En enero de 1959 un barco experimental recorrió
el trayecto entre Lake Charles -una ciudad pequeña, acaso
mediana, del estado de Luisiana (Estados Unidos) – y el puerto
británico de Canvey Island, en el estuario del
Támesis. Ese buque, originariamente un carguero de la
Segunda Guerra Mundial, reconvertido con unos entonces novedosos
tanques y rebautizado con toda intención
como Methane Pioneer, se convirtió en el
primer metanero de la historia. Y con su viaje (que al final
fueron un total de 7 durante algo más de un año)
demostró que el transporte marítimo del gas natural
licuado (GNL o LNG en ingles) era posible.
Desde allá hasta la fecha han ocurrido un
sinfín de eventos que han permitido el desarrollo de la
comercialización del gas natural, es decir, la
globalización del gas natural viaja en barco, lo cual ha
abierto la posibilidad de crear un auténtico mercado
global y ofrece una alternativa (real, pero aún
incipiente) al monopolio de la distribución sólo
por gasoductos. Cabe señalar que desde el punto de vista
económico es más atractivo el uso de GNL que el
gasoducto, cuando la distancia de la fuente de producción
de gas al área de consumo es mayor a 4000
kilómetros, y para un suministro mayor o igual a 700
MPCD.
Latinoamérica, incluyendo México, se
inicia en la tecnología del GNL en el año 2002 con
la operación, para exportación, de la primera
planta de licuefacción de gas natural en Trinidad &
Tobago con un 1er tren con capacidad de 3.5 millones de toneladas
métricas anuales (MTMA) de GNL. En cuanto a la
regasificación (importación), el 1er país en
poseer una planta es Republica Dominicana (2003) con una
capacidad de 1.0 MTMA de GNL (125.8 MPCD).
A nivel mundial en el año 2013 fueron
comercializados 237 MTM de GNL (equivalente a 29815 MPCD), lo que
represento el 29.8 % de la totalidad de la
comercialización de gas (GNL + Gasoductos) que alcanzo los
100 millardos de pies cúbicos diarios.
El principal importador de GNL es Japón con el
36.6 % (86.7 MTMA) del total mundial. Le siguen Sur Corea con el
16.7 % (39.6 MTMA) y China con el 7.5 % (17.8 MTMA). A nivel de
productores de GNL, Qatar lidera con 32.5 % (77 MTMA). Le siguen
Malasia con 10.1 % (23.9 MTMA), y Australia con 9.4 % (22.3
MTMA).
La tabla a continuación muestra los
volúmenes, en MTMA, de exportación e
importación de GNL en Latinoamérica para el 2013.
En lo atinente a la producción, esta contribuyo con el 8 %
(18.9 MTMA) del total mundial. De estos, el 77.2 % (14.6 MTMA)
fueron producidos por Trinidad & Tobago (T&T), y el
resto, el 22.8 % fue producido por Perú.
En cuanto a la importación esta totalizo los 12.4
MTMA, equivalente al 5.2 % del total mundial. Es de
señalar que T&T contribuye con 9.1 MTMA, equivalente
al 73.6 % del volumen de GNL importado por la región. Es
de señalar que Perú siendo productor de la
región, tiene solo exportación para un país
de la región, y es a México. El resto del consumo
mexicano de 3.8 MTMA es suministrado por países fuera de
la región.
La grafica a continuación muestra la
infraestructura de GNL, existente y futura hasta el año
2015. Después de esta fecha no existe ninguna planta
(licuefacción o regasificación) programada para la
región.
La capacidad de licuefacción instalada es de 17.2
MTMA. De estos, 70.9 %; 26.2 % y 2.9, corresponden,
respectivamente, a Trinidad, Perú y Colombia.
En lo atinente a la capacidad de las plantas de
regasificación esta es de 48.9 MTMA. México tiene
el 34.2 % del total. Le siguen Brasil con 33.5 %; Argentina con
15.5 % y Chile con 13.5 %. Es de aclarar que la capacidad de
regasificación es 3 veces mayor al volumen de GNL
importado por la región en el 2013. Esto abre
oportunidades para un mayor uso del gas sin necesidad de ampliar
infraestructura.
