFIPyS Nº 1451/08 y Resolución MPFIPyS Nº 1493/08).
Los cargos a pagar por los usuarios de gas a fin de conformar el Fondo Fiduciario,
difieren según su categoría tarifaria (tipo de servicio) y, en el caso de los usuarios
residenciales, por su distribución geográfica.
Hasta el 01 de diciembre del año 2011, se encontraban excluidos del pago del
cargo las subcategorías de usuarios residenciales R1, R2 1º, R2 2º y R2 3º; los
32 Si bien la presente sección se refiere en forma exclusiva al “Plan de Provisión de Gas Natural Licuado”, los recursos necesarios para atender las importaciones de gas natural boliviano también provienen del Tesoro Nacional y del Fondo Fiduciario.
42%
8%
44%
68%
8%9%
7% 15%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2011 2012
GNCIndustriasGeneraciónDistribuidoras
41
Subdistribuidores; los usuarios del servicio general P (SG-P1; SG-P2 y SG-P3); las
estaciones de GNC; y las Centrales de Generación Eléctrica (Resolución ENARGAS Nº
563/08). Asimismo, la categoría R3 1º también se encontraba excluida en el caso
particular de los usuarios residenciales de las provincias de Buenos Aires, Mendoza,
San Juan, San Luis, Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego y La
Pampa (Resolución ENARGAS Nº 730/09).
Adicionalmente, los usuarios residenciales de las categorías R3 1º de las
provincias restantes y R3 2º y R3 3º de todo el país se encontraban exceptuados del
pago del cargo durante los meses de mayo a septiembre. Por otro lado, desde el año
2009, los cargos a pagar por los usuarios residenciales pertenecientes a la categoría R3
4º eran bonificados por el Estado en un 100% durante los meses de junio y julio, y en un
70% durante los meses de agosto y septiembre (Resolución ENARGAS Nº 768/09,
Resolución ENARGAS Nº 828/09, Resolución ENARGAS Nº 1179/10 y Resolución
ENARGAS Nº 1707/1133).
A partir del 1º de diciembre de 2011, la Resolución del ENARGAS Nº 1982, por
instrucción del MPFIPyS, aumentó el cargo tarifario y amplió su alcance a la totalidad
de los usuarios de gas.
Sin embargo, en lo que se refiere a los usuarios que se encontraban eximidos del
pago, la medida de ampliar el alcance del cargo sólo afecta a quienes no mantengan el
subsidio al consumo de gas natural. Al resto de los usuarios, el Estado Nacional otorga
un subsidio por la diferencia entre los valores unitarios de ambos cargos tarifarios34.
Asimismo, salvo aquellos especificados en la mencionada resolución y en la Resolución
ENARGAS N° 1991/2011, se exime del aumento a gran parte de los usuarios que ya se
encontraban pagando el cargo.
En este escenario, casi la totalidad de los recursos destinados al fondo fiduciario
en concepto de cargos tarifarios a usuarios y empresas, son, en realidad, subsidiados por
el Estado. En la práctica, los únicos usuarios que deben afrontar el pago del cargo son
33 La Resolución del ENARGAS Nº 1707/2011, con vigencia durante el año 2011, no ha sido prorrogada. En este sentido, los usuarios pertenecientes a las categorías que habían sido beneficiadas con esta medida, y que cuenten con el subsidio al consumo de gas natural, deberán abonar el monto establecido mediante la Resolución ENARGAS Nº 563/2008. 34 A partir del 1º de Enero de 2012, a los usuarios residenciales comprendidos en Countries, Barrios Cerrados, Clubes de Campo y Clubes de Chacras, a nivel nacional, y a los usuarios comprendidos en las zonas geográficas Barrio Norte y Puerto Madero de Capital Federal, se les retiró el subsidio al consumo de gas natural, debiendo abonar el cargo tarifario completo (Resolución ENARGAS Nº 1993/2011).
42
los de mayor consumo (siempre que no constituyan centrales eléctricas ni
subdistribuidores, ni correspondan a las categorías GNC). Esto afecta,
fundamentalmente, a los grandes usuarios industriales, aunque la mayor parte de las
industrias son eximidas del aumento.
5.2 Evolución de las importaciones de gas natural licuado
Sin bien, inicialmente, la importación de GNL constituyó una medida de corto
plazo destinada a asegurar el abastecimiento durante los períodos de mayor demanda de
gas natural –en el marco del incumplimiento de los compromisos de suministro por
parte de Bolivia– esta metodología de importación parece consolidarse, profundizando
la dependencia del sistema energético argentino con respecto al gas importado.
Al iniciarse las operaciones en la terminal de Bahía Blanca, se preveía un período
de regasificación anual durante los meses de mayor demanda de gas natural, mayo a
septiembre, con la posibilidad de ENARSA de prorrogarlo hasta el mes de octubre. Sin
embargo, a partir del año 2009, los períodos de regasificación comenzaron a extenderse.
En el año 2009 las operaciones se prolongaron hasta el mes de diciembre y, a partir de
2010, comenzaron a realizarse durante todo el año. Por su parte, en el puerto de
Escobar, la regasificación de GNL se ha realizado en forma ininterrumpida desde el
inicio de las operaciones (ENARSA, 2012).
En concordancia con lo mencionado, tal como muestra el gráfico 5-3, el volumen
importado de GNL aumentó más de 10 veces en el período 2008-2013, explicando la
mayor parte del incremento en las importaciones totales de gas. Mientras en el año 2008
el GNL regasificado representaba menos del 1% de la oferta total de gas natural y el
30% del volumen total de gas importado, en 2012, constituía el 7,5% de la oferta total y
el 44% del volumen total importado.
