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MEMORIA Perspectivas y Retos de la Industria del Gas
MEMORIA
Perspectivas y Retos de la Industria del Gas
Coordinador General del Congreso: Jorge Ortiz
Equipo Organizador: Oscar Claros
Mauricio Tribeño
Mónica Loma
Rodolfo Mercado
Silvia Duran
Lucia Coca
Presentación 6
Lic. Carlos Villegas Quiroga
Presidente Ejecutivo YPFB Corporación
I Congreso Internacional “YPFB Gas & Petróleo 2012” 8
Programa y Disertantes 10
Palabras de Inauguración 13
Excmo. Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia
Evo Morales Ayma
Desarrollo de las disertaciones
Gas global, lidiando con lo inesperado 14
Componentes, tendencias y factores que inciden en el nivel de precios del gas natural 16
La Evolución del mercado de gas natural en el Cono Sur: ¿Integración o Independencia? 19
La Estrategia gasífera brasilera y su relación con Bolivia 21
El sistema energético de Argentina 26
Estrategia gasífera de Argentina y su relación con Bolivia 28
Venezuela: Desarrollo de la industria y expansión del mercado de gas 32
Asociación para el éxito 38
Ductos y GNL: la regulación en Brasil 41
La exploración y explotación de yacimientos shale de hidrocarburos 44
El futuro brillante del Gas Natural Licuado 48
Contratos petroleros en el marco de la nueva política de hidrocarburos 50
Política Energética de Bolivia 53
Asumiendo el reto de un nuevo ciclo exploratorio 55
Conclusiones 60
Lic. Katya Diederich
Gte. Gral GTB
Palabras de Clausura 66
Excmo. Vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia
Álvaro García Linera
Confraternización durante el Congreso 68
CONTENIDO
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MEMORIA
Desde el año 2006, en que el Gobierno Nacional decidió la reestructuración de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, mediante Decreto Supremo de Nacionalización de los Hidrocarburos (D.S. N º 28701 del 1° de mayo de 2006), la empresa estatal del gas y del petróleo ha dado pasos importantes en la consolidación de una YPFB operativa, a través de los contratos de operación en materia de exploración y explotación, la recuperación de las empresas capitalizadas y privatizadas en el pasado neoliberal y la conformación de una Corporación con actividades en toda la cadena productiva de los hidrocarburos, y con el desafío de encarar proyectos de gran magnitud que cambien el perfil productivo de la empresa y del país con las plantas de separación y la industrialización de los hidrocarburos.
A cinco años de ese proceso, YPFB ha considerado importante organizar un Congreso para el intercambio de experiencias, en el sector a nivel internacional, y de conocimiento del quehacer de la empresa estatal del gas y del petróleo, dirigido a todos los bolivianos y bolivianas, autoridades del Estado y de las regiones, empresas petroleras, universidades, expertos y profesionales del sector, así como a los visitantes del extranjero que han demostrado gran interés en un evento de esta naturaleza. Es así que decidimos encarar dicha tarea en el mes de mayo de 2011, previo a un arduo trabajo de meses de anticipación.
El Primer Congreso Internacional de YPFB constituyó la cita más importante del año 2011 a nivel del sector hidrocarburos en Bolivia, fue una gran oportunidad para reunir a los protagonistas de la industria de los hidrocarburos, tanto de la región como de otros continentes.
Presentación
Lic. Carlos Villegas Quiroga
Presidente Ejecutivo YPFB Corporación
La temática central del Congreso se desarrolló en torno a la industria y el mercado del Gas Natural con el propósito de contar con una visión global del sector. En ese sentido en el presente documento hacemos conocer un resumen de las valiosas ponencias, experiencias y visiones de las diferentes compañías e instituciones que han participado del evento internacional más importante de la Corporación YPFB.
Otro de los objetivos del evento fue hacer del mismo la plataforma de las estrategias de inversión y exploración de YPFB Corporación, finalidad que se cumplió con la presentación del Plan de Inversiones y el Plan de Exploración de YPFB, que tienen como metas el incremento de producción y capacidad de transporte de los hidrocarburos, así como la reposición e incorporación de nuevas reservas.
Los días 19 y 20 de mayo de 2011 fueron de intensa actividad en la sede del Primer Congreso Internacional “YPFB Gas y Petróleo 2011” de la Corporación. La participación del Excelentísimo Sr. Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, con el discurso de apertura del Congreso, y del Sr. Vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera, en la clausura del evento, realzaron el mismo.
Los disertantes internacionales y nacionales, ejecutivos y expertos de catorce entidades, entre empresas petroleras e instituciones especializadas, provenientes de Argentina, Brasil, Ecuador, Venezuela, Trinidad & Tobago y Estados Unidos no escatimaron esfuerzos ni conocimientos en el objetivo de hacer conocer a los participantes su visión sobre lo que está sucediendo en el mundo dentro del sector hidrocarburos, en una coyuntura comercial, política, ambiental y social, de trascendental importancia.
La presencia de más de 800 participantes, provenientes de todos los departamentos del país, de distintas instituciones y empresas, así como de entidades y empresas del extranjero, fue en definitiva el espaldarazo de la gente a la decisión de encarar la organización de este Congreso.
A ellos y ellas, autoridades, disertantes, participantes y organizadores, se debe el éxito del Primer Congreso internacional del Gas y del Petróleo de YPFB Corporación. En ese sentido, les hago llegar mi más grande manifestación de agradecimiento por su aporte al desarrollo del indicado Congreso. Los esperamos el próximo año 2012.
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El Primer Congreso Internacional “YPFB GAS & PETRÓLEO 2011” se desarrolló en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra-Bolivia el 19 y 20 de mayo de 2011, en el Hotel Los Tajibos.
Asistieron más de 800 personas, entre bolivianas y extranjeras, autoridades gubernamentales de Bolivia, embajadores de países amigos, representantes de las empresas operadoras del sector en Bolivia, empresas subsidiarias de YPFB Corporación, Casa Matriz, empresarios, docentes, invitados especiales y universitarios.
La metodología adoptada para el desarrollo del congreso fue la de exposiciones magistrales y rondas de preguntas, cuyos resultados se presentaron en las conclusiones del evento.
De la misma manera se utilizó un espacio para la promoción e intercambio de información sobre exploración y otros temas relativos al sector. Asimismo se llevaron a cabo reuniones de relacionamiento del Presidente Ejecutivo de YPFB con empresas, instituciones y otras instancias del sector.
Se creó la página www.ypfbgasypetroleo.com para tener un espacio institucional virtual como plataforma de interacción y comunicación entre los organizadores, invitados, expositores y público interesado en participar.
Objetivo y alcance del Congreso 2011
El Primer Congreso Internacional “YPFB GAS & PETRÓLEO 2011” Perspectivas y Retos de la Industria del Gas, fue el inicio de un ciclo que YPFB Corporación organizará y auspiciará todos los años en Bolivia con el propósito de analizar la situación nacional e internacional de la industria del gas natural.
Este evento buscó profundizar sobre las oportunidades para satisfacer las necesidades energéticas bolivianas y de otros países de la región en el marco de la integración energética. También fue propicio para debatir sobre temas de sostenibilidad e intercambiar experiencias exitosas de países y empresas.
La cita del 19 y 20 de mayo permitió obtener las lecciones aprendidas y convertirlas en mejores prácticas que garanticen la optimización continua de la gestión operativa, ambiental, social y económica del sector hidrocarburífero.
YPFB Corporación se muestra ante la región y el mundo como una oportunidad de negocios, y a Bolivia como el centro energético para el abastecimiento de gas natural en el hemisferio Sur, objetvo que ha generado la necesidad de un nuevo ciclo exploratorio, bajo los principios de la nacionalización de los hidrocarburos.
YPFB CORPORACIÓN
Misión
Operar y desarrollar la cadena de hidrocarburos, garantizando el abastecimiento del mercado interno, generando el mayor valor para beneficio de los bolivianos.
Visión
Corporación estatal de hidrocarburos, pilar fundamental del desarrollo de Bolivia, reconocida como un modelo eficiente, rentable y transparente, con responsabilidad social y ambiental y presencia internacional.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) es la empresa estatal del gas natural y del petróleo de Bolivia.
Con el proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos, iniciado el año 2006, el pueblo boliviano recuperó el control y la dirección de la cadena de hidrocarburos del país.
YPFB Corporación está conformada por la Casa Matriz, responsable de la gestión integral del gas natural y del petróleo, y siete empresas subsidiarias, otras afiliadas que intervienen en toda la cadena de producción: en exploración, explotación, desarrollo, comercialización, transporte, refinación, procesos de incorporación de valor, almacenaje y distribución de hidrocarburos.
Los proyectos de la cadena de hidrocarburos son ejecutados por Casa Matriz y por sus empresas subsidiarias y afiliadas, así como mediante contratos de exploración y explotación con empresas petroleras privadas que operan en Bolivia.
Exportación y producción
YPFB Corporación tiene suscritos importantes contratos de exportación de gas natural a Brasil y Argentina, que significan un mercado de más de 40 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Estos volúmenes, sumados con la provisión del mercado interno alcanzarán a 65 MMmcd en el año 2015.
YPFB Corporación también produce hidrocarburos líquidos, destinados principalmente al mercado interno. Actualmente están en ejecución proyectos de separación de líquidos, que a partir del año 2013 cambiarán sustancialmente el perfil productivo y comercial de la empresa, permitiendo a Bolivia constituirse en un importante exportador de gas licuado de petróleo y otros hidrocarburos líquidos.
Empresas de la Corporación
Las empresas subsidiarias y afiliadas a YPFB Corporación son: YPFB Chaco S.A., YPFB Andina S.A., YPFB Petroandina S.A.M., YPFB Transporte S.A., YPFB Refinación S.A., YPFB Logística S.A., YPFB Aviación S.A., GasTransboliviano S.A., Flamagas S.A., Compañía Eléctrica Central Bulo Bulo S.A.
I Congreso Internacional “YPFB Gas & Petróleo 2012”
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Programa y disertantes
Jueves 19 de mayo
Inauguración del Congreso a cargo del Excmo. Sr. Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma.
I. EL MUNDO: CAMBIOS ESTRUCTURALES EN LA INDUSTRIA Y EL MERCADO DE GAS NATURAL. ¿CUÁL ES SU IMPACTO A CORTO Y LARGO PLAZO?
Gas global, lidiando con lo inesperado
Bob Fryklund - Vicepresidente, Cambridge Energy Research Associate - IHS CERA. EEUU.
Componentes, tendencias y factores que inciden en el nivel de precios del gas natural
Ernesto A. López Anadón – Presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, IAPG. Argentina.
II. AMÉRICA LATINA: PARTICIPACIÓN DEL GAS NATURAL EN LA MATRIZ ENERGÉTICA Y PERSPECTIVAS A MEDIANO Y LARGO PLAZO
La evolución del mercado de gas natural en el Cono Sur: ¿Integración o independencia?
Eric Eyberg - Wood Mackenzie. EEUU.
Estrategia gasífera brasilera y su relación con Bolivia
Antonio Eduardo Monteiro - Gerente Ejecutivo de Marketing y Comercialización. PETROBRAS Gas y Energía. Brasil.
El sistema energético de Argentina.
Roberto Baratta - Sub-secretario de Coordinación y Control de Gestión, Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios. Argentina.
Estrategia gasífera argentina y su relación con Bolivia
Antonio Luis Pronsato - Interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Argentina.
Venezuela: Desarrollo de la industria y expansión del mercado de gas.
Nelson Martínez - Coordinador de PDVSA en Argentina, Bolivia, Ecuador, Uruguay, Paraguay y Brasil. Venezuela.
Viernes 20 de mayo
III. TEMAS DE INTERÉS ESPECÍFICOS
Asociación para el éxito
Bill Way - BG Group. EEUU
Ductos y GNL: la regulación en Brasil
Luis Eduardo Duque Dutra - Coordinador General de la Dirección, Agencia Nacional de Petróleo, de Gas Natural y Biocombustibles de Brasil. Brasil
La exploración y explotación de yacimientos shale de hidrocarburos
Richard Brown - Gerente General de Schlumberger para Argentina, Bolivia y Chile. Argentina.
El futuro brillante del Gas Natural Licuado
Christian Iturri - Vicepresidente Comercial BG, Trinidad & Tobago.
Contratos petroleros en el marco de la nueva política de hidrocarburos
Miguel Naranjo - Asesor del Ministro y Miembro equipo negociador de contratos. Ministerio de Recursos Naturales no Renovables. Ecuador.
IV. BOLIVIA Y EL GAS NATURAL
Política energética de Bolivia
José Luis Gutiérrez - Ministro de Hidrocarburos y Energía. Bolivia.
Asumiendo el reto de un nuevo ciclo exploratorio
Carlos Villegas - Presidente Ejecutivo a.i., YPFB Corporación. Bolivia.
CONCLUSIONES SOBRE LAS EXPOSICIONES.
Katya Diederich – Presidente y Gerente General de Gas TransBoliviano S.A. (GTB).
Clausura del Congreso a cargo del Sr. Vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Alvaro Garcia Linera.
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A momento de realizar el discurso de inauguración del Primer Congreso Internacional “YPFB Gas & Petróleo 2011”, y ante la presencia de una importante concurrencia de las principales autoridades del Estado y del sector, ejecutivos de YPFB Corporación y otras empresas petroleras, y participantes nacionales y extranjeros de diferentes entidades, ciudades y países, el Excelentísimo Sr. Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, convocó a las empresas operadoras del sector hidrocarburos “acelerar las inversiones” en proyectos de exploración que beneficiarán a la economía boliviana.
El primer mandatario destacó que en los cinco años anteriores a la nacionalización de los hidrocarburos, las empresas petroleras sólo invirtieron 1.849 millones de dólares. Entre 2006 y 2010, el proceso de recuperación de la propiedad del gas natural y el petróleo por parte del Estado propició un nivel de ingresos de más de 2.353 millones de dólares. Puso de relieve el importante aporte de YPFB como la empresa más importante del país y su enorme contribución al desarrollo, lo que se traduce en cambios y mejoras en la economía nacional, sin embargo, indicó que nunca son suficientes los recursos que un país tiene para lograr mayor crecimiento. Internamente tenemos
Excmo. Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia
Evo Morales Ayma
aún muchas necesidades. Por eso, este Congreso, al margen de compartir experiencias, nos permitirá saber como seguir mejorando la economía, cómo lograr el crecimiento económico en base a los recursos como el gas natural.
