componente: gas natural y derivados · componente: gas natural y derivados autor: nicolas caruso**...

Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la

Nación.

ESTUDIO 1.EG.33.6

ESTUDIOS SECTORIALES*

COMPONENTE: GAS NATURAL Y DERIVADOS

AUTOR: NICOLAS CARUSO**

MARZO 2003

* Las opiniones expresadas en los Informes son de exclusiva responsabilidad de los autores y pueden no

coincidir con las de las organizaciones. ** El autor se desempeña en la Fundación Capital, Buenos Aires.

Índice Análisis de la tarea desarrollada y consideraciones generales del trabajo ........................3 El mercado de gas natural .................................................................................................6

Descripción de la actividad y características del negocio gasífero. El gas como insumo energético mundial ..................................................................................6 La reestructuración del sector energético en Argentina .....................................16 Década de los ‘80: crisis energética y situación pre-reforma.............................16 La reforma energética de los ’90 ....................................................................... 17

La reforma en el sector petrolero .............................................................18 La reforma en la industria del gas natural ................................................22

Marco regulatorio ..........................................................................23 Estructura de la oferta del mercado de gas natural en Argentina ....................................32

Consideraciones generales .................................................................................32 Titularidad del capital.........................................................................................36 Barreras de ingreso al mercado ..........................................................................38 Proveedores ........................................................................................................40 Integración vertical y estrategias en la industria ................................................41 Localización geográfica de los activos gasíferos ...............................................45

Sector del upstream..................................................................................45 Sector transporte ......................................................................................48 Area de influencia de los distribuidores...................................................50

Influencia del negocio gasífero en el desarrollo de los mercados regionales de Argentina ....................................................................................................................53 Inserción internacional y ventajas competitivas ............................................................56 Competitividad y mapa regional del gas natural .............................................................57 Comercio exterior argentino de gas natural ....................................................................61 Generación y exportación de electricidad: sinergias con el gas natural ..........................62 Mercados regionales........................................................................................................67

Chile ...................................................................................................................67 Sector energético......................................................................................67 Sistema eléctrico ......................................................................................74 Proyecciones de demanda de gas (2002-2010) ........................................76

Brasil ..................................................................................................................82 Estructura de la industria de gas natural...................................................82 Perspectivas..............................................................................................85

Uruguay..............................................................................................................89 Estructura del sector de gas natural..........................................................89

El mercado de GNC ........................................................................................................90 ¿Qué es el GNC?............................................................................................................ 90 Un poco de historia .........................................................................................................91 Los números del GNC.....................................................................................................93 Los cambios de la coyuntura...........................................................................................95 Dificultades y perspectivas del uso de GNC ...................................................................98 El mercado de GLP.......................................................................................................100 ¿Qué es el GLP? ...........................................................................................................100 El GLP en el mundo .....................................................................................................101

El mercado local de GLP ..................................................................................................102

Demanda ..........................................................................................................102 Oferta ...............................................................................................................107 Precio del GLP .................................................................................................110

N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

1

El sector en los noventa.................................................................................................112 Transformación y evolución del sector .........................................................................112 Producción de gas y generación de energía eléctrica ...................................................120 El sector a partir de enero 2002 ....................................................................................124 Introducción .................................................................................................................124 Precios y tarifas del gas natural.....................................................................................125 Formación de precios .......................................................................................125 Precio del gas en boca de pozo.........................................................................125 Costo del transporte y margen de distribución .................................................127 Evolución reciente de las tarifas.......................................................................128 Demanda interna del sector ...........................................................................................132 Exportaciones de gas natural.........................................................................................134 Producción, transporte y distribución............................................................................135 Dificultades del sector en la actual coyuntura...............................................................139 Incremento de los costos financieros................................................................139 Aumento de los costos e inversiones operativas ..............................................141 Desaparición del crédito interno y externo.......................................................143 Dificultades en la adquisición de suministros ..................................................143 Falta de seguridad jurídica ...............................................................................143 Dificultades adicionales de las distribuidoras ..................................................144

Impacto de la coyuntura en la rentabilidad de las empresas.............................144 Acciones de las empresas en el corto plazo ..................................................................146 Inicio proceso de renegociación de las tarifas con el gobierno ........................146

Default y renegociación de la deuda externa....................................................148 Revisión de los contratos con proveedores y clientes ......................................149 Reducción de los gastos de inversión...............................................................150