43
Gráfico 5-3: Evolución de las importaciones de gas natural (en miles de millones de m3). Período
2004-2013
Nota: El volumen importado de GNL se encuentra expresado unidades equivalentes en gas natural. Fuente: Elaboración propia con base en datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), de la Secretaría de Energía y del Puerto de Bahía Blanca.
Además, el incremento del volumen importado de GNL coincide con el continuo
aumento de su precio (ver gráfico 5-1), por lo cual, tal como se observa en el gráfico 5-
4, el valor de las importaciones de GNL se ha incrementado en una proporción aún
mayor. Así, la participación del GNL en el valor total de las importaciones de gas
natural aumenta sustancialmente debido al mayor precio del GNL en comparación con
el gas importado mediante gasoductos. De este modo, en el año 2013 las importaciones
de GNL comprendían más del 60% del valor total de las importaciones de gas natural.
Gráfico 5-4: Evolución de las importaciones de gas natural (en millones de US$). Período 2008-2013
Fuente: Elaboración propia con base en datos del Centro de Economía Internacional (CEI) y de la Secretaría de Energía.
En lo que se refiere al origen del GNL importado, como puede observarse en el
gráfico 5-5, desde el inicio de las operaciones de regasificación la mayor parte del GNL
ha provenido de Trinidad y Tobago. Si bien en los últimos años se ha incrementado la
0
2
4
6
8
10
12
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
GNL (Terminal Escobar)
GNL (Terminal Bahía Blanca)
Gas Natural (Bolivia)
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
2008 2009 2010 2011 2012 2013
GNL
GN (Bolivia)
44
diversificación, en 2012, más del 70% de las importaciones de GNL continuaba
proviniendo de ese país (BP, 2009, 2010, 2011, 2012, 2013).
Gráfico 5-5: Distribución de las importaciones de gas natural licuado según país de procedencia.
Período 2008-2012
Nota: La categoría “Otros de Europa” incluye a Bélgica, España y Francia y corresponde a re-exportaciones de GNL (De Aguirre et al., 2013). Fuente: Elaboración propia con base en datos de BP (2009, 2010, 2011, 2012, 2013).
5.3 Nuevos proyectos de regasificación
Además de los proyectos de regasificación de GNL actualmente en operación,
desde el año 2008 se han impulsado tres nuevos proyectos.
Si bien resulta incierta la concreción definitiva de los mismos, dado el
incumplimiento de los plazos establecidos y la ausencia de explicaciones oficiales
detalladas, su existencia permite vislumbrar cierta consolidación de Argentina como
país importador de GNL.
5.3.1 “Planta de Regasificación de Gas Natural Licuado ENARSA PDV S.A"
En el año 2008 se firmó un Memorándum de Entendimiento entre Argentina y
Venezuela mediante el cual se dio inicio al proyecto “Planta de Regasificación de
GNL”, el cual sería desarrollado por la sociedad mixta ENARSA PDV S.A.35. La planta
de regasificación se localizaría en el Puerto Rosales, provincia de Buenos Aires, y
35 ENARSA PDV S.A. es una sociedad mixta formada por ENARSA (40%) y Petróleos de Venezuela (PDV S.A) (60%). Fue creada en el año 2006 con el objeto de desarrollar actividades en todas las fases de la cadena de valor del negocio de los hidrocarburos (ENARSA, s.f.a).
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2008 2009 2010 2011 2012
NoruegaBrasilNigeriaOtros de EuropaQatarEgiptoTrinidad y Tobago
45
tendría una capacidad de inyección inicial de 10 millones de m3 de GNLR por día, con
la posibilidad de expandirse hasta alcanzar los 20 millones de m3 diarios (ENARSA,
2008, 2009).
Si bien la finalización de la primera etapa de las obras se preveía para el mes de
mayo de 2011, esto aún no se ha concretado. Los últimos informes publicados por
ENARSA (2010, 2011, 2012), sólo mencionan la aprobación del “Contrato de
Concesión Onerosa” de los inmuebles donde se emplazarían las obras.
Por su parte, en su Informe de Gestión Anual 2011, la empresa Petróleos de
Venezuela S.A (PDV S.A.) señala el avance en la entrega de los documentos de
Ingeniería Básica del gasoducto de conexión, estimando la ejecución de dicha ingeniería
para el año 2013.
5.3.2 “GNL del Plata”
En el año 2008 los gobiernos de Argentina y Uruguay firmaron un acuerdo para la
implementación y operación de un proyecto de regasificación de GNL que se instalaría
en cercanías de la costa uruguaya próxima a Montevideo. A tal fin, ENARSA inició un
proceso de asociación con Gas Sayago (formada por las empresas estatales uruguayas
UTE y ANCAP) para crear una unión transitoria de empresas (ENARSA, 2008).
El proyecto consistía en la construcción de un sistema de regasificación que, con
un volumen inicial de inyección de 10 millones de m3 de GNLR por día, permitiría
proveer de gas natural a ambos países durante 15 años a partir del año 2013 (ENARSA,
2010, 2011).
Más allá de estas consideraciones, si bien la empresa uruguaya Gas Sayago siguió
adelante con el proyecto de forma individual –tal como se desprende de lo publicado en
la página web de la empresa (Gas Sayago, 2013) –, Argentina pareciera no continuar
participando del mismo. Aunque no existe ningún anuncio oficial explicitando el
abandono del proyecto, ENARSA ya no lo menciona en su último Informe de Gestión
(ENARSA, 2012).
46
5.3.3 “Regasificación de Gas Natural Licuado Puerto Cuatreros”
El proyecto de regasificación de GNL de Puerto Cuatreros, que fue anunciado en
el mes de setiembre de 2011 (Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca, 2011),
consistía en la construcción de un sistema de regasificación de GNL que se localizaría
en la zona interior del estuario de Bahía Blanca, a 800 m del Puerto Cuatreros y a 2 km
aproximadamente de la localidad de Gral. Daniel Cerri (Goyenechea, 2011).