La empresa que invierta como socio es bienvenida y su inversión será respetada, señaló el primer mandatario, para quien dichas inversiones constituyen una obligación de las empresas en el marco de los contratos petroleros suscritos el año 2006, lo cual beneficia al sector y al país. Ahora toca invertir en exploración e YPFB hace los esfuerzos, pero no es suficiente, considerando el nivel actual de reservas. Pero es con exploración e inversión que se pretende revertir esta situación. Nuestro gran deseo es mejorar nuestra empresa y es también importante darle valor agregado al gas, y que mejor junto, como socios del estado boliviano, para el bien de la empresa pero también para el pueblo boliviano.
Con estas palabras y con la mentalidad de compartir distintas experiencias y que éstas beneficien a las empresas, al estado y al pueblo boliviano, el Presidente del Estado dio oficialmente por inaugurado el evento.
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En la exposición, el disertante habló de dos temas claves en el contexto internacional. Primero la sorpresa de los suministros y segundo de los cambios en el mercado, en particular del lado de la demanda. Asimismo, realizó algunas reflexiones sobre el GNL y shale gas para analizar la coexistencia de ambos. Finalmente, planteó una prospectiva sobre América Latina y su punto de vista sobre los precios.
El contexto global
Los factores que actualmente están empujando los precios hacia abajo son: la “fiebre del shale” en cada continente, el crecimiento de la demanda en Latinoamérica y en particular en el Cono Sur, así como la demanda en Europa, Asia e inclusive en Oriente Medio. Los hechos muestran que Norteamérica sigue siendo un mercado separado del resto del mundo como resultado de los grandes avances que este país hace con el shale gas y el GNL. Adicionalmente, otro factor importante es que en los 2 últimos años existe una urgencia de suministro de licuefacción.
La oferta y la demanda global de gas
La demanda global del gas se divide en consumo residencial, comercial, transporte, industria, energía eléctrica y otros, siendo el sector energético el mayor impulsor con 50% del crecimiento. Para el 2020, se estima llegar a una demanda de 3.500 billones de metros cúbicos. En cuanto a la oferta, la mayoría es producción local, contando también con una participación de GNL.
Es importante destacar el impacto en la demanda de la rápida recuperación de las economías en 2010 y 2011 tras la recesión, en particular el crecimiento de China y el de Latinoamérica. En estas áreas la demanda sube rápidamente. En cambio en Europa, el invierno de 2010, la renegociación de contratos y el influjo del shale gas han hecho que el mercado se vuelva más constreñido.
Shale Gas, GNL y acortamiento del suministro
En Norteamérica el mercado cambió por el gran potencial en la explotación del shale gas. También hay potencial detectado en Latinoamérica y Asia. Sin embargo, según las proyecciones el gas no convencional no abastecerá a la demanda, tomando en cuenta que China necesitará 128 billones de metros cúbicos de gas para llenar la brecha de la demanda en los próximos 10 años, por lo que, consecuentemente, habrá espacio para el GNL.
Situación en Latinoamérica
En Latinoamérica, no es sorpresa que Bolivia y Perú se ubiquen entre los grandes exportadores. Sin embargo, se debe mencionar un cambio en la región, ya que antes se
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Gas global, lidiando con lo inesperadoBob Fryklund
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solía llamarla una “isla del gas” pero gracias a los proyectos de Camisea y el proyecto en Venezuela, esta situación va a cambiar. Hay cuencas de shale cuyo potencial está siendo evaluado, con estimaciones que llegan a 900 trillones de pies cúbicos. En Bolivia se estiman entre 100 y 300 millones de pies cúbicos de shale gas recuperables.
Mecanismos de precios.
En Norteamérica, predomina la competencia del “gas con gas”, pero el shale gas está cambiando esta situación. En Europa, existe un doble escenario de precios: 30% son a corto plazo y el resto a largo plazo. En cambio, en Asia 90% de los contratos son a largo plazo. Hasta el año 2030 se estima una banda de precios entre 4 y 6 dólares para Norteamérica. En Europa, los precios están empezando a bajar y en Asia, permanecen altos. En Latinoamérica, los precios son baratos comparados con los de Norteamérica. También influyen en nuestras perspectivas las diferencias entre petróleo y gas.
Para hacer un balance, cuando se analiza el mundo del gas, se agrupan los siguientes elementos: el suministro, que es primer punto por analizar, le sigue la huella de carbono, debido a que el gas es un combustible limpio y finalmente la creciente competencia entre usuarios.
Del lado negativo del balance tenemos los siguientes hechos: El elevado costo para los usuarios finales y que anteriormente no se veía al shale gas como una opción.
Haciendo una lectura de todas estas las señales, tenemos un estrechamiento del mercado y una redefinición del balance mundial del sector.
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En el trienio 2006 la International Gas Union aplicó encuestas en cerca de 100 países afiliados, para saber cuáles eran los mecanismos utilizados en la formación de precios del gas natural en los distintos países. Desagregando la información y sumando por regiones, se llegaron finalmente a las cifras a nivel mundial.
Tipos de mecanismos
A continuación, se enumeran varios de los mecanismos de formación de precios identificados por la encuesta : OPE que son “precios indexados al petróleo”; GOG que significa “competencia gas con gas”; BIM es el “monopolio bilateral”, NET es el “netback”, RCS que quiere decir “costo del servicio regulado”, RSP que significa “regulación política y social”, RBC “regulación por debajo del costo”, NP utilizado para gas de quema y al que no se le fija el precio, y por último NK para gas que no está contabilizado.
Formación de precios a nivel doméstico
Cerca de la mitad del gas doméstico del mundo se vende a precios regulados, la otra mitad se vende a precios internacionales. La categoría de precio de competencia GOG “gas con gas” ocupa un 40% de la formación de precios para la producción doméstica. En la importación por ductos, que representa 20 % del consumo global del gas, la categoría OPE predomina, le sigue la categoría GOG con 30%. En el caso de las importaciones de GNL, que representan 8% del consumo mundial de gas y en el 30% del gas comercializado internacionalmente, dos categorías predominan; la GOG y la OPE.
del costo” hizo que la categoría “regulación por costos de servicio” se incremente.
Los precios obtenidos por cada modalidad y por región
La modalidad OPE es la que mayores precios genera en comparación con la modalidad “gas con gas”, que está fuertemente influenciada por el mercado norteamericano cuyos precios son bajos. La “negociación bilateral” registra precios bajos porque toma en cuenta la cotización de los mercados de origen. Los precios más bajos se encuentran en las categorías de “regulados” y “negociación bilateral” ya que la regulación implica fijar precios por debajo del mercado. Los precios más elevados están en Europa, luego Asia-Pacífico y los más bajos se encuentran en América Latina, esto debido al gas abundante y la fuerte regulación por razones políticas y sociales.
Las transformaciones en el mercado del GNL
Desde su aparición en Argelia, en 1964, el GNL ha experimentado un crecimiento contínuo. En 2010 el GNL superó las 200 millones de toneladas y representó el 10% del consumo de gas en todo el mundo. Hoy el suministro de GNL va a los distintos mercados a través de Medio Oriente, la cuenca del Atlántico. Tiene capacidad no contratada y un excedente de capacidad de regasificación, además de la flexibilidad. Esto provocará presión a los mercados indexados a combustibles que no reflejen el precio del gas si hay disponibilidad de otros a corto plazo y con menor riesgo.
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Tendencias globales
En la categoría OPE, el mayor consumo corresponde a Europa, seguida de Asia-Pacífico. En la categoría GOG, Estados Unidos es el mercado más grande, luego viene Europa. En la “negociación bilateral” BIM, la ex Unión Soviética tiene el mayor peso, aunque hay participación importante en Asia-Pacífico. En la modalidad “netback” hay muy pocas transacciones en el mundo con respecto a precios atados a otros productos que no sean gas.
La modalidad RCS, “costo del servicio regulado”, absorbe el 13% del total. En Rusia, el aumento de esta categoría fue acompañada de una disminución de las categorías RSP y RBC se cree que es debido a que Gazprom está cambiando de política de precios.
Sin embargo hay casi 35% del gas que se comercializa con precios no relacionados al mercado.
Evolución de las modalidades entre 2005 y 2009
Como aclaración vale recordar que entre 2005 y 2009 el consumo global creció en un 8%, pero no de manera homogénea. Se elevó mucho más en Asia y actualmente muestra una tendencia positiva hacia precios regulados. Se ven crecimientos mayores en categorías como el GOG, que hoy día llega al 38% del total. Muchos contratos tuvieron que renegociarse para definir precios por encima del take or pay, lo que derivó en el crecimiento de la modalidad GOG en desmedro de los precios indexados al petróleo. En consecuencia, la categoría “negociación bilateral” también disminuye. El abandono de Gazprom de la categoría “regulación por debajo
Desde su aparición en Argelia, en 1964, el GNL ha experimentado un crecimiento contínuo.
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Componentes, tendencias y factores que inciden en el nivel de precios del gas natural Ernesto A. Lopez Anadón
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La competitividad del shale gas
Una publicación del US Energy Information Administration (EIA) sobre un estudio realizado por el Departamento de Energía de EEUU en 32 países, evalúa las reservas de shale gas técnicamente recuperables, pero no necesariamente viables económicamente. En este documento hay países que gracias al tipo de gas no convencional pueden cambiar su matriz de reservas y los países importadores podrían cubrir sus necesidades con producción agregada. En el caso de EEUU, los avances tecnológicos y la experiencia en perforación están bajando los umbrales de rentabilidad.
El ingreso del shale gas y el GNL, permitirá a los países diversificar sus fuentes de suministro de gas y romper muchas barreras geopolíticas, lo que muestra que a futuro y poco a poco las categorías irán marchando a la competencia gas con gas.
Desde la perspectiva de Wood Mackenzie el futuro se centra en cuatro fuentes importantes para el desarrollo de la oferta de gas natural en la región: La primera el crecimiento del gas convencional en Brasil, la segunda el aumento de capacidad de GNL en Escobar Argentina, la tercera es el gas convencional asociado del Pre-sal Brasilero y la cuarta es el hoyo negro del gas no convencional. Argentina, Brasil y hasta Bolivia tienen posibilidad de gas no convencional. Esto muestra para la consultora una perspectiva conservadora de oferta. El esperado aumento de la oferta resultara en una sobrecapacidad de producción de gas natural en el Cono Sur. Pero, se plantea lo siguiente ¿cuáles campos, cuencas y países serán exitosos en suministrar a los mercados del Cono Sur?
Por el lado de la demanda en el Cono Sur, se pronostica un crecimiento mucho mayor en los próximos 10 años que en la década pasada, liderado principalmente por el Brasil. En Argentina, vemos una reducción de la demanda en los próximos años originado por el cambio de esquema de precios y en el crecimiento a largo plazo. En Chile se observa un crecimiento del 9% por año hasta el 2020, pero es la minería el principal impulsor. Bolivia tiene un crecimiento estable y la oportunidad más importante es el Mutún, que es una mina de 50 billones de toneladas de hierro, aunque hay muchos retos a nivel de infraestructura que superar. Por consiguiente, con estos elementos, se cree que habrá un desequilibrio potencial de oferta y demanda en el Cono Sur.
¿Cómo se conectará la producción a los centros de demanda y a qué costo?
Acorde a las expectativas de Wood Mackenzie, contar con la infraestructura principal de gasoductos y plantas de licuefacción de GNL exigirá billones de dólares de inversión. En
el Pre-Sal brasileño se estiman entre 10 y 15 billones de dólares para tres posibles gasoductos y 2 instalaciones de GNL.
En Argentina, otro proyecto posible es el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), de Bolivia a Argentina, que puede demandar hasta 4 billones de dólares de inversión. Desde la perspectiva de la consultora, el GNEA sería vital para Bolivia a fin de asegurar el crecimiento de la oferta del país. Otros gasoductos serán construidos pero a menor escala y para mercados específicos.
Ganadores y perdedores en el suministro de los mercados del Cono Sur.
Sólo los productores con mejores condiciones de acceso a infraestructura adecuada y próxima a los mercados capturarán esas oportunidades de demanda. De acuerdo al ranking elaborado por Wood Mackenzie, el primer lugar lo ocupa el Pre-sal y la ventaja que posee en relación al gas asociado. En segundo lugar el gas convencional de bajo costo y bajo riesgo geológico pero con problemas de desarrollo de infraestructura del GNEA, aunque tendrá competencia del Pre-sal y del gas no convencional en los próximos 10 o 15 años. En tercer lugar está el GNL por su flexibilidad para equilibrar el mercado pero la gran desventaja es su precio. Los precios de los contratos están conectados al petróleo y pueden variar hasta 10 y 15 dólares por MMBTU. En cuarto lugar el hoyo negro del gas no convencional, donde la infraestructura es una ventaja; ya que la mayoría de los recursos que vemos en Argentina y Brasil están próximos a los mercados; claro que tiene un riesgo regulatorio y alto costo. Nadie sabe cuánto costará el desarrollo del gas no convencional en el Cono Sur. En último lugar, está el gas convencional de Argentina, que es de bajo costo pero también de bajo precio. Desde la perspectiva de la consultora, se piensa que la política de los precios en Argentina
En 2010 el GNL supera los 200 millones de toneladas y representa el 10% del consumo de gas en todo el mundo.
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La Evolución del mercado de gas natural en el Cono Sur: ¿Integración o Independencia? Eric Eyberg
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cambiará y puede ser que el gas convencional vuelva a ser mucho más importante. Sin embargo, no se ve un crecimiento considerable en el futuro.
Opciones estratégicas para Bolivia
El mercado doméstico, debido a los precios bajos, tiene una oportunidad con el proyecto de “El Mutún” aunque tendrá muchos retos de infraestructura. El mercado de exportación a Brasil que es el mercado más grande de Bolivia, tiene precios netback moderados, pero a largo plazo puede que compita con el Pre-sal. Argentina es la opción, que no se debe perder. Los precios de GNL que paga Argentina son de 17 dólares por MM BTU y Bolivia es un productor con los costos más bajos y con la mejor ubicación para suministrar los principales mercados. Pero se necesita de acciones para asegurar la comercialización del gas boliviano.
Al final, Bolivia es el productor que hoy presenta los costos más bajos y la mejor colocación para suministrar a algunos de los mercados principales de la región: Argentina y Brasil. Pero, de acuerdo a la visión de Wood Mackenzie, se requiere de acciones para asegurar la comercialización del gas boliviano, y es imperativo que estas acciones se den en el corto plazo.
A largo plazo, el desarrollo de los recursos no convencionales podría originar otra importante transformación. Se estiman importantes reservas de este recurso en Brasil pero también tendrá competencia con el Pre-sal.