Problemas de la coyuntura del sector eléctrico .............................................................151 Efectos de la devaluación sobre la competitividad del sector .......................................154 Impacto de las potencialidades y de la coyuntura............................ .............................160 Los supuestos ................................................................................................................160 Los resultados................................................................................................................162 Desarrollo de proveedores.............................................................................................164 Reconversión de empresas ............................................................................................164 Obstáculos y políticas de acción ...................................................................................166 Pesificación de tarifas y contratos vs. costos operativos...............................................167 Dificultades en la adquisición de suministros. ............................................................. 167 Problema de la deuda externa del sector .......................................................................167 Inseguridad jurídica.......................................................................................................168 Falta crédito interno y externo. .................................................................................... 169 Renegociación del marco regulatorio y seguridad jurídica ...........................................169 Dificultades del sector eléctrico ...................................................................................171 Trabas al desarrollo del GNC........................................................................................172 Estímulo a la competencia.............................................................................................173 Incentivos a la exploración y legimitidad de la normativa............................................174 Distorsiones en el precio relativo de los combustibles..................................................175 Instrumentos de política pública ...................................................................................176 Fuentes consultadas.......................................................................................................181


2

Análisis de la tarea desarrollada y consideraciones generales del trabajo Por el presente, se hace entrega de la versión final del estudio sectorial que complementa y

profundiza el trabajo oportunamente presentado en el Informe de Avance, alcanzando finalmente los objetivos generales y particulares trazados al inicio de la puesta en marcha del proyecto que nos ocupa. Esto es, realizar un adecuado diagnóstico del sector, identificando las potencialidades o ventajas comparativas del mismo y los obstáculos (derivados o no de la actual coyuntura) que impiden su normal desenvolvimiento, proponiendo en consiguiente políticas que promuevan la superación de estos últimos.

Con dicho propósito, el presente trabajo aborda desde su inicio mismo la cuestión central que aquí nos trae, brindando en primer lugar una descripción de las ventajas naturales del gas en sí mismo (es decir, en relación con otros combustibles sustitutos), incluyendo las características esenciales que hacen del negocio gasífero una actividad particular, que terminarán siendo determinantes al momento de explicar los alcances e implicancias de la actual coyuntura para el desarrollo del sector. Y tras una descripción de la estructura del sector gasífero argentino, se tratan las potencialidades o nichos que detentan particularmente las empresas gasíferas argentinas a nivel mundial y regional, atendiendo a la situación energética de nuestros países vecinos (también clientes comerciales) y su potencial de demanda futura. Luego se hace una breve reseña de la evolución durante los ’90 y a continuación, con mayor grado de detalle y análisis, su performance durante el proceso devaluatorio y pos default, de donde surgen los principales obstáculos y dificultades económico-financieras que enfrentan las empresas como así también las medidas de corto plazo que aquellas han encarado con el propósito de sortear la difícil coyuntura. Y finalmente, se intenta cuantificar los beneficios que sobre la producción, exportaciones y empleo –entre otras variables- acarrearía el aprovechamiento de tales potencialidades, incluyendo el impacto que la devaluación pudiera haber tenido en la competitividad del sector y acciones mediante tendientes a remover los obstáculos que impiden el desarrollo de tales ventajas.

Si bien las conclusiones a las que arriba el presente estudio son generales y abarcativas para el sector en su conjunto (en cuanto a que es un solo capítulo para todos los componentes), se creyó conveniente separar el tratamiento de gas natural propiamente dicho del de sus principales derivados (GNC y GLP) en lo que se refiere a características de la actividad, estructura de la oferta, evolución, potencialidad y dificultades de la coyuntura, dadas las características particulares de cada uno de estos mercados. De allí la existencia de un capítulo propio para GNC y otro para GLP (igualmente, esta consideración y una explicación más detallada de las razones que llevaron a adoptar este tratamiento son explicadas en el capítulo inicial del trabajo). Esta aclaración es útil para que se entiendan (o al menos eso se pretende) las razones por las cuales cada vez que se explique la ubicación de los “Términos de Referencia” a lo largo del presente trabajo se insista con atender complementariamente los capítulos referidos al GNC y GLP.