La ejecución del proyecto estaría a cargo de una unión transitoria de empresas
entre YPF S.A. y ENARSA y, en una primera etapa, implicaría la construcción de un
muelle destinado a permitir el atraque de un buque regasificador, el cual iniciaría las
operaciones entre el mes de diciembre de 2012 y marzo de 2013. Para una segunda
etapa, que culminaría en 2014, se planificó la construcción de una planta regasificadora
en tierra con una capacidad de despacho máxima de 25 millones de m3 de GNLR por
día (Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca, 2011).
Sin embargo, la necesidad de realizar operaciones de dragado para profundizar el
canal de acceso a la zona de regasificación impulsó reclamos de organizaciones
vecinales y ambientalistas –Asociación Vecinal en Defensa del Ambiente (Martin et al.,
2013); Asociación Conservacionista del Sur (TELLUS, 2011)– que señalaban los
potenciales riesgos y daños ambientales del proyecto, lo cual fue respaldado por
numerosos profesionales e instituciones del sector académico –Departamento de
Biología, Bioquímica y Farmacia de la Universidad Nacional del Sur (Resolución
CDBByF N° 611/11); Departamento de Economía de la Universidad Nacional del Sur
(Burachick et al., 2011); Instituto Argentino de Oceanografía (IADO) (Aliotta et al.,
2011); Universidad Tecnológica Nacional Facultad Regional Bahía Blanca (Campaña,
2011).
En este sentido, en el año 2013, en respuesta a un recurso de amparo presentado
por la Asociación Vecinal en Defensa del Ambiente, el Juzgado Correccional N° 3 de la
ciudad de Bahía Blanca dictó la suspensión de las obras de dragado (Martin et al.,
2013), por lo cual el proyecto permanece suspendido.
47
6. IMPACTOS ECONÓMICOS DE LA IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO
Tal como se mencionó a lo largo de la presente investigación, desde el año 2004
el volumen importado de gas natural se ha incrementado sustancialmente, y, según se
desprende de los proyectos en curso, es de prever que continúe aumentando en los
próximos años.
Las dificultades que enfrenta el sistema gasífero argentino para lograr el
autoabastecimiento del recurso y la consecuente necesidad de recurrir al gas importado,
no sólo afecta al propio sistema energético, sino que también implica potenciales
restricciones al desarrollo del país. Esto resulta aún más relevante si se considera la
significación que adquiere el gas natural en el sistema energético argentino y su amplia
penetración en todos los sectores de la economía.
6.1 Impactos directos sobre la actividad productiva y el crecimiento económico
La amplia penetración del gas natural como principal fuente de energía genera un
sistema productivo fuertemente dependiente de la disponibilidad de dicho recurso.
Si se considera únicamente el gas distribuido por redes, éste constituye el
principal combustible consumido por la industria, con una participación del 52% en el
total de energía utilizada por dicho sector en el año 2012. Asimismo, el gas distribuido
también presenta una amplia participación en el total de energía consumida por el sector
público y comercial (35%) y el sector transporte (15%) (Secretaría de Energía).
6.1.1 La seguridad en el suministro de gas natural
Dada la importancia de la energía como insumo clave en todos los procesos
productivos, la insuficiencia del suministro imprime límites claros a la capacidad de
producción e impacta directamente sobre el crecimiento económico. Según demuestra
Recalde (2012), aun cuando sea posible reducir el contenido energético de la
producción mediante el uso de tecnologías ahorradoras de energía o mediante la
sustitución por otros factores productivos, todo proceso productivo requiere un mínimo
de energía.
48
Además, la incertidumbre asociada a la inseguridad en el abastecimiento
energético podría derivar en una contracción de la inversión, con el consecuente
impacto sobre el proceso de acumulación.
En este contexto, la importación de gas natural se presenta como una medida de
corto plazo orientada a minimizar los costos derivados de la insuficiencia de la
producción interna para garantizar el suministro energético. Asimismo, las
importaciones de GNL permiten incrementar la seguridad energética, al diversificar las
fuentes de importación y reducir la dependencia con respecto al gas proveniente de
Bolivia.
Sin embargo, más allá de estas consideraciones, las importaciones de gas natural,
GNL en particular, contribuyen poco a la reducción de la demanda insatisfecha de gas,
la cual, tal como se muestra en el gráfico 6-1, presenta una tendencia creciente.
Gráfico 6-1: Evolución de la demanda insatisfecha de gas natural (en millones de m3). Período
2000-2010
Fuente: Elaboración propia con base en datos de la Asociación de Distribuidores de Gas (ADIGAS).
En este sentido, uno de los sectores industriales más afectados por los problemas
de abastecimiento, son el químico y petroquímico, el cual representa el 20% del
consumo total de gas del sector industrial (ENARGAS, 2012). Según lo expresado por
los actores que participan en el sector, las restricciones impuestas al suministro,
fundamentalmente durante los meses de invierno, produjeron una disminución de la
actividad. Asimismo, si bien la creciente demanda de los productos petroquímicos
requiere de inversiones destinadas a la ampliación de la capacidad productiva, la
incertidumbre con respecto a la disponibilidad futura de gas natural demora la toma de
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Usinas
Industrias
49
decisiones (Petroquímica, 01 de octubre de 2010, 01 de agosto de 2011, 28 de
noviembre de 2012).
Por su parte, en lo referente a la mayor seguridad energética derivada de la
diversificación de las fuentes de aprovisionamiento, esto se ve en parte compensado por
la mayor incertidumbre que imprime la modalidad de los contratos de importación.