Cambios en el mercado de EEUU desde el 2006
Los pronósticos en 2007 mostraban un mercado de EEUU que en el horizonte hacia el año 2020 importaría 20 millones de pies cúbicos diarios de GNL e invirtieron 10 billones de dólares en instalaciones de regasificación. Ahora, en el 2011, los nuevos pronósticos, no muestran importaciones, si no al contrario exportaciones a largo plazo. Esas instalaciones de regasificación ahora tienen una utilización menor al 10%. ¿Qué cambió? En solo cuatro años los productores experimentaron con los precios altos en las cuencas Barnett y Fayetteville y tuvieron éxito y se extendieron hacia las otras cuencas de Shale Gas de EEUU. Ahora tiene un penetración del 19% y la oferta crecerá, solamente en Estados Unidos, hasta el 50% considerando a Canadá, podría crecer entre 65% y 70% de la oferta de América del Norte.
¿Se puede repetir esto en el Cono Sur? Desde la perspectiva de Wood Mackenzie, en principio, la oferta no cubre las necesidades; segundo, crece la demanda, el GNL es la solución rápida. Los precios del GNL suben. La exploración de gas no convencional se torna interesante, los productores prueban los recursos y las fuentes no convencionales toman su lugar en la oferta. Y por último, el GNL se convierte en marginal y eventualmente tiene oportunidad de exportación.
¿Integración o independencia? El tiempo juega en contra de Bolivia.
Los anuncios de descubrimientos del Pre-sal, los recursos no convencionales de Argentina y Brasil ejercen presión sobre los mercados, en particular a Bolivia. Habrá que comparar el GNL con el gas boliviano, el incremento de la exportación dependerá de la capacidad de los productores de conquistar la confianza de los consumidores y de construir una infraestructura eficiente.
El incremento de la exportación de los productos dependerá de la capacidad de los productores de conquistar la confianza de los consumidores, y de construir una infraestructura eficiente para acceder a los mercados con costos competitivos, que es el gran desafío.
El GNL ocupará un espacio flexible para equilibrar el mercado y para atender la demanda estacional, pero, en el largo plazo, la volatilidad de los precios podría contribuir a viabilizar otras fuentes. El desarrollo del potencial de los recursos no convencionales podrá generar un cambio estructural en los mercados regionales, ofreciendo una nueva oportunidad para la integración regional, pero, desde luego, habrán ganadores y perdedores en el mercado.
La matriz energética de Brasil se compone en 47% de energía renovable, principalmente de hidroelectricidad y biomasa. A su vez la matriz de generación eléctrica se compone básicamente de plantas hidroeléctricas por lo que la convierte en la fuente más importante y prioritaria. Pero ese volumen no está garantizado ya que depende de la frecuencia de lluvias. En consecuencia la generación eléctrica es variable y se complementa con el uso de gas para termoeléctricas.
En cuanto a generación eléctrica, en 2010 el gas representó el 6%. Se estima, según la planificación energética brasilera, que se incremente la capacidad instalada de 6% a 9%. Las centrales termoeléctricas e hidroeléctricas están sujetas a 2 regulaciones. Por un lado está la Agencia Nacional de Regulación de Petróleo y por otro la Agencia Nacional de Energía Eléctrica. Estas centrales consumen cerca del 40% del mercado del gas brasilero, dependiendo del valor que el agua tiene para su generación en las centrales hidroeléctricas. Una solución a este juego entre hidroelectricidad y gas se puede dar a través de las terminales de regasificación de GNL. El objetivo de esto es lograr la flexibilidad en la oferta para lidiar con estas variaciones.
Cadena de valor de petróleo y gas en Brasil
La cadena de valor de petróleo y gas natural comienza en la exploración, continúa con la producción, la logística de transporte, el refinado, las actividades petroquímicas, la comercialización y la distribución. Con respecto a las reservas probadas de petróleo, entre el año 2000 y el 2010, aumentaron en 65%. La Cuenca de Campos concentra el 85% de las reservas de petróleo crudo. Asimismo, entre 2000 y 2010 las reservas probadas de gas natural aumentaron en 90%, de 7,8 TCF a 14,7 TCF y estas se hallan principalmente en las cuencas de Santos, Campos y en el descubrimiento del Pre-sal.
La principal arteria de transporte de gas es la operada para el gas de Petrobras, el gasoducto Bolivia-Brasil, con participación de varias empresas como ser YPFB Transporte en el lado boliviano y Gaspetro en el brasilero.
La Estrategia gasífera brasilera y su relación con Bolivia Antonio E. Monteiro de Castro
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Perspectivas del potencial del petróleo y gas recuperables.
Hay que considerar que el proyecto de exploración de Pre-sal se concentra en la extracción de petróleo, si bien existe un gas asociado, que no tiene costo pero tiene valor, en términos de una planificación de mercado se pueden identificar conceptualmente tres destinos fundamentales: primero la reinyección de gas para optimización de la producción del petróleo, la segunda colocación en el mercado para compensar la declinación de producción de gas de otras cuencas y aumentar la oferta de gas en el mercado. El tercer destino, una vez que se consolida el abastecimiento del mercado, los contratos y compromisos de largo plazo. Para cubrir su mercado, Brasil importa gas boliviano e importa GNL. El volumen de gas consumido está determinado por dos estaciones, la “Estación lluviosa” y la “Estación seca”. Sin embargo las hidroeléctricas funcionan todo el tiempo, es la diferencia de expectativas lo que determinará el volumen necesario de gas para generación termoeléctrica. En 2010 el pico de generación eléctrica a base de termoelectricidad fue de 86 millones de metros cúbicos en un día, el menor consumo fue de solo 39,6 millones. Para lidiar con estas variaciones se requiere terminales de regasificación de GNL a bajo costo. Estas variaciones también afectan la importación del gas boliviano dentro de los límites contractuales.
Logística de gas natural y GNL
Hubo en Brasil una evolución muy fuerte en los últimos años en la logística del gas. Se trataron de unir las 4 redes asiladas, dos en el noreste y dos en el sureste de gasoducto Bolivia-Brasil.
Entre 2003 y 2010 se incrementaron 4.000 Km de red de transporte equivalentes a un aumento en la capacidad del 40%. La principal arteria de trasporte de gas es la operada para el gas de Petrobras, el gasoducto Bolivia-Brasil, con participación de varias empresas como ser YPFB Transporte en el lado boliviano y Gaspetro en el brasilero. Es un gasoducto que arranca con 32 pulgadas y cuando llega al extremo sur del Brasil se reduce a 16 y tiene una capacidad de transporte de 30 MM mcd, la misma que está íntegramente contratada por Petrobras.
En los últimos años se instalaron dos terminales de regasificación de GNL y existe una tercera terminal en desarrollo prevista a operar en 2013 en Bahía. Esta terminal operará en la modalidad “lado a lado” (licuefacción a bordo de un buque) y tiene por objetivo ser una de las modalidades de transporte del gas producido en Pre-sal.
Distribución de gas natural.
Petrobras participa a través de 27 empresas estatales con el objetivo de desarrollar nuevos mercados de gas natural, además de 4 empresas de control privado.
La extensión de la red de distribución de Brasil alcanza los 18.000 Km y Petrobras es accionista en 20 empresas de distribución. En Mayo de 2011 se superó el límite de 40 millones de metros cúbicos por día comercializados en Brasil.
Perspectivas del mercado del gas no-termoeléctrico en Brasil
El mercado del gas en Brasil está en crecimiento. Con respecto a Bolivia, todavía quedan 10 años de contratos por delante, pero en 10 años pueden pasar muchas cosas. Hacia 1999, cuando inició la operación del gasoducto Bolivia-Brasil, el escenario de competencia de precios requería de contratos en firme, ahora hacia el 2013 la competencia será del gas con gas, desde al gas del Pre-sal, GNL con su flexibilidad pero precios internacionales y la flexibilidad por el lado de la demanda que implica que el consumidor final puede cambiar gas por fuel oil y ser suministrado por proveedor de gas común. Las subastas de gas de corto plazo que comenzaron en 2009, hoy representan 20% del gas del mercado brasilero.
Hay un primer desafío; cuando hay un alto despacho termoeléctrico el GNL tiene que estar disponible. Nosotros tenemos que estar preparados para garantizar el suministro a las centrales termoeléctricas para así garantizar sus ingresos.
Mercado secundario de gas.
El mercado secundario de gas es la nueva forma de vender gas en Brasil a causa de la volatilidad del mercado termoeléctrico.
Cuando hay exceso de gas (baja demanda termoeléctrica) miramos a consumidores que no miraban el gas natural por ser poco competitivo. Entonces se suministra este gas en base a programaciones semanales con precios negociados siempre y cuando el costo marginal de suministro fuera inferior al costo del combustible de las industrias.
Cooperación YPFB - Petrobras.
El Gas boliviano está comprometido con el suministro de gas brasilero. Hasta 2020 Petrobras considera la totalidad de los 30 MM m3d en punto de entrega. Pero sería bueno mencionar que un ejemplo de cooperación es el del suministro a la termoeléctrica de Cuiabá. Luego de negociaciones entre las partes vinculadas se estableció entregar una parte del gas boliviano en San Matías, frontera con Brasil, sin alterar las condiciones de precio ni de volumen del contrato con Petrobras, para que esta termoeléctrica vuelva a funcionar luego de años de inactividad. Como todas las demás termoeléctricas en Brasil, la operación de la planta de Cuiabá es fruto del despacho del operador nacional del sistema eléctrico brasilero. Su funcionamiento no depende de una decisión unilateral del dueño de la central ni del proveedor de gas, ella va a operar conforme el sector eléctrico brasilero identifique la necesidad de operación de esa central.
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Recordemos lo que ocurría en Argentina en 2003, para ver los resultados del modelo económico que hemos denominado de acumulación e inclusión social.
La economía creció en promedio el 8% en los últimos 8 años. En 2003, el 23% de la población económicamente activa estaba sin empleo, hoy ronda el 7%. El sostenimiento del tipo de cambio a nivel competitivo generó un estimulo para la economía y un continuo superávit de la cuenta corriente, el resultado se traduce con reservas que hoy alcanzan los 53 mil millones de dólares.
Esto a su vez permitió reducir el ratio deuda sobre PIB de 166% a 45%. Se tienen inversiones a la fecha superiores a los 42 mil millones y la inversión pública alcanza su máximo de participación en el PIB con 4%
El plan energético para incrementar la oferta e interconectar el territorio
El plan energético lanzado en mayo de 2004 fue concebido para aumentar considerablemente la oferta energética articulando y potenciando el sistema energético hacia todo el territorio nacional. El plan, llevado a cabo por el Ministerio de Planificación, contiene una seria de obras con el objetivo de incrementar la energía eléctrica, diversificar la matriz, extender el transporte eléctrico, expandir el sistema de gasoductos y la producción de hidrocarburos y recuperar la actividad de generación nuclear. En generación eléctrica se han incorporado desde 2003 hasta la fecha 7.390 megavatios, significa un aumento del 41%. Con el programa denominado “Energía Plus” se logró incorporar más de 1.500 megavatios.
Hidroeléctricas
A partir de fuentes renovables se podrán comprar 6.860 megavatios, de los cuales 2.300 están terminados, 2.050 en ejecución y 2.500 a iniciar en los próximos meses. El plan de terminación de la central hidroeléctrica de Yacyretá, relanzado con la república del Paraguay en 2004, hizo posible incrementar la oferta de 1.300 a 3.100 megavatios, lo que representa un tercio de la energía de origen hidroeléctrico en Argentina. Los trabajos en otras hidroeléctricas, actualmente en licitación, permitirán incorporar 3.000 megavatios.
Generación de energía renovable
Dentro del programa de energía renovable se encuentra la implementación de parques eólicos, un parque solar, programas de residuos urbanos y biomasa con inversiones públicas y privadas que superan los 2.300 millones de dólares. También se promueve la utilización de biocombustibles, como ser la homologación de la utilización de gasoil con corte de biodiesel en los ciclos combinados de energía eléctrica. También se promueve el uso de lámparas de bajo consumo en casi 6,5 millones de hogares. Sin embargo, fue necesario expandir la red de alta tensión a 8 provincias para que estas puedan implementar la generación de energía renovable, incrementando la expansión de transporte de extra alta tensión en un 61% con respecto al 2003.
Otras obras
Una de las obras más emblemáticas es la interconexión NOA NOE, la cual requirió de trabajo conjunto con YPFB y PDVSA. En materia de gas la capacidad de transporte se ha ampliado en un 22%, lo que permitió crecer a la industria Argentina en aproximadamente un 26%. En 2008 se lanzan los programas
Petróleo Plus, Refino Plus y Gas Plus para aumentar las reservas, producción y refinación de hidrocarburos e incentivar la inversión.
El programa de reservas no convencionales de gas
El Gas Plus incentiva en particular la inversión en yacimientos de gas no convencional a través de un precio referencial del gas asociado al proyecto y existe la posibilidad de venta del gas entre privados. Ya hay 43 proyectos aprobados con aproximadamente 4 MM mcd de inyección de gas al sistema. Las empresas Panamerican, Apache, Total, Pluspetrol y YPF están trabajando fuertemente en el desarrollo de gas no convencional (tight gas).
Petróleo Plus contribuyó a descubrir shale oil en Neuquén
El programa Petróleo Plus incentiva la producción y el aumento en las reservas a través de la entrega trimestral de certificados de crédito fiscal. Hay 26 empresas que ya se han beneficiado con este programa y gracias a este YPF anunció en diciembre 2010 un descubrimiento en Neuquén de shale oil lo que se traducirá en incremento de reservas de 150 millones de barriles equivalentes al 28% de las reservas de YPF y al 8% de las del país.
Respaldo a la refinación de combustibles
El programa Refino Plus incentiva la producción de gasoil y gasolina automotor mediante ampliaciones de refinación o nuevas refinerías. Los incentivos son certificados de crédito fiscal pero el 50% del monto a invertir se entrega al inicio de la obra y el otro 50% en el momento que la nafta o gasoil entra al mercado. Actualmente hay 9 empresas y el impacto es un incremento del 13% en la capacidad de Refino. Todos los
proyectos de Refino Plus contribuirán en casi 7% o 900.000 metros cúbicos de incremento en el gasoil y en 26% o un incremento de 1.550.000 de metros cúbicos de gasolina.
La proyección ENARSA con YPFB y PDVSA
Los Estados de Argentina y Bolivia suscribieron los primeros acuerdos de cooperación energética en materia de gas natural, a partir de la firma de adendas se planifico la construcción del gasoducto Juana Azurduy, el gasoducto del noreste argentino y la planta de separación de líquidos en Bolivia.