Para el desarrollo de este estudio se consultaron numerosas fuentes de información, tanto nacionales como internacionales y papers o bibliografía especializada en la reestructuración del sector en Argentina, todas éstas citadas en la parte final del presente estudio (sección “Fuentes consultadas”). En este sentido, un aporte significativo fue sin duda la información que se obtuvo de las diversas entrevistas mantenidas con empresas, cámaras, instituciones privadas del sector y organismos oficiales (Enargas y Secretaría de Energía), habiendo contribuido todos estos en gran medida a delinear y más adelante profundizar los conceptos aquí vertidos sobre las ventajas, limitaciones y obstáculos económico-financieros que enfrenta la generalidad del sector. La mayoría de estos contactos ya se habían realizado al momento de entregar el Informe de Avance, por lo que en esta ocasión se suman las experiencias logradas con las autoridades de la Secretaría de Energía y el IAPG. De todos modos y en este aspecto, quedaron algunas cuestiones pendientes de alcanzar aunque sin por ello afectar las conclusiones generales del trabajo. En primer lugar, a los efectos de calcular la evolución que a nuestro entender sufriría el mercado doméstico de gas natural en los N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

3

próximos años, no se pudo contar con las proyecciones de la Prospectiva 2002 que anualmente elabora la Secretaría de Energía dado que la misma aún está en trámite de elaboración, por lo que se debió trabajar sobre los números presentados en la Prospectiva 2001. En segundo término, tampoco se pudo conocer el resultado de las auditorías que el propio Enargas realizó sobre los números presentados por las transportistas y distribuidoras de gas ante la Comisión de Renegociación de Contratos (CRC), en ocasión de exponer éstas los problemas operativos y financieros derivados de la devaluación y pesificación de contratos, por lo que este punto se desarrolló analizando los balances auditados de las empresas licenciatarias del servicio (similar fuente se utilizó para conocer la situación económica financiera de las productoras). Y en tercer lugar, aspectos relacionados con la actividad primaria de la actividad. En este sentido, la principal dificultad estuvo planteada por el hecho que las estadísticas en este segmento -por las características naturales de la actividad- están en la gran mayoría de los casos (tanto en lo referente a cuestiones de estructura de la oferta como a números de la coyuntura) consolidadas con la actividad extractiva de petróleo, habiendo resultado muy difícil (y a veces imposible) su desagregación. Inclusive y ésto debe resaltarse, las empresas productoras propiamente dichas son quienes más renuentes se mostraron a colaborar con el proyecto cada vez que se lo requirió (ya sea para realizar entrevistas o solicitar estadísticas), negando todo tipo de información o bien aceptando en un primer momento y luego dilatando el contacto hasta el cansancio. Algunas de ellas directamente (sin ningún tipo de excusas) negaron su apoyo. En el mismo sentido obró la Cámara de Exploración y Producción de la Argentina (CEPA), una de las dos cámaras que agrupa las empresas del sector primario. En consecuencia, toda la información aquí vertida correspondiente al sector primario gasífero argentino se obtuvo luego de un arduo trabajo de análisis de material escrito y entrevistas con autoridades de institutos especializados (caso IAPG e Instituto Gral. Mosconi) y de la Secretaría de Energía.

Por último, debe recalcarse el exhaustivo trabajo de análisis e investigación desarrollado en base a la recopilación de estadísticas nacionales e internacionales y asistencia a cursos y seminarios (como el de gas licuado de petróleo organizado conjuntamente por el IAE y la Secretaría a fines de 2002).

Revisión esquemática de la actividades contempladas en el instructivo

• Actividad 1: “Elaboración para el sector de un cuadro estadístico de la evolución de las principales variables: producción, empleo, importaciones, exportaciones, inversiones recientes, etc. Esta actividad fue desarrollada en su totalidad y enviada a la unidad coordinadora de la Cepal

junto con el estudio realizado en forma escrita.

• Actividad 2: “Descripción de la trama productiva del sector y su contribución al desarrollo local: número y tamaño de las empresas, relaciones y características de los vínculos con otros sectores económicos e instituciones (cámaras, ciencia y tecnología, agencias de fomento a las Pymes, etc), participación y relevancia de la trama para la economía regional, mecanismos de financiamiento de la actividad, clima de inversión, marco regulatorio del sector”. Este tópico fue desarrollado dentro del capítulo “Mercado de gas natural” bajo los apartados

“La reestructuración del sector energético en Argentina” e “Influencia del negocio gasífero en el desarrollo de los mercados regionales de Argentina”. Algunos aspectos son también tratados de manera complementaria cuando se describe la evolución del sector durante la década de los ’90. Ver también capítulos de GNC y GLP.