Es de señalar que los proyectos venezolanos de
GNL no aparecen reflejados debido a su constante cambio de fecha
de inicio de construcción o conclusión. En
últimas declaraciones del Presidente de PDVSA, menciono
que: debido a la baja del precio del petróleo los
proyectos de gas costa afuera serian redimensionados y que su
producción seria para el mercado interno. En otras
palabras, no se construirían las plantas de GNL
programadas.
Una visión a mediano plazo, próximos 5
años, indican que la región latinoamericana
sufrirá grandes cambios en materia de producción y
consumo de gas natural, ya que países que hoy son
consumidores se pueden transformar en exportadores netos de gas,
producto del desarrollo de campos de gas convencionales y no
convencionales (lutitas) y de la participación de Estados
Unidos en la región, al convertirse en exportador neto a
partir del 2015.
La grafica anterior muestra las reservas de gas
(lutítico y no lutítico) de los principales
países latinoamericanos. Es de acotar que la
infraestructura existente para las exportaciones e importaciones
de GNL, es consecuencia de la no consideración de las
reservas de gas provenientes de lutitas, destacadas en amarillo
en el grafico, y que muchos de los países comienzan a ver
como una oportunidad su explotación para fortalecer su
seguridad energética. A continuación un breve
análisis por país.
Argentina: Importador neto de gas. En el 2013,
vía gasoducto desde Bolivia con un volumen de 500 MPCD y
de GNL 3.7 MTMA (465 MPCD), para un total de 965 MPCD. El
año pasado, la empresa estatal YPF firmo un convenio con
Chevron para la explotación del yacimiento de gas
lutítico de Vaca Muerta, considerado el "reto
energético" de la región para los años
venideros. YPF reporto, en septiembre de 2014, una
producción de 35 MPCD de gas lutítico. El
desarrollo de este potencial de gas afectara de manera directa
las exportaciones que Bolivia y Trinidad & Tobago realizan de
este combustible hacia la Argentina. Aquel famoso proyecto
"gasoducto del sur" a ser desarrollado por Venezuela,
quizás ahora se pueda cambiar la dirección de
flujo, y denominarlo en "gasoducto del norte", con origen en
Argentina.
México: En el 2013, no importo gas desde
Estados Unidos vía gasoducto. Sin embargo, como GNL
importo 6.0 MTMA (755 MPCD) de diferentes países. De
estos, 1.88 MTMA provinieron de Perú y 0.3 MTMA de
T&T. La apertura al sector privada iniciada en México
en el presente año da buenos indicios que este país
pueda superar su déficit energético en materia de
gas. Aunado a esto, México ha iniciado acciones que
conlleven a la explotación en el mediano plazo de sus
reservas de gas lutítico que alcanza los 681 tera pies
cúbicos. Un desarrollo de este gas afecta directamente a
T&T y a Perú. Este último tiene como principal
cliente de su GNL a México.
Brasil: Complementa sus actuales necesidades de
gas natural con la importación desde Bolivia, vía
gasoducto, de 1035 MPCD, y de 3.5 MTMA de GNL de diferentes
países, para un total de 1475 MPCD. Brasil tiene dentro de
sus planes, a largo plazo, el de convertirse en uno de los
principales exportadores de petróleo y uno de los
líderes mundiales en la producción de
energía. La producción de petróleo
alcanzaría los 6 MBD para el 2035, convirtiéndose
en el 6to productor a nivel mundial. En cuanto al gas la
producción se situaría en 12000 MPCD para el 2035,
cubriendo así sus necesidades prospectivas. Es de acotar
que esta producción de gas no considera el potencial
existente en los yacimientos de lutitas. El desarrollo del gas
brasileño afectara directamente a Bolivia y
T&T.
Chile: Importador neto de hidrocarburos. En el
2007 decidió independizarse del suministro de gas desde
Argentina y Bolivia. A tal efecto construyo la infraestructura de
regasificación de 6.6 MTMA de GNL, siendo su principal
suplidor T&T. Hasta ahora Chile no ha asomado una
explotación masiva de su gas lutítico. Su
estrategia es que con el desarrollo de este en otras latitudes,
podrá obtener GNL a buen precio o en el caso del
desarrollo argentino, podrá obtener gas vía
gasoducto.