Con ENARSA, la Argentina empezó a intercambiar energía con Venezuela ya que compra fuel a PDVSA para sus centrales termoeléctricas. También tiene un convenio para el estudio y cuantificación de reservas en el área Ayacucho 6 de la franja petrolífera del Orinoco.
La importancia de un bloque regional
Todas estas medidas adoptadas y muchas más que no se mencionaron han contribuido a la ejecución y consolidación del modelo de acumulación e inclusión social que viene desarrollando la República Argentina desde el 2003 hasta la actualidad. Pero quedemos con la conclusión que lo hecho por los presidentes anteriores y actuales de América Latina han permitido construir un bloque latinoamericano, integrando la región energéticamente y construyendo una identidad en común. Hemos venido trabajando en la conformación de un bloque regional solido y queremos seguir haciéndolo.
El sistema energético de Argentina Roberto Baratta
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El sistema gasífero de Argentina tiene la particularidad de tener yacimientos muy alejados de los centros de consumo, el más alejado es el de Gran Buenos Aires y consume 50% de la demanda de gas Argentina. De ahí nace la necesidad de desarrollar un sistema de transporte y distribución para que el gas llegue a la “hornalla” (último consumidor).
Según datos del2009, la matriz energética se compone de gas natural a 51%, petróleo a 35% y otros con 13,4%. De aquí deriva que el desarrollo del gas natural haya tenido una evolución muy intensa en Argentina.
A principios de los 90 se privatiza la empresa Gas del Estado y la autoridad reguladora fue la Secretaria de Energía y Gas del Estado (que regula el gas en boca de pozo). Después se conformaron 2 compañías de transporte, el sistema Sur y el sistema Norte. Se crearon nueve zonas de distribución, pero el transporte continuaba siendo el cuello de botella. Se crea el ente regulador de gas ENARGAS que regula desde que el gas entra al sistema. Las Licenciatarias del servicio son la Transportadora Gas del Norte y la Transportadora Gas del Sur. Las 9 distribuidoras tienen prioridad pero no exclusividad y la sub-distribución es un tema no menor.
Aunque la tarifa de sub-distribución estaba orientada a favorecer a las distribuidoras, esto solo funcionó en los primeros años. A la fecha las tarifas máximas las fija el ente regulador y existen 64 sub-distribuidoras.
Es un orgullo el haber trabajado en la adenda del contrato, la misma que era necesaria para perfeccionarlo y para respaldo de las inversiones de ambos lados. Entonces se hace el Gasoducto de Integración Juana Azurduy, cuyo nombre demuestra la integración que tenemos.
el apoyo de reglamentaciones ajustadas, cuesta creer que ahora el cuello de botella sea el gas natural.
El segundo objetivo tiene que ver con la atención a los usuarios. Pare ello se ha creado una gerencia especifica. ENARGAS también juega un rol importante en la regulación y el correcto control de las empresas licenciatarias. Para el despacho ENARGAS desarrolló el Tablero del Estado Operativo del Sistema (TEOS), el cual permite ver en tiempo real la mayoría de los parámetros desde los puntos de inyección hasta los City Gates. También se ha desarrollado un sistema de información para el usuario, a través de la web que permite ver el uso del gas, las tarifas como las sugerencias de manejo en periodos invernales, donde la eficiencia es necesaria.
Estrategia energética gasífera.
Si partimos del año 2003 nos encontramos con inversión privada insuficiente, demandas insatisfechas, dificultades de financiamiento, necesidad de expandir la red de distribución y una ley de emergencia que llevaba al sector regulado (transporte y distribución) a la renegociación de contratos con empresas licenciatarias.
Las herramientas para llevar a cabo el plan estratégico iniciado por Néstor Kirchner y continuado por Cristina Fernández de Kirchner implicaba: Un incremento en la inyección de gas, ampliación de la capacidad de transporte, la incorporación de nuevos usuarios y la reducción del precio del gas envasado. Para la ejecución de esta estrategia se crea ENARSA, Energía Argentina Sociedad Anónima. Dentro de la estrategia se incluye el primer regasificador de GNL ship to ship y la importación de gas desde Bolivia, país con el cual hemos ido estrechando lazos de integración con proyección a futuro. Por otro lado se aprueba el Decreto 180 y la Resolución 185 que permitió llevar adelante la expansión del transporte y la distribución. La Resolución 185 también permite que los grandes usuarios puedan comprar gas directamente a los productores. Con el Decreto 180 se regularon las tarifas y se segmentó el mercado, con la finalidad de cobrar más a los que más gas consumen y proteger a las personas de menores recursos. También se desarrolla un sistema de excepciones para no perjudicar a los usuarios que consumen mucho gas pero que son de carácter asistencial.
Nuestro objetivo no solo es mejorar la calidad de vida sino que el dejar de consumir gas envasado, genera el valor agregado para la industria privada y para el Estado Nacional gracias a la seguridad del abastecimiento.
Gas Natural Licuado
En el puerto de Bahía Blanca desarrollamos el ship to ship (se tiene en un muelle un barco regasificador y al lado un barco metanero el cual traspasa gas al primer barco para que se
El Ente Regulador
Las competencias de ENARGAS se centran en reglamentar los cuadros tarifarios a nivel nacional, la resolución de controversias como Juez de primera instancia además de asesorar a todos los sujetos del sistema. En los objetivos del ente regulador podemos citar la protección de los derechos de los consumidores, de promover la competitividad para alentar las inversiones, asegurar la aplicación justa y razonable de las tarifas, incentivar la eficiencia en el downstream, incentivar el uso eficiente y responsable del gas natural, evitar y decidir sobre conductas contrarias a los principios de libre competencia y propender a una mejor operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios e instalaciones de transporte y distribución de gas natural.
Gas Natural Comprimido
Argentina y desde la época de Gas del Estado ha sido pionera en el uso de Gas Natural Comprimido (GNC) para automotores. El gas natural ha promovido y promueve el desarrollo de otras industrias sucedáneas de mucha importancia. Con más de 1,4 millones de vehículos convertidos, Argentina es pionera en el uso del Gas Natural Comprimido (GNC) para motores. Se consume en promedio 6 millones de mcd entre inyección y consumo en GNC.
Objetivos principales de ENARGAS
El primer objetivo de ENARGAS es el despacho económico de gas natural. Antes el cuello de botella era el sistema de transporte, pero gracias al desarrollo económico del país, más
Estrategia gasífera de Argentina y su relación con Bolivia Antonio Luis Pronsato
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inyecte al sistema). Este gas, luego de ser tratado llega a la zona de Buenos Aires a través de 3 gasoductos. Es un orgullo Argentino el haber desarrollado este sistema en tiempo record.
También tenemos el buque regasificador de Escobar, a pesar de las dificultades geográficas ya comenzó a regasificar, pero a diferencia de Bahía Blanca almacenará GNL.
El tercer proyecto, que está en definición, pero que también es off shore, en la zona de Buenos Aires, se estima dedicarlo al peak shaving (orientado a los picos de demanda). El GNL, que al principio tenía como objetivo atacar los picos de invierno, pero debido a los altos precios del fuel oil y gas oil, vino para quedarse.
Panorama económico y gasífero.
El crecimiento acumulado del PIB entre 2003 y 2010 rondó el 80%, la cantidad de usuarios es importante ya que dejan de consumir GLP y la base se incrementa en 25%. La cañería de transporte instalada se incrementa en 18%, la potencia instalada en un 28%, la capacidad de transporte en 15%. Entre 2002 y 2010 el gas entregado a las industrias se incrementa en 22%.
Todo esto se logra gracias a la estrategia del GNL, nuestro acuerdo con Bolivia y las ampliaciones de transporte.
Ampliación del transporte
Hasta ahora la obra más grande realizada fue la ampliación de capacidad de transporte de 3.000 Km de caño entre 2006 a 2010, 20 estaciones de compresión y el cruce del estrecho de
Magallanes lo que representan 25 MM m3. Queda el Centro Este esperando el shale gas. De los 10 millones del sistema Norte ya se han realizado 4 millones, gracias al acuerdo estratégico entre YPFB y ENARSA. Toda esta obra lleva ejecutados 8.000 millones de pesos argentinos. Otra obra que destaca es la de Tartagal. El plan que derivó en el GNEA nació de la necesidad de llevar gas a las provincias productoras, a través de programas como el PURE (Plan Racional de Uso de Energía) GAS, y los fideicomisos.
Relación con Bolivia.
Es un orgullo haber trabajado en la adenda del contrato, la misma que era necesaria para perfeccionarlo y para respaldo de las inversiones de ambos lados. Entonces se hace el Gasoducto de Integración Juana Azurduy, cuyo nombre demuestra la integración que tenemos. El diámetro del ducto es de 30 pulgadas, transporta 7,7 millones de mcd para llegar a los 27,7 millones de mcd del lado Argentino. La inversión fue de 180 millones de pesos argentinos. El inicio de la obra fue el 13 de septiembre de 2010 y la habilitación se la espera para el 31 de mayo de 2011.
Gasoducto al Noreste Argentino
El GNEA (Gasoducto Noreste Argentino) representa la deuda histórica que se tienen con esa Región en materia energética. Con 1.100 km de ductos, inicialmente 8 plantas compresoras, una inversión prevista de 24 mil millones de pesos argentinos, 165 localidades abastecidas, una red inicial de 400 mil usuarios, junto con el Gasoducto del Norte tenemos entonces capacidad de sobra para recibir los 27,7 MM mcd desde Bolivia. Este gasoducto es el tercer gran desafío, la obra más grande actualmente del transporte de gas en Argentina.
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Venezuela: Desarrollo de la industria y expansión del mercado de gas
Mercado internacional del gas
La demanda mundial de gas natural aumentará, haciendo que su peso en la matriz energética pase de 22,7% a 24,5% y el consumo también se incrementa de 112 TCF al año a 172 TCF hacia el 2030. Durante este mismo periodo se prevé un incremento del precio de 8,7 dólares por millón de BTU a 13 dólares en términos corrientes.
Venezuela y su potencial gasífero
Venezuela produce petróleo desde 1922 y el gas siempre fue considerado un subproducto. Recién en 1946 comenzó a ser inyectado en algunos yacimientos. Cuando se creó la Corporación Venezolana de Petróleo en 1960 y con la creación de la petroquímica, se empezó a aprovechar el gas. Hacia 1999 el gobierno actual aprobó la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos y ello permitió la participación de terceros en la explotación de gas on-shore y off-shore. Se constituyeron empresas mixtas y se creó una ley de estímulos para la petroquímica en 2006. Se hicieron importantes descubrimientos (casi 30 TCF entre los yacimientos Mariscal de Sucre y en el bloque Calderón IV). Se ampliaron gasoductos entre 2005 y 2007, se puso en marcha el sistema de interconexión ICO que permite transportar 150 millones de BTU desde Colombia. En 2008 se creó una nueva empresa, PDVSA Gas Comunal, para hacer un trabajo efectivo y masivo en todo lo que significa la gasificación nacional. El 2009 se descubrió gas en el bloque de Cardón IV (Perla 1X), en conjunto con otras empresas internacionales como Repsol y Eni, y se inició el desarrollo de la explotación de gas costa afuera.
Estrategia de gas natural
En la estrategia del gas natural en Venezuela se tiene dos lineamientos, la industrialización, la maximización del gas en la matriz energética y la extensa cobertura nacional. También se buscar dar énfasis a la exploración y producción de gas y darle un rol protagónico al Estado.
Venezuela ha hecho un esfuerzo importante en la certificación de reservas de crudo (actualmente con reservas de crudo pesado de 300 mil millones de barriles). En cuanto al gas se hace un esfuerzo continuo para descubrir más y actualmente las reservas probadas son de 195 TCF. En materia de carbón existen reservas probadas de 1.347 millones de toneladas métricas.
En relación al cambio de matriz, de un consumo actual de un millón de barriles de petróleo equivalente, de combustibles líquidos principalmente, debemos pasar hacia el 2030 a un consumo de energía basado en gas.
Reservas probadas de gas
Las reservas de gas asociadas a la producción petrolera son de alrededor de 157 TCF en tierra y 35 TCF costa afuera. Venezuela ocupa el octavo puesto comparado con otros grandes productores de gas como son Rusia, Irán, Qatar y que se pretende incrementar esta producción en el futuro.
Producción y consumo
El área petrolera consume un volumen importante de gas, en particular en la reinyección. En el este de Venezuela, en
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estados centrales y orientales se producen alrededor de 2 millones de barriles diarios y utilizamos en reinyección más de 3.000 a 3.500 millones de pies cúbicos diarios. La producción diaria es de 6,91 BCF e importamos de Colombia alrededor de 150 millones de pies cúbicos diarios.
La producción se reparte así: E&P incluida la de PDVSA en 68%, con las empresas mixtas 8%, de PDVSA Gas 18% y de otras licencias 6%, La inyección consume 42% de ese 76% de consumo petrolero. Para generación eléctrica se consume alrededor del 8% de ese 24% restante.
Proyectos
Para cumplir el plan nacional, se tienen que realizar un esfuerzo importante en materia de producción adicional. Se están desarrollando proyectos dentro del plan quinquenal de PDVSA en su área de gas e incluye los proyectos Mariscal Sucre en su Fase I, para producir 600 millones de pies cúbicos que entrarían en 2012, el bloque Calderón IV, el proyecto gas Anaco y de San Tomé en 2013. En 2016 comenzaría la explotación de la plataforma Deltana (off-shore) así como gas Anaco fase II y el proyecto de gas San Tomé.
En toda la costa afuera (incluyendo el occidente y el oriente), PDVSA tiene una inversión de 33 mil millones de dólares para reservas probadas de 31 TCF. En el área de occidente están los campos de Cardón Bloque III y Bloque IV. En este último principalmente, se realiza la explotación en conjunto con las empresas Repsol y ENI. En el occidente, lo que es la Plataforma Deltana y lo que es el proyecto Mariscal Sucre, éste último
de 14,7 TCF, con un costo de inversión de 6.900 millones de dólares. Luego están otras áreas en exploración como Rafael Urdaeta y Blanquilla, donde hay una productividad de 27 y 9 TCF respectivamente. Todo esto nos permitirá alcanzar reservas de un total de 31 TCF.
CIGMA, Rafael Urdaneta y otros.
El complejo CIGMA (Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho) requiere de una planta de acondicionamiento de gas en su primera fase con la explotación de Dragón/Patao, con un gasoducto de 115 km de longitud y 36 pulgadas de diámetro, se podrá incorporar al mercado interno alrededor de mil millones de pies cúbicos. En la fase 2 Mejillones/Río Caribe, con una inversión de 17 mil millones de dólares, se podrá incorporar alrededor de 1.500 millones de pies cúbicos de gas al sistema nacional.