• Actividad 3: “Caracterizar la inserción internacional del sector: describiendo el patrón de exportación y de importaciones, los principales mercados, la participación en el Mercosur, etc.”

Estos aspectos se desarrollaron en el capítulo “Inserción internacional y ventajas competitivas”. Pero tal como indica este título, aquí se tratan conceptos mucho más amplios que los N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

4

supuestamente involucrados en los requisitos enumerados precedentemente bajo Actividad N°3, como ser las potencialidades naturales del sector gas natural y las proyecciones de demanda por exportaciones para los próximos años, luego utilizadas para calcular el impacto sobre la economía real del aprovechamiento de tales potencialidades contemplado en uno de los últimos capítulos del estudio.

• Actividad 4: “Conformación de grupos o subsectores según aspectos tecno-productivos: entre otros, grado de complejidad tecnológica de los productos y de los procesos, tipo de organización de la firma, capacidades endógenas para el desarrollo de actividades de innovación, etc.”

Este punto está relevado a lo largo de los diferentes subrubros del título “Estructura de la Oferta” del capítulo inicial “Mercado de gas natural”, pero adicionalmente en los apartados o capítulos correspondientes a GNC y GLP.

• Actividad 5: ”Identificar para cada uno de ellos las posibilidades u oportunidades existentes para: diferenciar productos, innovar en productos, procesos y aspectos organizacionales, sustituir eficientemente importaciones, ganar o consolidar posiciones en los mercados internacionales.

Esta tarea ha sido desarrollada a lo largo de diferentes pasajes del trabajo, particularmente cuando se trata, por un lado, las ventajas del uso del gas natural como combustible (pág. 5) y, por otro, las ventajas comparativas pre y post devaluación de Argentina en la región como proveedor del recurso (aquí, además del capítulo ya citado de la pág. 45 debe verse el correspondiente a “Efectos de la devaluación sobre la competitividad del sector”).

• Actividad 6: “Identificar los obstáculos o problemas pertenecientes al entorno meso o macroeconómico que impiden la explotación de las posibilidades y oportunidades halladas.”

En el capítulo “ El sector a partir de enero 2002” se brinda un completo y exhaustivo detalle de las cuestiones planteadas por esta actividad, pero haciendo volviendo sobre los mismos en los tramos posteriores y finales del informe (“Efectos de la devaluación sobre la competitividad del sector” y “Obstáculos y Políticas de acción”).

• Actividad 7: “ Identificar aquellos agentes claves en la trama evaluada que controlen recursos, procesos o canales determinantes para la dinámica del sector, considerando en particular los aspectos regionales involucrados”.

Este punto es tratado en capítulos diversos cada vez que se hace referencia a la parte estructural de los distintos segmentos que componen el sector. • Actividad 8: “Estimar el impacto del aprovechamiento de las posibilidades y

oportunidades halladas sobre la producción (“dirección” del crecimiento), el empleo (aumento/disminución en puesto de trabajo, cambios en las calificaciones/habilidades requeridas), las exportaciones (volumen y tipo), importaciones (volumen y tipo), Mercosur (patrón de complementación), reconversión de empresas del sector y desarrollo de proveedores”.

El impacto sobre cada una de estas variables es estimado en el (anteúltimo) capítulo “Impacto de las potencialidades y de la coyuntura” excepto en lo que concierne al patrón de complementación en el Mercosur, el cual es tratado en la sección “Inserción internacional y ventajas competitivas”.

• Actividades 9, 10 y 11: El perfil de especialización del sector queda en parte delineado en los capítulos que tratan las ventajas naturales del sector (incluyendo los correspondientes a gnc y glp) y los efectos asociados a la devaluación, mientras que los agentes claves de su desarrollo, obstáculos, políticas e instituciones involucradas son tratados en el capítulo final de “Obstáculos y Políticas de Acción”.


5

El mercado de gas natural

Descripción de la actividad y características del negocio gasífero. El gas como insumo energetico mundial

El gas natural es un combustible fósil compuesto mayoritariamente por metano (en una

proporción del 80% al 95%) y otros hidrocarburos (etano, propano, butano) en estado gaseoso, hidrocarburos en estado líquido (como el pentano, hexano y heptano; junto al propano y butano constituyen el componente más pesado del gas natural) y, finalmente, elementos no hidrocarburos como nitrógeno, anhídrido carbónico y gas sulfídrico. Proviene de yacimientos subterráneos de gas o de petróleo y gas, de ahí su condición o denominación de gas asociado o libre, según se encuentre o no junto al petróleo. El gas fluye por las tuberías del pozo hacia la superficie, siendo necesario en algunas ocasiones inyectar agua o algún otro líquido apropiado cuando no existe la suficiente fuerza como para que el gas fluya por sí solo (denominado pozo surgente).