Paraguay & Uruguay: Ambos países se
inauguran en la posesión de reservas de hidrocarburos
gracias al gas lutítico. Paraguay con 62 TPC y Uruguay con
21 TPC, de reservas de gas. Su desarrollo está bajo
estudio, y su explotación les proporcionaría gas a
ambos países por un periodo de más de 25
años. Sin embargo, al igual que Chile, están a la
expectativa del desarrollo del gas argentino.
Colombia: En sus planes energéticos al
mediano y largo plazo, tienen un papel preponderante los
hidrocarburos no convencionales. A la fecha, aunque de
clasificación convencional, Colombia se incorpora como
productor de GNL, siendo el 1er país a nivel mundial que
inaugura la tecnología de las mini plantas de
licuefacción de gas, con la instalación en Tolu de
una planta con capacidad de 0.5 MTMA (63 MPCD). Este paso
cuántico tecnológico permitirá que otros
países puedan incorporarse al mundo del GNL.
Venezuela: Es el país de la región
con las mayores reservas de gas convencional, del orden de los
195 TPC. De estos el 85 % es gas asociado al petróleo. Es
decir, que para producir gas hay que producir petróleo, lo
cual limita la disponibilidad de gas. Por otra parte, los
volúmenes de gas no asociados, ubicados principalmente en
costa afuera, por efecto de políticas públicas
erradas no han concretizado aun su producción. Estos
proyectos contemplaban la producción de GNL, pero motivado
a la baja en el precio del petróleo en los últimos
meses, voceros gubernamentales han expresado que la
producción del gas costa afuera será para
satisfacer el mercado interno. En otras palabras, no se
construirán las plantas de GNL. Cabe señalar que la
construcción de una planta de GNL tarda entre 3-4
años, por lo que este diferimiento elimina la oportunidad
venezolana de entrar en el mundo del GNL, debido principalmente a
razones de mercado, es decir, ya habrá muchos oferentes,
lo que se dificultaría encontrar colocación del
GNL. Venezuela, quizás podría competir con Gas
Natural Comprimido (GNC), tecnología que no necesita
licuefacción y regasificación. Esta
tecnología es ideal para suplir gas a los países
caribeños y de Centro América.
Perú & Bolivia & Trinidad: Estos
tres países se verán afectados en el mediano y
largo plazo en la colocación de sus exportaciones de gas
en la región, lo cual los obliga a buscar nuevos mercados,
intra y extra regional. El mas critico es Bolivia, que su
comercialización es a través de gasoductos (cada
día mas cuestionados por razones geopolíticas), de
allí su preocupación de obtener una salida al mar.
T&T ha perdido uno de sus mejores clientes (1.46 MTMA) como
lo es Estados Unidos, al convertirse este en un gran productor de
gas.
Estaría incompleto el análisis, si se deja
fuera una breve reseña sobre el auge de la
producción de petróleo y gas de los Estados Unidos
como consecuencia de la explotación masiva de las reservas
de hidrocarburos provenientes de los yacimientos
lutíticos. En materia de gas, Estados Unidos se
convertirá en exportador neto a partir del 2015, y sus
exportaciones de GNL afectaran a los mercados de gas natural de
todo el mundo de la siguiente manera:
Los suministros adicionales de las exportaciones de
GNL estadounidenses causaran una caída en los precios
internos de gas en las regiones de
importación;Los precios más bajos conducen a un mayor
consumo de gas natural en las regiones de
importación;Se desplazaran otros suministros de GNL, lo que
lleva a reducir los niveles de producción en muchos de
los otros exportadores;Exportaciones de GNL desplazara exportaciones de
Rusia (gasoductos) a Europa y China, lo que conduce a una
producción inferior de gas en Rusia;Reducción de los mercados producirán
una caída del precio de gas a boca de pozo, con una
reducción en el precio de GNL
Como corolario podemos indicar
que:
Tanto la producción como la
importación y comercialización del gas natural
en Latinoamérica tendrán en el corto, mediano y
largo plazo un reacomodo intra y extra
región
El GNL seguirá siendo por mucho tiempo el
medio preferido para satisfacer la demanda de gas
regional
La explotación de los yacimientos de gas
lutíticos serán claves en la autosuficiencia
energética de la región
Argentina pudiera convertirse en el "Qatar de
Latinoamérica"
El GNC es una opción para los países
caribeños y de Centro América
La exportación de gas por parte de Estados
Unidos ejercerá una fuerte influencia en el esquema
energético latinoamericano.
Autor:
Nelson Hernández