En occidente, el Proyecto Rafael Urdaneta considera una producción de 300 millones de pies cúbicos, 8 mil barriles y una inversión de 3400 millones de dólares.
Para el desarrollo de gas natural on shore (costa adentro), en el área de Anaco y San Joaquín se prevé elevar la producción a 2.800 millones de pies cúbicos y se pretende incrementar la producción en otras áreas, además de la construcción del Complejo Criogénico Occidente (CCO). Todo esto generara una producción de gas de cerca a 3.400 millones de pies cúbicos de gas y con la inclusión del CCO, 150 mil barriles diarios para una inversión de 14.500 millones de dólares. Con respecto a las redes de transporte, se espera crecer de
aproximadamente 3.900 a 5.850 kilómetros para el año 2015 y llegar a 6.500 kilómetros en el 2030. Se estima invertir en GNL alrededor de 11 mil millones de dólares. El fin de todo este esfuerzo es el de cambiar la matriz energética y el patrón de consumo en Venezuela, orientado hacia al uso mayor del gas en la producción de electricidad y en petroquímica.
Gasificación nacional, gas comunal y autogas
Hay un gran proyecto de gasificación nacional, que PDVSA espera que beneficie alrededor de 512 mil familias, 26 mil comercios y el GLP que llegue a alrededor 6 millones de familias. Con el programa de gas comunal se pretende garantizar el abastecimiento de GLP en el mercado interno. En base a la experiencia Argentina, se planea incorporar mas el gas como base del transporte en Venezuela. Autogas es el proyecto que tiene como fin el suministro de gas a vehículos. PDVSA quiere incentivar esta iniciativa asumiendo los costos de conversión de los vehículos.
Impacto del gas en el desarrollo nacional
En la petroquímica se habla de producir 69 mil toneladas métricas de producto, y en generación eléctrica de 19 mil megavatios. Queremos alcanzar 520 mil familias y 26 mil comercios y con el GLP llegar a alrededor de 6 millones de familias, queremos también llegar a los 470 mil vehículos del parque automotor y usar el gas para las necesidades industriales.
Integración regional
Dentro del concepto de integración, en Bolivia trabajamos a través de dos empresas mixtas, YPFB Petroandina y ENDE Andina. Con la primera manejamos actividades de exploración de campos en algunas localidades importantes como Lliquimuni y dará inicio en Iñiguazu, cerca a conseguir la licencia ambiental para Iñau y así para otros proyectos que empezarían en los próximos meses, y con la segunda tenemos una planta de alrededor de 100 megavatios en la zona Entre Ríos..
Con Cuba hacemos diseño y construcción de plantas de regasificación.
Se tiene el tren de licuefacción en Venezuela, de 5 mil toneladas de gas con participación de países de la región y en la faja del Orinoco hay intervención de países como Argentina y Ecuador. En Argentina trabajamos en un proyecto de regasificación.
El futuro del gas en Venezuela
En la perspectiva PDVSA, hay un futuro importante en Venezuela y la industria del gas alcanzará su máximo potencial, pasando de 7 TCF de consumo a 14 TFC. Han incorporado socios estratégicos, buscaremos garantizar el suministro de gas y GNL, diversificaremos la oferta para la población e incorporaremos a universidades del Estado el sistema de misiones que tenemos en Venezuela en el proceso de formación del personal profesional técnico y artesanal para todos estos proyectos de gas.
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El grupo BG
Es una empresa del Reino Unido con presencia mundial en 25 países. Con 74 mil millones de dólares de capitalización y 6.000 empleados se dedica en un 70% a la producción de gas y en 30% a la de petróleo. Sus principales áreas de negocio son la exploración y producción, el gas natural licuado y su transmisión y distribución.
Las actividades en E&P son desarrolladas a nivel mundial, tanto en tierra y mar, además de producción convencional y no convencional. La empresa BG está involucrada en toda la cadena de valor del gas y esto resultó beneficioso para nosotros y para los países en los que operamos sin problemas. Trabajamos en tres importantes áreas de negocio: i) exploración y producción, ii) gas natural licuado y transmisión y iii) distribución, atendiendo las necesidades de los consumidores locales.
Nuestro creciente negocio de GNL (Gas Natural Licuado) en Trinidad y Tobago, Egipto y en otros lugares, incluye su producción, las instalaciones de regasificación y el servicio de las mismas en todo el mundo. Junto a nuestras unidades de transmisión y distribución forman el conjunto de nuestras actividades de downstream.
Nuestra estrategia para generar valor es muy simple, somos una de las principales compañías integradas al gas con conocimientos y capacidades para tener éxito. El crecimiento de nuestra compañía en los últimos 10 años demuestra que esta estrategia ha generado valor y ha permitido a BG liderar el crecimiento de la industria.
Estrategia
La consistencia en la estrategia de BG es sólo uno de los componentes del éxito y creemos que el mayor impacto es la forma en que hacemos negocios en todo el mundo. BG se rige por un conjunto de principios que establece valores fundamentales y conductas esenciales para la creación sostenida de valor. Aportamos nuestra experiencia en la industria mundial, así como nuestros conocimientos en materia de seguridad y nuestro compromiso con ella, la tecnología y los mercados.
Nuestro compromiso es operar con los más altos estándares éticos que protegen a todos con los que trabajamos. Aportamos nuestra experiencia en la industria mundial, nuestros conocimientos en todos los países donde desarrollamos negocios. Contratamos y capacitamos gente del lugar y construimos relaciones solidas y eficaces.
En Sudamérica somos productores de gas en Bolivia, operamos con Petrobras en Brasil, además de tener una participación del 60% en la empresa brasilera de distribución, Comgas. En Chile somos dueños del 40% del GNL Quintero.
Actividades en Bolivia
Estamos muy orgullosos de estar en Bolivia por más de 10 años. BG es operador de la planta La Vertiente y de 6 campos colindantes. Somos socios de los campos de gas Margarita e Itaú.
Nuestras operaciones en Bolivia son un ejemplo de los principios de nuestro grupo, puestas en acción con la empresa liderando en el desempeño en seguridad. Tenemos un record en seguridad que nos permitió ganar dos premios Chairman y hemos innovado el desempeño social y el compromiso con nuestras comunidades.
Otros países
Ya mencionamos las operaciones de BG en Chile, que es un gran ejemplo de cómo las asociaciones locales nacionales y privadas contribuyen a la estrategia energética del país anfitrión. BG y sus socios invirtieron más de 1.000 millones de dólares en este proyecto, el cual fue concluido un año antes y suministra 40% del volumen del gas a Chile.
En Brasil, nuestra asociación con Petrobras nos permite desarrollar la Cuenca Santos. Aproximadamente 1.500 millones de dólares serán utilizados para desarrollar un centro de tecnología global.
Nuestro objetivo es repetir los éxitos que tuvieron BG y sus países anfitriones alrededor del mundo.
Colaboración en acción.
Un ejemplo de colaboración en acción es el caso de Trinidad y Tobago. A pesar de ser un país diminuto tiene una rica historia cultural, de tradiciones y de producción de energía. BG inicia operaciones en este país en 1996 y se ha convertido en el segundo mayor productor de gas en ese país.
Los logros en Trinidad y Tobago
BG invirtió más de 6.000 millones de dólares en este país, lo que se traduce en más de 1 BCF de producción de gas por día y con la Atlantic GNL, aproximadamente 15 millones de toneladas de GNL. Esto significa para este país, ingresos de 1.800 millones de dólares, infraestructura y desarrollo humano, BG planea invertir otros 2.500 millones hasta el final de esta década.
En E&P, BG participa en bloques on shore y offshore. En midstream la Compañía Nacional de Gas de Trinidad es socio pleno de BG en los trenes del Atlántico 1 y 4.
Este enfoque multidimensional permite la alineación en toda la cadena de valor.
Nuestro compromiso es operar con los más altos estándares éticos que protegen a todos con los que trabajamos.
Asociación para el éxito Bill Way
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Compromiso constructivo
El factor clave para el éxito de esta asociación es el nivel de compromiso constructivo, así BG ayudó a que la TOFCO (Trinidad Offshore Fabrication Limited) sea una de las empresas de fabricación más seguras del país.
Otras dos áreas fundamentales para el éxito de nuestro modelo se relacionan con aprovechar y compartir nuestras experiencias a nivel mundial e invertir en la gente.
Programas sociales
En el Bloque Central, en sus instalaciones de producción en tierra, nuestras actividades se centran en cuestiones sociales como la crianza de los hijos, programas de liderazgo y la contratación de trabajadores de la comunidad. También nos hemos comprometido a desarrollar las capacidades de profesionales de medicina del país. Más recientemente nos hemos involucrado en la búsqueda de un mecanismo para ayudar a las autoridades a reducir los niveles de delincuencia y anarquía. Hemos participado en el desarrollo de los jóvenes, su educación y el deporte.
Nuestra historia en Trinidad y Tobago se repite en todo el mundo.
Enfoque de colaboración
Los resultados de este enfoque de colaboración son: colaborar y compartir riesgos y recompensas; la creación de valor significativo y desarrollo nacional; aprovechar y compartir experiencia; una importante visión de la gente; y la oportunidad de hacer nuestra parte para mejorar las comunidades en donde trabajamos.
Nuestro enfoque en Bolivia es muy similar. Nos han dado la oportunidad de explorar y producir gas, estamos cumpliendo nuestros compromisos, estamos comprometidos en trabajar en colaboración con nuestros principales grupos de interés y planeamos hacer inversiones significativas en los próximos años con la expectativa de ser uno de los mayores inversionistas en este país.
Nos sentimos alentados por las oportunidades potenciales en Bolivia. Apoyamos el deseo y los esfuerzos realizados para establecer un enfoque de verdadera colaboración entre todas las partes interesadas. Estamos animados por el progreso realizado para completar el marco que dará lugar a un sano equilibrio entre riesgo y recompensa para todas las partes aquí en Bolivia. Y esperamos compartir alrededor del mundo nuestra historia de colaboración de éxito con Bolivia, a medida que construimos sobre el éxito ya obtenido en el país.
Evolución de la oferta y demanda de Gas Natural
La evolución de la oferta de gas natural muestra el principal problema del gas brasilero, es un gas asociado al petróleo y por esta razón sólo la mitad de la producción está disponible para el mercado consumidor. Otro problema es que este gas esta capturado por la electricidad. El tercer problema es que el consumo no es muy diversificado y es de bajo valor agregado.
Aspectos a destacar
Algunos aspectos a destacar dentro de la dinámica del mercado de gas brasilero, se encuentra la recuperación completa del consumo en diciembre del 2010 y los avances en infraestructura, entre los que se encuentra la construcción de las dos terminales de GNL y la finalización del Gasene (tramo de gasoducto). Otro punto importante es la nueva Ley del gas natural que fue reglamentada en diciembre de 2010, con este nuevo marco de regulación se espera dar a la actividad una nueva dinámica a este mercado.
Cambios de la regulación
Con el descubrimiento del Pre-sal fue necesario reformular las leyes. En 2010 el Congreso aprobó 4 leyes específicas para el Pre-sal además de la Ley de gas natural y su reglamentación, durante todo este proceso Brasil no rompió ningún contrato. Asimismo, dentro de la Ley del gas natural, las nuevas tareas de la ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas natural y Biocombustibles) y del Ministerio de Minas y Energía, son el resultado de 12 años de permanentes tentativas de mejorar y perfeccionar.
La Ley del gas
La ley del gas trata el transporte, almacenamiento y transformación. Regula la comercialización y el almacenamiento y establece el régimen de concesión de gasoductos. La ANP pasa a fijar las tarifas de transporte de importación y exportación, y los regímenes de autorización para gasoductos internacionales. Regula también el libre acceso del periodo de exclusividad y un plan de expansión de la red de transporte.
Ductos y GNL: la regulación en Brasil Luis Eduardo Duque Dutra
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La energía del futuro
Hoy en día el consumo mundial del gas doméstico es del 70%, el consumo del gas importado por ducto es del 20% y en Europa la mayor parte del gas consumido es importado. En Asia el consumo de gas importado por GNL es del 10%.
En Brasil, el año pasado toda la energía eléctrica fue generada gracias al GNL. Sin embrago Brasil no tiene por qué dejar de importar gas por ducto desde Bolivia ya que no tendría sentido económicamente ni geopolíticamente.
Regulación en América del Sur
Brasil comenzó un proceso de estatización del sector desde la segunda Guerra Mundial, con la creación de empresas como Petrobras y Petroferto.
Este proceso se vio interrumpido por la re-democratización, luego de la dictadura militar de 1964 hasta 1980. En efecto, luego de una ola de reformas estructurales y liberales, el vaciado de Estado fue extremadamente costoso. En Sao Paulo, en 1998, una quinta parte de la gasolina se vendía adulterada por falta de fiscalización. Petrobras estaba casi destruida, el
gas representaba 2% de la matriz energética y la petroquímica brasilera fue vendida a pedazos.
La Entidad Reguladora tuvo que reformular su papel luego de que el abastecimiento energético fuese considerado un problema de soberanía nacional.
La historia es parecida en Latinoamérica y Sudamérica ya que un estudio del Banco Interamericano del Desarrollo demuestra que entre 1960 y 2005 Argentina no tuvo el crecimiento en la renta que tuvo el resto del mundo ya que de ser así un argentino sería tan rico como un inglés. Esto demuestra la baja productividad a causa de la falta de energía, la cual escasea por la falta de inversión y falta de infraestructura.
Es fundamental entender que no se construye y reconstruye el sector y el Estado de la noche a la mañana. En Bolivia pasaron por una gran reforma en 2006 que abre una nueva fase. Para que el periodo 2010-2020 no sea una década perdida es necesario que las instituciones, las empresas y los Estados puedan ser socios.
Expansión de la red de transporte
La ANP busca la realización de concursos públicos como las licitaciones de bloques para construcciones de nuevos gasoductos en Brasil, lo que se busca es aumentar el número de actores sin afectar el monopolio que Petrobras tiene en el sector. Es sabido que los monopolios son necesarios para fortalecer las empresas nacionales, pero también es necesario aumentar el número de actores en el sector. Petrobras es hoy la quinta o tal vez la cuarta mayor empresa de petróleo en el mundo, pero en el año 1997 quedó claro que podría convivir con otras empresas.