Como se mencionó en la sección 5.1.2, la adquisición del GNL se realiza
mediante contratos spot. Si bien esta modalidad otorga mayor flexibilidad a la
adquisición de GNL, permitiendo, por ejemplo, adecuar las compras a las necesidades
de corto plazo, también implica una mayor incertidumbre en lo que respecta a la
seguridad en el abastecimiento. En este sentido, la compra de GNL mediante contratos
de corto plazo genera una mayor vulnerabilidad frente a la volatilidad de los mercados e
incrementa el riesgo ante la posibilidad de escasez de buques metaneros libres que
puedan realizar el transporte (Quiroga et al., 2012).
6.1.2 Tarifas a pagar por los usuarios industriales
Como ya se mencionó en la sección 5.1.4, los mayores costos atribuidos al pago
de los cargos por el fondo fiduciario destinado a financiar las importaciones de gas
natural afectan, principalmente, a la industria.
La mayor parte de los sectores industriales pagan el cargo especificado en la
Resolución ENARGAS N° 563/08 y se encuentran exentos del aumento establecido en
la posterior Resolución ENARGAS N° 1982/11. En este caso, a modo de ejemplo y
considerando los datos suministrados por el informe de precios publicado por la
consultora Montamat & Asociados (2013) para el mes de diciembre de 2012, el cargo a
pagar en concepto del fondo fiduciario por una empresa que consume 3.600.000 m3 de
gas por año representaría, aproximadamente, el 7% de la tarifa total36.
Por su parte, los sectores que deben abonar el aumento del cargo correspondiente
al fondo fiduciario, según las resoluciones de ENARGAS N° 1982/11 y 1991/11, son,
36 Cargo Fondo Fiduciario correspondiente a la Resolución ENARGAS N° 563/08 a pagar por los usuarios pertenecientes a las categorías FD, FT, ID e IT ($0,0492 por m3 de gas consumido). La tarifa industrial, sin considerar impuestos ni el Cargo Fondo Fiduciario, incluye las tarifas del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte ($0,53/m3) y las tarifas de transporte y distribución ($0,06/m3 y $0,03/m3, respectivamente). Se considera 100% de factor de carga (Montamat & Asociados, 2013).
50
principalmente, las actividades de explotación de minas y canteras y gran parte de los
sectores dedicados a la prestación de servicios financieros.
En lo que se refiere a la industria manufacturera, sólo abonan el cargo completo
algunas empresas seleccionadas pertenecientes a los sectores de refinación de petróleo,
procesamiento de gas natural y fabricación de aceites, biocombustibles y agroquímicos
(Resolución ENARGAS N° 1991/11).
Estas empresas deben pagar un cargo más de 7 veces mayor37 al que pagan las
empresas no alcanzadas por el aumento. En el ejemplo mencionado anteriormente, el
cargo completo a pagar por una empresa que consume 3.600.000 m3 de gas por año
representaría, aproximadamente, el 40% de la tarifa total de gas natural.
Esta situación representa un sustancial aumento de costos, en especial, para
aquellas empresas que utilizan gas natural como materia prima en sus procesos
productivos. Por tal motivo, algunas sociedades, tal es el caso de Mega S.A (2012),
Capex S.A. (2013) y TGS S.A. (2013), entre otras, han reclamado ante la Justicia la
inconstitucionalidad del cargo tarifario correspondiente al fondo fiduciario. Mega S.A,
en particular, señala que, “…de no resolverse judicialmente la situación en favor de la
Sociedad, ésta podría tener en el futuro serias dificultades para continuar con su
actividad” (Mega S.A., 2012).
6.2 Impactos sobre el equilibrio externo
Uno de los efectos más importantes de la dependencia argentina con respecto a las
importaciones de gas natural, en general y de GNL, en particular, es el que se verifica
sobre la balanza de pagos.
En el período 2008-2012, la participación de los combustibles en el total de bienes
importados se ha incrementado del 8% al 14%. Por otro lado, las exportaciones de
combustibles y energía, que en el año 2008 constituían el 11% de las exportaciones
totales, han disminuido un 19% en el mismo lapso, reduciendo su participación de
forma continua hasta alcanzar el 8% del total de exportaciones.
37 Se considera el cargo a pagar por los usuarios no exentos del aumento pertenecientes a las categorías FD, FT, ID e IT ($0,405/m3).
51
De este modo, tal como puede observarse en el gráfico 6-2, Argentina pasó de ser
un país exportador neto de energía a ser importador neto, exhibiendo, en el año 2012, un
déficit de más de 2.900 millones de dólares en su balanza comercial energética.
Gráfico 6-2: Balanza comercial de energía en Argentina (en millones de US$). Período 2008-2012
Fuente: Elaboración propia con base en datos del CEI, del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas y de la Secretaría de Energía.
En este resultado incidió ampliamente la situación de escasez de gas natural, lo
cual derivó, no sólo en un incremento de las importaciones de dicho recurso, sino
también en un aumento de las importaciones de combustibles alternativos,
principalmente, gas oil y fuel oil, a fin de abastecer la demanda insatisfecha de gas.
En lo que se refiere a las importaciones de GNL, tal como se demostró en la
sección 5-2, estas han experimentado un crecimiento sustancial. De este modo, su
incidencia en el balance externo tiende a acentuarse. Mientras en el año 2008, el GNL
constituía el 0,5% del valor total de bienes importados por Argentina, en el 2012, su
participación ascendía a poco más del 4%, ubicándose, según estimaciones del CEI, en
el tercer lugar dentro de los principales productos de importación.
6.2.1 Efectos indirectos sobre el crecimiento económico
Según plantea Recalde (2012), basándose en el “Modelo de Crecimiento
Restringido por la Balanza de Pagos”, desarrollado por Thirlwall (1979)38, el
38 Según este autor, en una economía abierta, existe una tasa de crecimiento consistente con el equilibrio de la Balanza de Pagos (yB), la cual, bajo el supuesto de que los precios relativos se mantienen constantes en el largo plazo, se define como el cociente entre la tasa de crecimiento de las exportaciones (x) y la elasticidad-ingreso de la demanda de importaciones (π).