En lo referente al transporte, las nuevas tareas que desarrolla la ANP consiste en: Fijar tarifas de transporte, licitar la construcción y ampliación de ductos, autorizar la licuefacción, regasificación, carga, procesamiento y almacenamiento, declarar utilidad pública para hacer gasoductos en las tierras, aprobar contratos de transporte y regular y supervisar la capacidad de los ductos.
Ductos y GNL
Es bueno hacer notar que no existe competencia entre el transporte por ductos y el GNL y que ambos son complementarios. El gas es extremadamente caro para transportar y también su licuefacción es cara, pero ésta es viable para distancias en torno a los 2.000 km (off shore) y 5.000 Km (on shore).
El GNL es una alterativa flexible para grandes distancias, y ya está consolidado tecnológicamente y en un mercado globalizado el gas es la energía del futuro y su crecimiento con respecto al petróleo es evidente.
Integración
La década de los 90 se caracterizó por una integración regional y el gas natural fue fundamental. La década que empieza el 2000 fue la de integración política, también fundamental, con el surgimiento de políticas diferentes, que miran hacia adentro y procuran resolver el tema de la soberanía nacional. Se apuesta a que la próxima década se consolide un avance en términos económicos, quedando claro que el Cono Sur, en el continente, hoy tiene una integración regional que es definitiva.
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El entusiasmo de Schlumberger en los hidrocarburos no convencionales surge de la creencia que la brecha entre la oferta y la demanda de hidrocarburos es muy pequeña y que a menos que ocurra un cambio sustancial, el déficit energético se irá incrementando.
Los hidrocarburos fáciles ya fueron descubiertos o desarrollados sólo quedan los recursos más difíciles, como lo son los de tipo shale. Para explotar esos recursos, la industria depende de los avances de la tecnología y Schlumberger es una empresa de servicios petroleros líder por su innovación tecnológica.
¿Qué es Schlumberger?
Shlumberger tiene sus comienzos en Francia, en Alsacia, en donde Paul Schlumberger unió las habilidades en ingeniería eléctrica e ingeniería mecánica de sus dos hijos, Conrad y Marcel para iniciar esta empresa. Sus técnicas se usaron inicialmente para detectar depósitos de sal y potasio. En 1927 realizaron el primer registro eléctrico. Pronto Schlumberger ganaría la reputación de ser una empresa que podría proveer mediciones críticas en la industria petrolera.
Hoy en día Schlumberger cuenta con 105.000 empleados en más de 80 países en el mundo, cotiza en la bolsa de Nueva York y es miembro del S&P 500 con un valor de mercado de alrededor de 110.000 millones de dólares. Schlumberger llega a Bolivia en 1952 y hoy cuenta con 263 empleados a cargo del gerente general, Richard Botello, de nacionalidad boliviana.
Schlumberger , además de su vocación de servicio al cliente también se compromete a ayudar a las comunidades de su
área de influencia, como ser por ejemplo con los proyectos del programa de conducción y el de excelencia en educación.
Asimismo, esta empresa también llevó a cabo el proyecto integrado de perforación de un pozo para el rescate de 33 mineros atrapados, entre ellos un boliviano, en Chile.
Los inicios de la explotación de shale en Norteamérica
Los desarrollos de shale gas y shale oil son recientes en Norteamérica, pero la experiencia de la formación más famosa (Barnett) demostró que era posible explotar este tipo de reservas de forma económicamente viable. En los últimos 10 años la producción de reservorios de shale ha crecido de casi cero hasta 3 trillones de pies cúbicos al año. Hoy se encuentran 20 yacimientos en fase de explotación y se siguen encontrando yacimientos nuevos.
Gas no convencional
De acuerdo con estimaciones de la Agencia Nacional de Energía existen 30. 000 Trillones de pies cúbicos de reservas potenciales de gas en todo el mundo, de las cuales 45% son no convencionales. El fenómeno del gas no convencional ya es internacional. Schlumberger participa en casi todos los yacimientos de este tipo y en la Región opera en México, Colombia y Argentina, llevando al plano internacional los conocimientos y tecnologías utilizados en América del Norte para acortar el tiempo de descubrimiento y desarrollo.
Qué son los recursos no convencionales o shale?
Son reservorios de baja porosidad y pobre permeabilidad, ésta puede ser un millón de veces menor que la de un reservorio
La exploración y explotación de yacimientos shale de hidrocarburos
convencional. Recientemente se ha conocido la tecnología para liberar el potencial de estos reservorios de una manera económicamente viable ya que cada formación es diferente.
Con un precio del gas en el Herny Hub que oscila entre 4 y 5 dólares por millón de BTU, es necesario que estos yacimientos se pongan en producción de una manera altamente eficiente. Eso significa perforar pozos horizontales y estimularlos con la tecnología conocida como fractura hidráulica.
La fractura Hidráulica.
Durante el proceso de fractura, se bombea a alta presión grandes volúmenes de agua y pequeñas bolillas de cerámica. El proceso permite que las grietas de la formación se mantengan abiertas para que los hidrocarburos bloqueados en las lutitas puedan salir.
La importancia del diagnóstico previo del reservorio
Para liberar las reservas de shale de manera económica es necesario comprender el reservorio y Schlumberger ha desarrollado un flujo de trabajo en dos etapas, la primera consiste en caracterizar el reservorio (a través del registro eléctrico y la extracción de muestras) y la segunda en determinar la “calidad de la terminación” de la roca, que consiste en determinar que tan bien responderá la roca a los tratamientos de fractura ya que estos tratamientos sólo deben llevarse a cabo cuando coincide la buena calidad del reservorio con la buena calidad de la terminación.
Formas de mejorar la fractura en las rocas con hidrocarburos
A través de un mapeo tridimensional de stress, se puede determinar la ubicación de la fractura, de manera que no se produzca ninguna propagación en alguna dirección preferencial (fracturas lineales), sino en todas las direcciones posibles (fracturas complejas). Usando esta información sobre el stress antes de hacer las fracturas se puede mejorar mucho el comportamiento del pozo.
Aplicación práctica de la evaluación
En el estudio del yacimiento Eagle Ford en Texas, se tenía previsto hacer 4 fracturas, sin embargo, después de aplicar el flujo de trabajo antes mencionado, se determinó realizar 3 fracturas, lo que se tradujo en una disminución de consumo de agua, arena y recursos generales para cada fractura y sobretodo en un aumento en la producción del 33%.
Recientemente Schlumberger ha desarrollado una herramienta llamada “Power Drive Archer”, que es un sistema de perforación direccionado que permite llegar más rápidamente al reservorio, obteniendo un mayor contacto con el mismo y reduciendo los días de perforación.
Mejoras con la tecnología HiWay
La tecnología HiWay, patentada por Schlumberger después de 7 años de investigación y desarrollo, envía pulsos de arena o bolillas de cerámica a la formación y crea pilares que mantienen abiertas las fracturas. Esta tecnología permite que el área de drenaje sea mayor debido a que se amplía la zona de contacto con el reservorio.
Casos de aplicación de HiWay en Argentina y Estados Unidos
El empleo de esta tecnología en Argentina, logró incrementar en 53% la producción de gas del campo Loma la Lata. En la formación Eagle Ford, el índice de producción es un 100% más alto que las fracturas tradicionales y un 50% más alto que las hechas con un sistema híbrido.
Finalmente, se debe recordar 4 puntos clave en la aplicación de esta tecnología, el primero, cada formación shale es diferente, segundo las operaciones de alta eficiencia son fundamentales para la viabilidad económica de estos proyectos, tercero, el desempeño de los pozos se maximiza al usar el flujo de trabajo completo, y cuarto, la fractura con el tratamiento correcto puede mejorar el desempeño del pozo.
Schlumberger, como todas las empresas de servicios, ha jugado un rol muy importante en el desarrollo de tecnologías que permitan extraer los recursos no convencionales de manera económica. El objetivo a futuro es que las inversiones que hace cada año mejoren las formas de extracción de recursos atrapados en rocas madre.
Richard Brown
Orquesta HombresNuevos y Coro Santa Cecilia
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Se estima que la demanda de gas natural en el mundo crezca anualmente en 2,9% hasta el año 2020, porcentaje mayor al del mercado de EEUU que es el más grande del mundo.
En la actualidad el motor de esta demanda es la sustitución de combustibles líquidos derivados del petróleo y por esta razón el precio del gas estará ligado a estos. El petróleo se vende a índices globales transparentes y esto brinda seguridad en el precio. Pero ese 2,9% de crecimiento de la demanda de gas natural, significa que en los próximos 9 años habrá que encontrar nuevas fuentes de suministro de gas equivalentes al 75% de la demanda actual lo que requerirá aproximadamente una inversión de 9 billones de dólares.
Mercados regionales
El mercado de Estados Unidos, a pesar de ser el más grande del mundo, gracias a los avances en la producción de shale gas, prácticamente se autoabastece.
El mercado Europeo es similar al de Estados Unidos en cuanto a su composición, sin embargo la producción local está en declive y va a depender cada vez mas de las importaciones vía gasoducto de Rusia y el Norte de África y del GNL.
Los mercados del Asia, en particular China, India Japón, Corea del Sur y Taiwán experimentan un crecimiento grande que va a depender significativamente de las importaciones de GNL.
El Gas Natural Licuado
En el caso de China, la proyección actual de la demanda está en 55 millones de toneladas métricas por año, pero esta puede subir a 70 millones. En cambio, en Estados Unidos las importaciones de GNL han ido bajando y a mediano plazo este país se convertiría en exportador neto de GNL.
En conclusión, y de acuerdo a las consideraciones de BG, para 2020 habrá una demanda insatisfecha de GNL y la limitante estará en la oferta.
Los años 2009 y 2010 fueron claves para la evolución del GNL en la región. En 2010 se vio la implementación de plantas de regasificación de GNL y la primera de licuefacción en Perú. Se habla de proyectos similares en Ecuador, Colombia, Panamá y Venezuela.
Perspectivas
Se estima un crecimiento económico del 3,5% que dará como resultado un crecimiento de la demanda del gas natural de aproximadamente el 3%. Esto dependerá de factores de política energética y de los costos de fuentes alterativas de energía.
La importación de GNL en la región depende de factores estacionales, como es el caso de Brasil. En cambio en Argentina se importa gas todo el año. En Chile el flujo depende del clima y del ritmo de crecimiento.
En resumen, hay grandes expectativas de crecimiento y el reto será producir todo el gas que enfrenta una demanda latente del gas natural hoy día y que seguirá existiendo en el 2020.
El futuro brillante del Gas Natural Licuado Christian Iturri
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La renegociación hacia un modelo de “contrato exótico”
En Ecuador se renegociaron todos los contratos petroleros hacia un modelo de prestación de servicios. Los objetivos que se buscaban eran aumentar la producción, incrementar las inversiones y recuperar el rol del Estado en el manejo de recursos naturales estratégicos.
Las experiencias con este tipo de contrato ya existían, sin embargo en los años 80 este tipo de contrato no resultó favorable para el Ecuador ya que el precio mundial del petróleo estaba muy bajo y el Estado no contaba con recursos necesarios para pagar a las empresas. Por este motivo se migraron los contratos a los que se conocen internacionalmente como Sharing contracts. Pero al firmar estos contratos no se previó qué pasaría cuando el precio se incrementara, cuando esto sucedió, estos contratos resultaron beneficiando demasiado a las compañías petroleras, entonces el Estado se vio nuevamente en la necesidad de renegociar estos contratos. Con la nueva renegociación se llegó al nuevo modelo de “contrato exótico”, a partir de esto, según el reporte de Merril Lynch-Bank of América, Ecuador es el 5to país a nivel mundial en captar renta petrolera, alcanzando ésta a más del 80%.
Contratos petroleros en el marco de la nueva política de hidrocarburos
La importancia de la definición política.
Desde que el Presidente Rafael Correa asumió el cargo hace 4 años, uno de sus principales lineamientos fue la renegociación de los contratos petroleros hacia un modelo de prestación de servicios. Para ello el año pasado fue necesario emprender una reforma de la ley de hidrocarburos con la creación de la Secretaria de Hidrocarburos y la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero y el nuevo modelo de contrato de prestación de servicios en el que se elimina el concepto de rembolso y se incluye el de “margen de soberanía”, en donde un 25% es para el Estado y el remanente 75% es para el pago de los contratistas, aunque de este monto cualquier excedente regresa al Estado. La migración hacia estos contratos tuvo periodos de transición de 120 días para los contratos grandes y 180 días para el resto, pudiendo el gobierno liquidar contratos que no fuesen acordados.
Las nuevas reglas de juego.
En Ecuador había 5 modelos de contratos que respondían a intereses de distintos gobiernos. Por haber tantas modalidades había muy poco control, así que se definió un solo modelo de contrato que plantea la contratación de los servicios de exploración y explotación a personas jurídicas nacionales o extranjeras que realizaran dichas actividades a su cuenta y riesgo, a cambio de un único pago de una tarifa por barril calculada de acuerdo a las inversiones planeadas, los costos, gastos y utilidades razonables.
Empresas que lograron un acuerdo.
Se renegociaron 23 contratos petroleros con igual número de empresas, en 14 casos se llegó a acuerdos con las compañías y en los restantes 9 casos no se logró acuerdo, por lo que el Estado dio por terminada la relación contractual e inició un proceso de liquidación. Se cumplieron objetivos tales como ordenar el mapa catastral petrolero y la entrega de nuevas áreas para que las empresas realicen tareas de exploración.
Beneficios para el país.
Al volverse las inversiones obligatorias, se obtuvieron 1117 millones de USD de nuevas inversiones en producción y 289 millones de USD para exploración. La producción se incrementó en un 43%. En todos los contratos se obtuvo un promedio de 2 USD menos por barril con respecto a la tarifa anterior. El valor presente del negocio petrolero para Ecuador aumenta en 2.125 millones de USD, pasando de 4.512 millones a 6.637 millones.
El Estado controla la producción y se beneficia de cualquier incremento en el precio y así recupera su soberanía.
Miguel Naranjo
Cálculo y forma de pago de tarifas.
El cálculo de la Tarifa resulta de los incrementos de la producción con respecto al cálculo de una línea base de producción. La tarifa dentro de la línea base reconoce costos y una rentabilidad del 15% sobre estos costos. Para cualquier incremento de inversiones que resulten en incremento en la producción se aplica también este 15%.
El Estado ahora controla la producción, al contratista se le paga la tarifa en dólares por barril, pero se puede pagar también en producto. La Tarifa se ajusta anualmente por inflación mediante el Producer Price Index al 17,5% de la tarifa y se utiliza el Consumer Price Index al 32,5% de la tarifa.
Garantías de inversión y solución de controversias.
Otra clausula importante es la de acumulación o carry forward. Estos son los costos que no fueron cubiertos y que lo serán en periodos posteriores si el Estado cuenta con los recursos suficientes. También se prevé la presentación de garantías para el cumplimiento de las inversiones. La amortización de las inversiones de exploración se amortizará linealmente los primeros 5 años de explotación y el resto de las inversiones mediante el método de unidades de producción. Para la solución de controversias, éstas se solucionarán a través del reglamento de arbitraje de la comisión de las Naciones Unidas para el derecho mercantil internacional. Para controversias derivadas de una declaratoria de caducidad éstas se resolverán en los tribunales del Ecuador.
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Parte sustancial de la Política Energética de Bolivia es una nueva ley de hidrocarburos basada en el “vivir bien”, que permita el buen uso de los hidrocarburos y que se enmarque en la CPE que establece que los recursos naturales son de los bolivianos y para los bolivianos, para ello se requiere de Inversión, e incentivos, pero también se requiere de la organización del sector y el fortalecimiento de sus instituciones y empresas.
Situación energética Mundial
La situación energética mundial es importante para la industria hidrocarburífera boliviana. Se puede observar en la evolución que la energía y la tecnología van tomadas de la mano. Desde los comienzos de la utilización de la energía, pasando por la leña hasta la energía nuclear, es claro que la seguridad energética es algo por lo que se debe velar a nivel mundial considerando que a pesar de que los combustibles fósiles son actualmente las principales fuentes de energía, con los años, existirá mayor diversidad de dichas fuentes.
Asimismo, si se hace hincapié en el comportamiento del precio del gas natural a nivel internacional, se observa que durante la década de los años 90 el comportamiento es casi constante. Pero el incremento a posteriori es evidencia de que se usa más gas que hidrocarburos líquidos.
El entorno regional y nacional
Así como el entorno mundial influencia al entorno nacional, el ámbito regional tiene también su influencia y para entenderlo tenemos que observar como la matriz energética en Latinoamérica y el Caribe muestra variaciones. En la región Andina la producción del gas representa un 32%, en cambio en Centroamérica el crudo y sus derivados representan un 47,3% de la producción. En el Cono Sur la situación es más equilibrada con 37% para el crudo y un 39% para el gas natural dentro del total de producción. Se puede observar que la generación a base de carbón e hidroeléctricas es también importante. En todo caso en el contexto global de Latinoamérica y el Caribe, se estima que el hidrocarburo líquido será desplazado con el tiempo por el gas natural.
En Bolivia, la matriz energética de consumo se compone en derivados de petróleo en un 51%, de gas natural en 20%, en biomasa en 18% y en electricidad en 11%. El cambio de la matriz energética en nuestro caso debe disminuir el porcentaje de los derivados de petróleo e incrementar el uso del gas natural y de la hidroelectricidad.
Si se observa las reservas de gas natural en el contexto regional, Bolivia tiene 9,94 TCF de reservas certificadas (aunque se puede incorporar estimativamente 3 TCF recién descubiertos). En cambio Venezuela posee 195 TCF, Trinidad y Tobago 15,4 TCF y Argentina 13,2 TCF.
Política Energética de Bolivia
Con estos 13 TCF es posible garantizar los compromisos de mercado interno, la industrialización, los consumos de Brasil y Argentina. Sin embargo con mayores inversiones se incrementarán las reservas.
Producción y consumo de gas natural
La producción de gas natural en Bolivia se compone en 7 MMmcd para el mercado interno, y se exporta 7 millones de MMmcd a la Argentina, y entre 21 a 24 MMmcd al Brasil. Nuestra realidad es que se vende más gas al mercado externo que al interno.
En el caso del petróleo, Bolivia tiene un déficit. Se producen 41 Mil barriles al día pero el consumo es de 53 Mil al día.
Volviendo al comercio del gas natural, Argentina, Brasil, Chile, Uruguay, Venezuela, son mercados potenciales para Bolivia. Aun hay mercado para el gas boliviano ya que Brasil importa 8,11 Mil Millones de metros cúbicos de gas natural y 0,35 de GNL al año, y Argentina importa 1,70 Mil Millones de metros cúbicos de gas natural al año además de 0,08 y 0,16 Mil Millones de metros cúbicos de GNL al año de Trinidad y Tobago y de Egipto. El gas boliviano es competitivo para el mercado Argentino, y sus requerimientos se irán incrementando ya que este mercado no realizó exploración en los últimos años. En Bolivia se debe revertir la poca inversión en exploración, por su significativa importancia. Existe seguridad jurídica para financiar, invertir y producir.
José Luis Gutierrez
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Política de desarrollo energético
Según la CPE se debe tener un control y dirección en los sectores de hidrocarburos y electricidad. Para ello se cuenta como brazo operador a YPFB y sus subsidiarias. También hay empresas privadas bajo contratos de operación. Por lo tanto los capitales estatales y privados deben estar comprometidos en la búsqueda de soberanía y seguridad energética en Bolivia como en toda la región. Este compromiso permitirá alcanzar la industrialización, en base a asociaciones y el cambio en la matriz energética, las modificaciones en los precios nos permitirán explotar los hidrocarburos líquidos.
En el sector eléctrico recientemente se nacionalizó ENDE que será fortalecida y se volverá más dinámica para la universalización del servicio básico que provee.
Se habló de seguridad energética, cambio de matriz energética, industrialización, pero para lograr todo ello se requiere de inversión para poder explorar, aumentar reservas y producir para reducir los subsidios y las importaciones y que permita incrementar los ingresos de los bolivianos. Pero también necesitamos una reestructuración adecuada para fortalecer a YPFB, a ENDE y a la EBIH. Pero no debemos olvidarnos de hacer buen uso de la electricidad, para que su uso eficiente haga que esta llegue a todos los bolivianos.
La situación energética Mundial es importante para la industria hidrocarburífera boliviana, se puede observar en la evolución que la energía y la tecnología van tomadas de la mano.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos está asumiendo el reto de un nuevo ciclo exploratorio, en el marco del objetivo estratégico de Incrementar los descubrimientos de hidrocarburos en áreas exploratorias sujetas a contratos en vigencia, contratos a ser suscritos y en áreas operadas por YPFB Corporación.
Nacionalización
La Nacionalización de los hidrocarburos, efectuada por el gobierno de Evo Morales mediante D.S. 28701, fue una decisión estratégica que permitió recuperar la propiedad y control total de los hidrocarburos por parte del Estado.
Las características fundamentales de esta nacionalización son: La propiedad de los hidrocarburos para el pueblo boliviano; el control y regulación, por parte del Estado, de la generación y distribución del excedente económico, así como el control de la cadena de los hidrocarburos a través de YPFB; el control de la cadena de los hidrocarburos a través de YPFB, el abastecimiento y control del mercado interno y el relacionamiento con el mercado externo bajo responsabilidad de YPFB, la definición de los precios de los hidrocarburos para mercado interno y externo y la búsqueda, el desarrollo y la consolidación de dichos mercados, bajo la única y exclusiva responsabilidad de la empresa estatal.
De empresa residual a corporación
Durante el periodo de 1995 a 2005, debido a la ola de privatizaciones y capitalizaciones que se dieron en Bolivia y en la Región, YPFB se convirtió en una empresa residual limitada básicamente a funciones de agregación de gas natural,
abastecimiento del mercado interno y administración de la información del sector. Las empresas privadas efectuaban las actividades primordiales del sector.
Una vez promulgado el Decreto de Nacionalización se decidió que las 16 empresas operadoras del upstream debían suscribir nuevos contratos hasta el 26 de Octubre de 2006. Como resultado de este proceso se suscribieron 44 contratos entre las empresas y YPFB, los mismos que fueron aprobados por el directorio de la estatal petrolera y por el Congreso Nacional, dando a estos contratos el carácter de Ley del Estado. La suscripción de estos contratos implica que la propiedad de los hidrocarburos es de YPFB, en representación del pueblo boliviano y que es la única responsable de su comercialización.
El proceso de la toma de control de los hidrocarburos continúa con la recuperación de las 2 refinerías en 2007, lo cual permite el nacimiento de la primera empresa subsidiaria de YPFB, YPFB Refinación S.A.. En 2008 se constituye YPFB Petroandina, la primera S.A.M entre YPFB y PDVSA. En 2009, se constituye YPFB Andina S.A. como una nueva empresa subsidiara de YPFB sobre la que se posee una participación del 51 %, En ese mismo año se obtiene el control de YPFB Transporte S.A. sobre la que se tiene el 97% de las acciones y, a través de esta, una participación en Gas Transboliviano del 50%. También se crea YPFB Chaco S.A. y por tanto Flamagas y la Central Eléctrica de Bulo Bulo pasan al control Estatal. En 2010 se conforma YPFB Logística S.A y el 2011 YPFB Aviación S.A., ambas con el 100% de participación accionaria de parte de YPFB.
Lo ocurrido el 26 de octubre de 2006, las nuevas funciones que le otorga el Decreto Supremo 28701 a YPFB como empresa estatal y la recuperación y control de las ocho empresas que
Asumiendo el reto de un nuevo ciclo exploratorio Carlos Villegas
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hoy se constituyen en subsidiarias, le han permitido a YPFB pasar de una empresa residual a YPFB Corporación.
Ingresos, rentabilidad y patrimonio
YPFB ha generado ingresos a favor del Estado Boliviano en estos últimos 5 años (2006 - 2010) por un valor de 9494 millones de dólares, los cuales fueron distribuidos en IDH, Regalías y otros, tal como la Constitución Política del Estado lo manda. Al finalizar el 2010, las utilidades de YPFB Corporación fueron de 784 millones de dólares y el patrimonio ascendía a 5786 millones de dólares.
Visión de mediano y largo plazo: Inversiones
En 2009, YPFB trabajó el plan de inversiones 2009-2015, el cual permite tener un horizonte de mediano y largo plazo. Con este plan se fijan objetivos estratégicos, políticas de gestión y la misión de YPFB que es operar y desarrollar la cadena de hidrocarburos garantizando el abastecimiento del mercado interno y el cumplimiento de los contratos de exportación, la apertura de nuevos mercados y generando mayor valor para beneficio de los bolivianos. Este plan permite evaluar resultados para 2009, un monto de inversión de 612 millones de dólares, y para 2010 de 782 millones de dólares. Sumadas a estas, los objetivos de inversión para el 2015 tienen una meta de 10 746 millones de dólares.
Resultados esperados del plan de inversiones
Se espera aumentar la producción en campos como Aquío, Ipati, Margarita, Huacaya, San Alberto, Itau y Sábalo, además de los campos de YPFB Andina e YPFB Chaco y prospectos exploratorios. Con esto se espera llegar a un pico de producción de 80 MMmcd considerando prospectos exploratorios y de 73 MMmcd sin considerar éstos últimos.
Se tendrá un incremento en la capacidad de transporte y almacenaje. YPFB Transporte está construyendo el gasoducto Carrasco-Cochabamba y el ducto Villamontes-Tarija. Además en Mayo se concluye el Gasoducto de integración Juana Azurduy en territorio boliviano.
YPFB tiene el compromiso de construir 2 plantas de separación de líquidos, la de Rio Grande que en la gestión 2013 procesará 5,6 MMmcd y la de Gran Chaco que para el 2014 tendrá la capacidad de procesar 32 MMmcd. Este será el punto de inflexión en que nos convertiremos en exportadores netos de GLP.
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Finalmente, con la universalización del servicio de gas por redes, se calcula que entre 2011 y 2015 se llegarán a las 615 mil instalaciones de gas domiciliario.
Capacidad de Inversión
Las inversiones que realizan YPFB Corporación y las empresas privadas son crecientes, y en el plan de mediano plazo deben mantener el mismo ritmo hasta el 2015.
Plan de exploración 2010-2020
La meta del plan al 2020 es incrementar las reservas probadas a través de la ejecución del plan de exploración en todas las áreas de interés petrolero (potencial de 2,4 TCF y 1409 millones de barriles) y gasífero (con potencial de 53 TCF y 1365 millones de barriles).
La estrategia de exploración que está en curso, se divide en dos fases:
Primera fase de la estrategia de exploración
La primera fase contempla 19 áreas bajo contrato de operación, 12 áreas asignadas a YPFB Petroandina S.A.M., los contratos en proceso de aprobación en la asamblea legislativa plurinacional para 4 áreas asignadas a GTL International y 1 área para Eastern Petroleum&Gas, 2 Áreas en proceso de negociación con Gazprom y Total una de ellas y Pluspetrol la otra. También contempla 10 áreas asignadas a YPFB
Corporación, 6 áreas sujetas a nuevos convenios de estudio con Petrobras e YPF Argentina y 7 áreas sujetas a nuevos convenios de estudio en negociación con Petrovietnam y la National Iranian Oil Company.
En esta primera fase de la Estrategia de Exploración se está trabajando intensamente, con el objetivo fundamental de suscribir un contrato de prestación de servicios de exploración y explotación con todas las empresas señaladas.
Segunda fase de la estrategia de exploración
Considera 56 áreas entre reservadas disponibles y nuevas. Las actividades a desarrollarse este año y el siguiente consisten en la difusión y licitación de estas áreas, así como la participación en 13 ruedas de negocios y promoción en Sudamérica, América del Norte, Europa, Asia y África.
La estrategia de exploración considera a todos los departamentos con potencial hidrocarburífero. La política del Gobierno Nacional es dar oportunidad a todos los departamentos, esperando que existan resultados positivos.
Nuevo tipo de contrato
Asimismo, para el plan de exploración se ha diseñado un nuevo tipo de contrato cuyas características más importantes son que las empresas asumen todo el riesgo durante la fase exploratoria, YPFB participa en sociedad de acuerdo a lo que señala la CPE, y el contrato será aprobado por el Directorio de YPFB y la Asamblea Legislativa Plurinacional para darle rango de Ley.
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ConclusionesKatya Diederich
El Primer Congreso YPFB de Gas y Petróleo 2011 ha dado líneas generales sobre la tendencia de la industria, tanto a nivel mundial como a nivel regional.
En estos dos días se han analizado los cambios estructurales, tecnológicos, de oferta y demanda y de precio que se están dando en el sector de gas natural en el mundo, en el Cono Sur y en Bolivia. Hemos podido apreciar que es una industria en evolución constante.
El presidente Evo Morales Ayma abrió este congreso recordando que el mundo requiere reflexión, integración y solidaridad entre los actores para enfrentar la crisis energética global.
Mencionó también que hay una demanda interna de energía que tiene que ser satisfecha y que el sector energético debe también seguir aportando a la economía del país.