-15.000
-10.000
-5.000
0
5.000
10.000
2008 2009 2010 2011 2012
Exportación combustibles y energíaImportación de GNLImportación de GNImportación de Gas OilImportación de Fuel OilImportación de otros combustiblesBalanza energética
52
incremento de la demanda de importaciones energéticas para sostener el nivel de
actividad implica potenciales restricciones al crecimiento económico. Según su análisis,
ante una alta elasticidad-ingreso de la demanda energética, y suponiendo que esta es
satisfecha con combustibles importados, se requerirá de una elevada tasa de crecimiento
de las exportaciones a fin de sostener la tasa de crecimiento del producto. De lo
contrario, la existencia de límites “infranqueables” para financiar el déficit de la
Balanza de Pagos derivará, en el largo plazo, en una caída de la tasa de crecimiento de
la economía.
Debido a la importancia que adquiere el gas natural en Argentina y la estrecha
relación existente entre el consumo de gas y la actividad económica, es de prever que
elevadas tasas de crecimiento de la economía deriven en un incremento constante de la
demanda del recurso. De continuar los problemas de abastecimiento energético, esto
implicará aún mayores requerimientos de gas importado (Recalde, 2012).
El impacto de esta situación sobre la Balanza de Pagos resulta especialmente
relevante en el caso de Argentina debido a las particularidades que presenta su
estructura de comercio exterior. El predominio de importaciones con una elevada
elasticidad-ingreso, tal es el caso de las importaciones de combustibles, contrasta con la
baja elasticidad-ingreso que exhibe la demanda de los productos de exportación. En este
sentido, resulta necesario aclarar que casi el 60% de las exportaciones argentinas
corresponde a productos primarios y manufacturas de origen agropecuario, las cuales,
en el año 2012, exhibían una participación del 24% y 34%, respectivamente, en el total
de exportaciones (Ministerio de Economía y Finanzas Públicas).
Mientras que las importaciones de combustibles más que se duplicaron en el
período 2008-2012, impulsadas en gran medida por las importaciones de GNL, las
exportaciones totales de mercancías sólo se incrementaron un 16% (Ministerio de
Economía y Finanzas Públicas).
Este incremento de las importaciones energéticas, y de GNL en particular, al no
ser compensado por un aumento similar de las exportaciones, implica un impacto
negativo sobre la Balanza de Pagos y presiona sobre la demanda de divisas. Esto resulta
En el largo plazo yB es igual a la tasa de crecimiento observada (yt), por lo cual, según se desprende del modelo, el crecimiento de la economía en el largo plazo se encuentra restringido por el equilibrio de la Cuenta Corriente de la Balanza de Pagos (Perrotini, 2002; Recalde, 2012).
53
aún más relevante en un escenario de escasez de divisas, tal como el que vive
actualmente la economía Argentina.
En el año 2012 la Balanza de Pagos incurrió en un déficit de 3.300 millones de
dólares, lo cual, al considerar el déficit de 2.900 millones de dólares de la balanza
energética, permite percibir la importancia decisiva del sector energético en el
desequilibrio externo que experimenta el país. En lo que respecta al año 2013, la
variación de las reservas internacionales fue negativa y del orden de los 12.600 millones
de dólares (BCRA). En este escenario, se ha producido una fuerte depreciación de la
moneda argentina del orden del 40% en el período enero 2013-enero 201439.
6.3 Impactos sobre el presupuesto público
Como ya se mencionó en la sección 5.1.4, los recursos destinados al pago de la
diferencia entre el valor de comercialización del GNL importado en el mercado interno
y el precio de compra en el mercado internacional provienen de las transferencias
específicas del Tesoro Nacional a la empresa ENARSA y del Fondo Fiduciario creado
mediante el Decreto N° 2067/08. Sin embargo, gran parte de los usuarios afectados al
pago de los cargos en concepto del Fondo Fiduciario, también son subsidiados por el
Estado. En este sentido, si bien no existe una erogación directa por parte del Tesoro
Nacional afectada al pago del mencionado subsidio, la menor cuantía de recursos
aportada por el Fondo Fiduciario se refleja en un mayor monto de transferencias del
Tesoro Nacional a la empresa ENARSA. En este orden de consideraciones, resulta
evidente el impacto que la importación de GNL genera sobre las cuentas públicas.
El gráfico 6-3 muestra la evolución de las transferencias anuales realizadas por el
Tesoro Nacional a la empresa ENARSA a fin de financiar la adquisición de gas natural.
Si bien el gráfico sólo refleja datos aproximados, puede observarse el crecimiento
sustancial que han experimentado las erogaciones del Tesoro Nacional con motivo de la
importación de GNL.
39 Tipo de cambio nominal promedio mensual con base en el tipo de cambio de referencia mayorista (Comunicación “A” 3500 del BCRA).
54
Gráfico 3-6: Transferencias del Tesoro Nacional a la empresa ENARSA destinadas a financiar las
importaciones de gas natural (en millones de $). Período 2008-2013
Nota: La participación de las importaciones de gas natural y GNL en el total de transferencias sólo constituyen una estimación, calculada con base en la participación de cada rubro en el valor total de las importaciones de gas natural. Los datos correspondientes a las transferencias para la importación de gas natural sólo se encuentran disponibles en forma agregada, sin la mencionada discriminación. Fuente: Elaboración propia con base en datos de la Secretaría de Hacienda y Asociación Argentina de Presupuesto y Administración Financiera Pública, Dirección de Análisis Fiscal (ASAP, 2013).
Si bien las transferencias del Tesoro Nacional a ENARSA no representan mucho
más del 1% del PBI, el aumento de ese porcentaje ha sido de casi tres veces. Mientras
en el año 2008, las transferencias a ENARSA representaban el 0,2% del PBI, en el año
2012 correspondían al 0,9% (Instituto Nacional de Estadística y Censos [INDEC];
Secretaría de Hacienda).
Adicionalmente, si bien la participación de las transferencias realizadas a
ENARSA en el gasto público tampoco es decisiva, la misma se ha incrementado
sustancialmente en el período 2008-2013. Mientras en el año 2008 ocupaban el 1,2%
del gasto público total de la Administración Pública Nacional (APN), en el año 2012
correspondían al 3,1% y, en la primera mitad del año 2013, ya representaban el 3,8%
del gasto.
Por otro lado, tal como se mencionó en la sección 5.1.4, la normativa indica que
los recursos del Tesoro Nacional transferidos a ENARSA para financiar las
importaciones de gas natural provienen de las retenciones percibidas por derechos de
exportación de combustibles líquidos y gaseosos. Si bien no se cuenta con datos
desagregados que permitan evidenciar la real magnitud de las mencionadas retenciones,
la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) publica la recaudación por
derechos de exportación discriminada según secciones de la Nomenclatura Común del
Mercosur. En base a esa información, es posible destacar que, mientras en el año 2008,
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
2008 2009 2010 2011 2012 2013
GNL
GN (Bolivia)
55
las transferencias a ENARSA para financiar las importaciones de gas ocupaban el 22%
de las retenciones a las exportaciones de productos minerales, en el año 2011, absorbían
el 86% y en el 2012 ya las superaban en un 23%40. De este modo, a partir del año 2012
resulta evidente que los ingresos provenientes de los derechos de exportación de
combustibles resultan insuficientes para el financiamiento de las transferencias a la
empresa ENARSA.
Esta situación adquiere mayor importancia en el escenario de déficit
presupuestario en el que se encuentra inmersa la APN desde el año 2009, en especial, si
se considera que, en el año 2012, las transferencias realizadas a la empresa ENARSA
fueron de $17.075 millones y el déficit presupuestario alcanzó los $52.011 millones
(Secretaría de Hacienda).
7. CONCLUSIONES
Argentina inició las importaciones de GNL en el año 2008, convirtiéndose en el
primer país latinoamericano en desarrollar facilidades para la importación y
regasificación de dicho combustible. En el marco de los problemas de abastecimiento
interno de gas natural y de las dificultades experimentadas por Bolivia para cumplir con
sus compromisos de exportación, la importación de GNL se había presentado como una
alternativa viable para garantizar el suministro de la principal fuente de energía primaria
de la matriz energética argentina.
El presente trabajo de investigación, además de analizar las características
particulares de la política de importación de GNL, intentó dilucidar las consecuencias
actuales y potenciales y las perspectivas futuras de esta modalidad de importación de
gas, relativamente nueva para el país.
A tal fin, el abordaje del estudio se realizó con base en un enfoque amplio, de
carácter sistémico e integral. El enfoque sistémico, en lugar de limitar el estudio al
análisis estático y aislado del o los mercados en los cuales se inserta Argentina como
40 La Nomenclatura Común del Mercosur, incluye a los combustibles en el capítulo 27, correspondiente a la sección V: “Productos minerales”. Esta sección también incluye otros productos de origen mineral, por lo cual, la apreciación vertida en este trabajo con respecto a la relación entre las transferencias a ENARSA y los derechos de exportación destinados a su financiación sólo constituye una aproximación.
56
importador, permitió profundizar sobre las características y la dinámica del contexto
dentro del cual se desarrolla la política de importación de GNL, enfatizando sobre la
multiplicidad de factores económicos, sociales, políticos, históricos que influyen sobre
las decisiones del Estado y de los agentes participantes de las cadenas productivas
energéticas.
En primer lugar, al estudiar las causas que motivaron la importación de GNL, con
base en el enfoque sistémico se observó que los problemas de abastecimiento de gas
natural que comenzaron a percibirse en el año 2004 presentan elementos de carácter
estructural difíciles de revertir en el corto plazo. En este sentido, resulta difícil concebir
la política de importación de GNL como una medida de corto plazo destinada a
subsanar un problema de carácter coyuntural. Por el contrario, es probable que la
dependencia de Argentina con respecto al GNL, se acentúe en el futuro. En efecto, la
expansión de los períodos de regasificación en la Terminal de Bahía Blanca, la
inauguración de la Terminal de Escobar y los proyectos en curso, refuerzan esta postura.
Asimismo, un aspecto a destacar es que, desde el inicio de las operaciones de
regasificación, no sólo los volúmenes importados son continuamente mayores, sino
también los precios, los cuales son visiblemente superiores a los precios del gas de
producción interna y a los precios del gas importado desde Bolivia.
En segundo lugar, del análisis de los impactos económicos de la importación de
GNL, se desprende que la creciente dependencia con respecto a las importaciones de
dicho combustible podría afectar negativamente la estabilidad y el crecimiento de la
economía.
Por un lado, aun cuando la importación de GNL permite mitigar los impactos
negativos causados por los problemas de abastecimiento interno, algunos sectores
industriales resultan especialmente afectados por la incertidumbre existente en torno a la
seguridad en el suministro de gas. Asimismo, los grandes usuarios industriales deben
afrontar mayores costos como consecuencia del cargo tarifario a pagar para financiar
importaciones de gas natural.
Por otro lado, la expansión en el volumen de GNL importado y el aumento
continuo de su precio generan un incremento sustancial en el valor de las importaciones.
Esto impacta negativamente sobre la balanza de pagos y, con motivo de que gran parte
del costo de las importaciones no son trasladadas a los usuarios sino subsidiadas por el
57
Estado, también genera impactos negativos sobre las cuentas públicas. Estos efectos
resultan especialmente relevantes en el actual escenario de escasez de divisas y déficit
presupuestario en el que se encuentra inmersa la economía argentina.