Recordó que Bolivia está abierta a las inversiones del gas natural bajo la premisa de “socios” y que la nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia ha generado una empresa estatal fuerte, YPFB, que deja de ser “residual” para ser la 1ra empresa en el país.
Por su parte, el Presidente de YPFB, Lic. Carlos Villegas, mencionó que es la primera empresa estatal en organizar este tipo de foros., Explicó los alcances del mismo y destacó que este evento permite converger a autoridades, empresas, instituciones de varios países amigos, a tiempo de constituirse en una plataforma de intercambio de experiencias y de discusión de los temas más actuales, con el propósito de contar con una visión global de la industria y fundamentalmente
una plataforma internacional donde se lanza la estrategia promocional del Plan Exploratorio de YPFB Corporación..
Con relación a las ponencias, todas han sido bastante coincidentes en ciertos aspectos, los cuales trataré de puntualizar.
Varios hechos han cambiado los paradigmas del sector:
Del lado de la oferta:
1. La aparición del “shale gas” (definido por el expositor como “la roca que cambio el juego”) incrementando substancialmente las reservas de gas natural. Los riesgos medioambientales negativos del “shale gas” también fueron expuestos, en particular sobre el alto uso de agua y su impacto en las capas freáticas.
2. El ingreso de nuevos jugadores, donde destacan Australia, Nigeria y en Latinoamérica, Venezuela y Perú. Brasil, con el desarrollo del pre-sal, se convertirá también en un actor importante como proveedor de petróleo y gas asociado.
3. Los problemas socio geopolíticos en el Medio Oriente (como la crisis en Libia) ponen en riesgo la provisión de gas natural y petróleo en los mercados de Europa y Asia principalmente.
La consecuencia hoy, es un desequilibrio en el mercado del gas natural en el Atlántico, teniendo quizás en el futuro cercano a Estados Unidos como potencial exportador en lugar de solo consumidor.
El LNG será el instrumento que realice el equilibrio de los dos mercados importantes antes mencionados (Europa y Asia).
Por el lado de la demanda se han explicado 2 factores importantes:
1. El “efecto Fukushima” por el hecho de que Japón debe reemplazar 12.000 megavatios de generación nuclear en gas natural además de algunas otras centrales térmicas a carbón que fueron dañadas.
2. Y como segundo factor, el crecimiento económico de los países denominados países BRICS, que están creciendo en el orden de 5 a 9% anualmente.
Ambos factores son los principales para el crecimiento de mercado.
Sobre la formación de precios, queda el debate no resuelto entre la indexación del valor del gas al petróleo y la aparición de mercados mixtos entre contratos a largo plazo y contratos
spot llevados por la profusión de plantas de LNG en el mundo y en América.
Asimismo, a nivel mundial, el 50% de los precios son regulados y el otro 50% son determinados a través del mercado, es decir, por la competencia gas con gas.
Esta tendencia a la sobre oferta de producción, generará la necesidad/oportunidad de desarrollar nuevos mercados, pasando de un esquema de “isla de gas” a un mercado regional integrado con apertura al mercado mundial.
Los proyectos que presenten precios más bajos de “netback”, serán en la mayoría de los casos, los más exitosos en su implementación.
Fue mencionado también, que el mercado del LNG lado Pacífico representa una oportunidad para Perú y en el caso de Bolivia, reabre a mediano plazo (2015-2020) la posibilidad de salir por el puerto de Ilo, conectando los ductos del sistema nacional (YPFB Transporte) con la red del Gasoducto Andino del Sur.
Las presentaciones de Argentina, Brasil y Venezuela, en general reflejaron lo expuesto sobre diversificación de fuentes de abastecimiento e integración local y regional. Argentina, Bolivia, Brasil, Perú y Venezuela aparecen como los “market makers” en términos de oferta.
A su vez, Petrobras se posiciona como un jugador clase mundial manejando una estrategia de cobertura de su demanda de gas y energía eléctrica muy dinámica en la que Bolivia juega un rol esencial hasta el 2019 y claramente después de ese año.
Brasil lanzó un plan de plantas de regasificación de LNG (Guanabara y el Nordeste) con la idea de atender los picos de demanda termoeléctrica más altos que pueden llegar hasta 89 MMm3d. La entrada del pre-sal, gas asociado al petróleo, cambiará nuevamente los equilibrios regionales a futuro, dando a Brasil la posibilidad de exportar el carburante utilizando la tecnología del LNG flotante desarrollada por la empresa francesa TEchnip.
La República Argentina, luego de la crisis 2003-2005 estabiliza su gran mercado de gas natural interno y ha optado por un modelo que busca ampliar el ya importante consumo de gas natural, el cual representa el 51.6% de su matriz energética. Con el apoyo del estado ha realizado inversiones significativas en ampliar la capacidad de transporte y ha introducido la regasificación buque a buque en Bahía Blanca.
El proceso de integración entre Argentina – Bolivia se consolida en base al Gasoducto Juana Azurduy (GIJA). Este nuevo ducto de exportación llega como un elemento importante para la seguridad energética de ese país. A partir del 31 de mayo, podrá fluir un volumen de 11 MMm3d. Con este gasoducto desarrollado a su máxima capacidad, Bolivia contará con una capacidad consolidada de transporte de exportación de 60 MMm3d (Gasbol y GIJA).
Finalmente, Venezuela a través de PDVSA con una estrategia integral, desmarcándose de su pasado esencialmente petrolero, decidió desarrollar sus reservas impresionantes de gas natural. Con una inversión cercana a 60 billones de dólares, marcará el ingreso de un gigante en el mercado de LNG a nivel mundial, probablemente complementando a Trinidad y Tobago.
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Sobre Bolivia, se ha destacado que tiene bajos costos de producción y la mejor colocación en la región para servir a los mercados principales. Es un proveedor confiable que debe aprovechar para insertarse en nuevos mercados regionales de amplio consumo y desarrollar la industrialización.
Respecto a los contratos actuales que tiene, ofrece a Brasil gas competitivo e infraestructura desarrollada, dando a dicho mercado seguridad de suministro para que crezca. Respecto a Argentina, este país representa una oportunidad grande por competitividad de precios, dado que el LNG que compra actualmente Argentina a Qatar esta en valores superiores a los 12 dólares por MMbtu.
Se mencionó además, que Bolivia cuenta también con posibles reservas de “shale gas” o gas no convencional pero hoy no sería el momento de desarrollarlas sino enfocarse en el incremento de las reservas de gas convencional donde el país tiene experiencia y es altamente competitivo en costos.
A su vez, la presentación del Director de la ANP introdujo otra visión del sector integrando variables históricas, políticas, económicas y geopolíticas de la industria del gas.
Recordó, en paralelo a otros expositores, que la década de los 90 fue de la integración, la de los 2000 fue la década de la creación de un mercado regional y la década de los 2010 debe ser la del crecimiento económico sudamericano.
La regulación es entonces el resultado de esta visión económica y política que ha llevado en los últimos años a la promulgación de 4 leyes específicas para el Pre Sal y la Nueva Ley del Gas en Brasil.
En términos generales, estos últimos 10 años el Cono Sur, ha tenido las siguientes fases:
Desarrollo de infraestructura, donde destaca el gasoducto Bolivia – Brasil (GASBOL)
Diversificación de suministro, dado el LNG
Flexibilidad, que permita contar con un mix de producción doméstica, provisión por ductos y LNG.
Considero que este 1er. Congreso de YPFB deja como lección principal el hecho de que todos los expositores dieron insumos para que como actores de la industria nos posicionemos hoy en el mercado para lo que va ser la próxima década 2011-2020.
Antes de terminar queremos agradecer muy sinceramente a todos los expositores.
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En ocasión del acto de clausura del Primer Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo, el Vicepresidente del Estado, Álvaro García Linera, aseguró a los potenciales inversionistas en gas y petróleo que el nuevo marco legal de los hidrocarburos establecerá las reglas para viabilizar mayores inversiones en el sector, al mismo tiempo manifestó la necesidad de ser más agresivos en materia de inversiones.
“Tengan toda la seguridad que esa nueva Ley de Hidrocarburos se la construirá sobre la base de los contratos, de los acuerdos y de la filosofía de la estructura propietaria y distributiva del excedente que hemos construido estos últimos cinco años. No vendrán nuevos sobresaltos, por lo tanto, las cosas están estables, las reglas están claramente definidas sobre el papel del Estado, el papel de la inversión privada, el papel de la sociedad y lo que falta ahora es animarse”.
García Linera agregó que el país cuenta con la posibilidad de despegue industrioso en la presente década. “Tenemos la voluntad política, tenemos una buena parte de los recursos financieros y otros los apalancaremos; la idea es primero y luego vendrá el dinero”. Resaltó que Bolivia se encuentra en un momento óptimo para la inversión ya que está atravesando una etapa de despegue y de relanzamiento de la exploración.
De la misma manera, exhortó a los inversionistas estatales y privados extranjeros apuntar sus inversiones en Bolivia dadas las condiciones favorables que se presentan actualmente, pues la inversión en gas y en petróleo en exploración, producción y procesamiento tiene en Bolivia grandes oportunidades.
“Las oportunidades se están abriendo y el gobierno como dijo nuestro Presidente Evo garantiza la nueva estructura de los contratos, la nueva estructura de la propiedad y la nueva estructura de la distribución del excedente lograda en estos últimos años”.
Asimismo, la industrialización, como proceso de maduración, va a mostrar en los siguientes tres a cuatro años los primeros resultados y luego en un horizonte de ocho a diez años se pretende pasar a una nueva fase de vinculación con los mercados externos. Si a esto se añade la crisis del 2008 y 2009 de los mercados internacionales, se abren perspectivas muy interesantes para expandir las ventas de gas a otros mercados. Hoy están consolidados Brasil y Argentina y queremos consolidar otros mercados de consumo de gas en la región.
Bolivia apunta a consolidarse como centro energético en la región en base a fuertes inversiones en el sector y en un momento óptimo de despegue de relanzamiento de las actividades en exploración y producción gasífera.
“Eso hace de Bolivia un centro energético. Se podrán descubrir otros campos de gas en los países hermanos, se podrá intensificar los flujos de LNG no hay problema, igual seguimos siendo para los vecinos del Cono Sur el país que puede y va abastecer de gas de manera rápida, abundante y más barata que lo que pudiera costar el abastecimiento de gas de otras fuentes”.
“Somos centro energético, nos vemos como centro energético y nos vamos a consolidar como centro energético en el
continente y vamos a hacer los esfuerzos necesarios en inversión, en seguridad, en acuerdos para que este flujo energético de Bolivia hacia los países hermanos se vaya consolidando en los siguientes años, con la variante de la fase de semi-industrialización que quisiéramos arrancar el siguiente lustro.”
Añadió que Bolivia es un país que ve con optimismo y ambición sana el crecimiento de la economía mundial, el desarrollo de la economía latinoamericana y “nuestra vinculación -quiero llamarla ya natural- hacia Asia, Japón, Corea, la India y principalmente China. Nos vemos también vinculados allá inicialmente con otras materias primas y algún momento ojalá también lo pudiéramos hacer con el gas”.
En términos de la fiabilidad del país con los mercados internacionales, el Vicepresidente del Estado, considera que Brasil y Argentina pueden hablar de la seriedad con la que Bolivia asume sus compromisos y responsabilidades con estos mercados.
“En ningún sólo instante se dejó de proveer a los mercados de Brasil y Argentina más allá de los conflictos internos que atravesamos. En momentos complicados de la vida política que se dan en cualquier parte del mundo, Bolivia mantuvo un ámbito de seriedad y responsabilidad en el cumplimiento de los compromisos y el abastecimiento a Brasil y a la Argentina, un mercado que igualmente es de vital importancia para nosotros y que a corto plazo se va a convertir en un mercado tan grande como el brasilero en la venta de nuestro gas”.
Para finalizar, Bolivia está atravesando un buen momento para las inversiones, las oportunidades se están abriendo. Se viene en el ámbito legislativo una nueva Ley de hidrocarburos dadas las actuales necesidades de contar con un marco normativo que propicie mayores beneficios. Esta nueva Ley se la construirá sobre la base de los contratos, los acuerdos, la filosofía y de la estructura propietaria y distributiva del excedente que hemos construido estos últimos cinco años. No vendrán nuevos sobresaltos. Las cosas están estables, las reglas claramente definidas, así como el papel del Estado, el papel de la inversión privada, el papel de la sociedad y lo que falta ahora es animarse. Bolivia tiene gran potencialidad gasífera que se quiere producir, explotar, industrializar, exportar siempre con la lógica de abastecer el mercado interno prioritariamente. Las reglas están claramente definidas, las oportunidades están abiertas y las esperanzas y la voluntad que tiene el gobierno para utilizar estas materias para este gran despegue industrioso también está en marcha.
Los invitamos a ser participes de esta realidad, de la construcción de una sociedad en beneficio de sus pobladores y que nos vincule a los mercados internacionales, como país proveedor de materias primas y de materias industriales. Es un buen momento para invertir, para trabajar y para llevar adelante los proyectos. Queremos agradecer por su presencia, por sus ideas, por sus propuestas y los convocamos aquí en Bolivia a trabajar juntos en este siglo veintiuno.
Excmo. Vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia
Álvaro García Linera
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Confraternización durante el Congreso
El Presidente de YPFB Corporación junto a invitados al Congreso
Entre algunos participantes del Congreso estuvieron representantes de YPFB Transporte y Gas Trans Boliviano: Wilson Zelaya, María Pamela Stumboll, William Montero, Michel Caballero y Osvaldo Gonzales.
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De YPFB casa matriz, compartiendo durante el cóctel de inauguración: Jorge Sossa, Evelio Harb, Oscar Sanabria, María Elisa Martinez y Claudia Mendieta
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Jesús Larazabel, Edwin Cossio y Eddy Bazoalto de la Federación Sindical de trabajadores Petroleros de Bolivia junto a Christian Inchauste, Gte. Gral. de YPFB Transporte.
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Claudio Castellón, Rubén Montaño, Marco Souza y Leonardo Leigue de Petrobras.
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Invitados internacionales que estuvieron presentes en el Congreso
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Estuvieron presentes en el Congreso Pamela Salas, Leonor Calderón, Cecilia Mass, Carla Comba y Gabriela Justiniano
Coordinación: YPFB y Gas TransBoliviano SA.
Edición: Javier Fernández, Oscar Claros, Mauricio Tribeño
Redacción y correcciones: Klaus Fernando Inchauste
Diseño: Ribera & Ribera
Conceptualización: Factor H Publicidad
Fotografía: Eduardo Zabala
Imprenta: SGE Santa Cruz