En términos generales, desde la perspectiva adoptada, se observó que la política
de importación de GNL podría generar potenciales impactos negativos sobre el
crecimiento y la estabilidad económica. Sin embargo, dado el carácter estructural de la
“crisis energética”, difícil de revertir en el corto plazo, no parece una alternativa
plausible prescindir de las importaciones de gas natural, y de GNL en particular, en el
corto plazo.
En este sentido, resulta necesario el estudio de las opciones factibles para mitigar
los impactos adversos de la importación de GNL. Si bien el abordaje completo de esta
problemática excede el alcance del presente trabajo, del mismo se desprenden algunos
lineamientos que podrían guiar futuras investigaciones.
En primer lugar, a partir del estudio del contexto internacional, se observó que el
comercio de GNL a nivel mundial se encuentra en constante expansión y presenta un
elevado dinamismo. El boom experimentado en la producción de gas no convencional
por parte de Estados Unidos está generando transformaciones en la configuración del
comercio de GNL que podrían derivar en una reducción de los precios. En este sentido,
podría resultar valioso el estudio de las potenciales oportunidades que pudiera
aprovechar Argentina para lograr una disminución en el precio a pagar por el GNL
importado.
En segundo lugar, se advirtió que la compra de GNL en el mercado spot, mediante
contratos de corto plazo, imprimiría cierta vulnerabilidad frente a la volatilidad de los
mercados internacionales. Los contratos de corto plazo pueden resultar favorables en
contextos en los cuales se requiere una mayor flexibilidad para cubrir insuficiencias
eventuales o estacionales en el suministro de gas natural. Sin embargo, dada la posible
consolidación de Argentina como país importador de GNL y la necesidad de asegurar
de forma continua el suministro de gas natural, debería ser motivo de estudio el caso
particular de Argentina en lo referido a las ventajas de esta modalidad de contratación
en comparación con los beneficios que podría propiciar la celebración de contratos de
largo plazo.
58
Por último, se señalaron las ventajas y desventajas de la instalación de terminales
de regasificación flotantes. Los menores costos de inversión, la relativa rapidez de
planificación y construcción y la mayor flexibilidad de uso de este tipo de terminal
fueron factores beneficiosos en un escenario en que resultaba necesario garantizar el
suministro de gas de forma acelerada. Sin embargo, de consolidarse el rol de Argentina
como importador de GNL, se debería abordar el análisis de las ventajas de la instalación
de este tipo de terminal en comparación con otras alternativas, a fin de determinar si
continúa constituyendo una opción plausible.
En conclusión, desde una perspectiva sistémica, no es posible considerar la
importación de GNL como una medida favorable en el largo plazo, por el contrario,
resulta ampliamente recomendable el desarrollo de políticas tendientes a lograr
nuevamente el autoabastecimiento energético. Sin embargo, dados los extensos plazos
necesarios para revertir la actual situación de “crisis energética”, pereciera dificultoso
prescindir de la importación de GNL en el corto plazo. En este sentido, es
imprescindible contar con una política de planificación que permita, entre otros
aspectos, evaluar la continuidad del país como importador de GNL. Si este fuera el
caso, resulta imprescindible el estudio de alternativas que pudieran imprimir una mayor
sustentabilidad a esta política de importación. Para ello, a partir de la investigación
realizada, se reafirma la importancia de asumir una perspectiva integral, que permita
analizar los impactos de las opciones planteadas sobre la multiplicidad de dimensiones
económica, social, política y natural no sólo en el corto, sino también, y
fundamentalmente, en el mediano y largo plazo.
59
APÉNDICE: GLOSARIO DE TÉRMINOS
Boil-off: de acuerdo a lo indicado por Pita (2006), el término boil-off se utiliza
internacionalmente para definir la evaporación de GNL que se genera naturalmente (por
la diferencia de temperatura con el ambiente) en los tanques de almacenamiento de la
planta de licuefacción, del buque metanero o de la planta de regasificación.
Coalbed methane (CBM): gas natural contenido en capas de carbón, atrapado en
las fracturas y sobre la superficie del carbón (IEA, 2011).
Recursos convencionales: en los yacimientos convencionales las características
porosas y permeables de las rocas permiten que el gas natural fluya bajo ciertas
condiciones hacia un pozo que lo contiene. En general, estos reservorios pueden ser
desarrollados a través de pozos verticales con las técnicas utilizadas tradicionalmente
(López Anadón et al, 2013).
Recursos económicamente recuperables: los recursos económicamente
recuperables son aquellos que pueden ser producidos de modo rentable considerando las
condiciones actuales del mercado (EIA, 2013).
Recursos no convencionales: en sentido amplio, se alude al término “no
convencional” al hacer referencia a los reservorios cuya porosidad, permeabilidad u
otras características difieren respecto a los reservorios tradicionales. En general, la baja
permeabilidad de la roca, impide que el gas se desplace y se separe, hallándose
contenido en los poros de la misma. En algunos casos, los procedimientos de extracción
implican la utilización de técnicas especiales, tales como la estimulación hidráulica,
para mejorar la permeabilidad del reservorio. Bajo esta categoría suelen incluirse el
shale gas, el tight gas y el coalbed methane. (López Anadón et al., 2013)
60
Recursos técnicamente recuperables: los recursos técnicamente recuperables
representan los volúmenes de gas natural que pueden ser producidos con la tecnología
actualmente disponible, independientemente de los precios y los costos de producción
(EIA, 2013).
Reservas posibles: según la definición dada por la Resolución N° 324/06 de la
Secretaría de Energía, “las reservas posibles son aquellas reservas no comprobadas que
del análisis de los datos geológicos y de ingeniería sugieren que son menos factibles de
ser comercialmente recuperables que las reservas probables. En este contexto, cuando se
han utilizado procedimientos probabilísticos (…) se entiende que las reservas posibles
están comprendidas dentro del rango de probabilidades del 10% al 50%.”
Reservas probables: según la definición dada por la Resolución N° 324/06 de la
Secretaría de Energía, “las reservas probables son aquellas reservas no comprobadas
que sobre la base del análisis de los datos geológicos y de ingeniería, sugieren que son
menos ciertas que las reservas comprobadas, y que es más probable que sean producidas
a que no lo sean. En este contexto, cuando se han utilizado procedimientos
probabilísticos, (…) se entiende que las reservas probables están comprendidas dentro
del rango de probabilidades del 50% al 90%.”
Reservas probadas (o comprobadas): según la definición dada por la
Resolución N° 324/06 de la Secretaría de Energía, “las reservas comprobadas o
probadas son aquellas reservas de hidrocarburos que de acuerdo al análisis de datos
geológicos y de ingeniería, pueden ser estimadas con razonable certeza sobre la base de
ser comercialmente recuperables de reservorios conocidos, a partir de una fecha dada.
(…) Cuando son empleados métodos de estimación probabilísticos, (…) debe haber por
lo menos un 90% de probabilidades de que las cantidades a ser recuperadas igualarán o
excederán la estimación.”
Shale gas: gas natural contenido en rocas (esquistos y lutitas), las cuales han sido
generadoras de los sistemas petroleros convencionales (López Anadón et al, 2013).
61
Tight gas: (también denominados reservorios compactos) definición arbitraria que
no depende de la conformación y composición de la roca, sino de su permeabilidad
(facilidad de los fluidos para moverse dentro de ella), que es tan baja, que no permite el
flujo del gas hacia el pozo, aunque no tanto como la de los esquistos y lutitas (López
Anadón et al, 2013).
62
ÍNDICE TEMÁTICO
1. Introducción ................................................................................................................ 1
2. Enfoque metodológico ................................................................................................. 2
2.1 El Enfoque sistémico................................................................................................... 2
2.2 El concepto de cadena productiva: las “cadenas energéticas” .................................... 4
3. El gas natural licuado en el mundo ........................................................................... 5
3.1 La cadena productiva de gas natural licuado .............................................................. 5
3.1.1 El segmento upstream .................................................................................. 8
3.1.2 El proceso de licuefacción ............................................................................ 9
3.1.3 El transporte mediante buques metaneros .................................................. 11
3.1.4 El proceso de regasificación ....................................................................... 11
3.2 El gas natural licuado en un contexto de continuo crecimiento en la utilización de
gas natural como fuente de energía ................................................................................. 14
3.2.1 El crecimiento en la utilización de gas natural como fuente de energía .... 14
3.2.2 El comercio internacional de gas natural licuado ....................................... 16
4. El sistema energético argentino: la importancia del gas natural y los problemas
de abastecimiento .......................................................................................................... 21
4.1 Breve reseña de la configuración histórica del sistema energético argentino ........... 21
4.2 La importancia creciente del gas natural en la matriz energética argentina ............. 23
4.3 La expansión de la demanda de gas natural .............................................................. 25
4.4 Problemas en el abastecimiento de gas natural ......................................................... 28
4.4.1 Los recursos de gas natural ........................................................................ 29
3.1.4.1 Las tecnologías de regasificación flotantes ................................... 12
3.2.2.1 Mercados y precios ........................................................................ 18
3.2.2.2 El impacto del gas no convencional en el comercio internacional de
gas natural licuado ..................................................................................... 19
63
4.4.2 La capacidad de transporte ......................................................................... 30
5. La importación de gas natural licuado ................................................................... 31
5.1 El “Plan de Provisión de Gas Natural Licuado Regasificado” ................................. 32
5.1.1 Instalación de los buques regasificadores .................................................. 32
5.1.2 Adquisición y regasificación del gas natural licuado ................................. 36
5.1.3 Comercialización del gas natural licuado regasificado .............................. 38
5.1.4 Financiación de las compras de gas natural licuado .................................. 40
5.2 Evolución de las importaciones de gas natural licuado ............................................ 42
5.3 Nuevos proyectos de regasificación .......................................................................... 44
5.3.1 “Planta de Regasificación de Gas Natural Licuado ENARSA PDV S.A" . 44
5.3.2 “GNL del Plata” ......................................................................................... 45
5.3.3 “Regasificación de Gas Natural Licuado Puerto Cuatreros”...................... 46
6. Impactos económicos de la importación de gas natural licuado ........................... 47
6.1 Impactos directos sobre la actividad productiva y el crecimiento económico .......... 47
6.1.1 La seguridad en el suministro de gas natural ............................................. 47
6.1.2 Tarifas a pagar por los usuarios industriales .............................................. 49
6.2 Impactos sobre el equilibrio externo ......................................................................... 50
6.2.1 Efectos indirectos sobre el crecimiento económico ................................... 51
6.3 Impactos sobre el presupuesto público ..................................................................... 53
7. Conclusiones .............................................................................................................. 55
5.1.1.1 Terminal de regasificación GNL Bahía Blanca (Bahía Blanca
GasPort) ..................................................................................................... 33
5.1.1.2 Terminal de regasificación GNL Escobar (Escobar GasPort) ....... 34
5.1.1.3 Inversiones realizadas para la construcción de ambas terminales . 35
5.1.2.1 Costos involucrados en la compra y regasificación del gas natural
licuado ........................................................................................................ 37
64
Apéndice: Glosario de términos ................................................................................... 59
Índice temático .............................................................................................................. 62
Índice bibliográfico ....................................................................................................... 65
Páginas web consultadas ................................................................................................. 73
65
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