Componente hidrocarburo del GN

Productos derivados del GN

Metano 90,1%(gaseoso)

Etano 4%(gaseoso)

Propano 1,5%(gaseoso)

Butano 1,1%(gaseoso)

Líquidos 0,9%(Pentano. Hexano,

Heptano)

GN seco (gaseoso) /

GNC (condensado)

Etano (gaseoso)

GLP(líquido)

Gasolinas(líquido)

Aplicación

Combustible

Por redes

(GN seco)

Uso vehicular (GNC)

Insumo Petroquímico

Etileno

Insumo Petroquímico

CombustibleGarrafas,

cilindros y a granel

Naftas para motores de combustión interna

El gas se consume en estado gaseoso (el caso del metano, que es el gas que se consume en

domicilios, industria, comercio y usinas eléctricas), distribuido a través de grandes redes, en estado líquido (propano y butano), denominado gas licuado o GLP (almacenándose a temperaturas muy bajas y presión atmosférica, comercializado en tubos, garrafas y a granel para su consumo en hogares, petroquímica y otras industrias) y/o en estado condensado conocido como gas natural comprimido o GNC (almacenado a alta presión; se utiliza como combustible vehicular dado su bajo costo y su menor poder contaminante en relación a otros líquidos). El etano es usado en la industria petroquímica como insumo del etileno mientras que de los componentes líquidos del gas natural (pentano, hexano y heptano) se obtienen gasolinas (denominadas gasolinas naturales) que son demandadas por las refinerías para mezclar con naftas.


6

Todos estos componentes son separados y extraídos en plantas fraccionadoras de líquidos y gases emplazadas a la salida del yacimiento previo a su inyección al sistema de transporte, ocasión en la que además se remueven las impurezas del hidrocarburo, ya sean líquidos -agua, dióxido de carbón o sulfuro que podría corroer los ductos- o gases inertes como helio que podría reducir el valor energético del gas. Desde allí el gas natural se adentra al sistema de transmisión por gasoductos, siendo necesario además la instalación de estaciones compresoras a lo largo de los mismos que aumentan la presión que el gas pierde en su recorrido. Finalmente el fluido llega a las empresas distribuidoras que lo miden y le imprimen el olor característico del gas, para luego enviarlo a consumidores finales (hogares, comercios, industrias, usinas eléctricas) por otro sistema de tuberías. Adicionalmente y en una actitud precautoria frente a posibles picos de demanda, las compañías cuentan con plantas almacenadoras de gas donde pueden stockear en promedio hasta el 20% del consumo en épocas invernales1.

El GLP, además de ser un derivado del gas natural, proviene de la refinación del petróleo. Su mayor empleo es como combustible residencial (68%) y es utilizado por aquellos usuarios a quienes todavía no les ha llegado la red de gas natural. Se lo conoce también como el gas de los pobres, ya que lo consumen usuarios que no disponen de los ingresos suficientes para pagar la conexión a la red de gn. La industria petroquímica es el segundo consumidor de GLP en importancia, acaparando el 24% del consumo interno. El restante 8% se reparte entre otras industrias y comercios. El uso del GLP como combustible para automotores en Argentina fue autorizado por el Decreto N° 1395/01 en noviembre de 2001. Sin embargo, a la fecha la Secretaría de Energía aún no ha publicado la norma reglamentaria de dicho decreto (que debía redactarse dentro de los 60 días siguientes a la firma del mismo), por lo que en la práctica la medida aún no es efectiva. MATRIZ DE TRANSFORMACION DEL GAS NATURAL

90%

6% 1% 3%

etano gas por redes* gas licuado gasolinas

Fuente: Balance Energético de la Secretaría de Energía(*) incluye consumo de GNC

Si bien las empresas que producen el gas licuado son algunas de las que operan en el upstream del gas (y también del petróleo, por ser muchos pozos petrolíferos y gasíferos al mismo tiempo) y al mismo tiempo atienden necesidades similares (básicamente como combustible


7

1 En Argentina existe la única planta de GNL de América Latina (ubicada en Gral Rodriguez, propiedad de la distribuidora GasBan) o de “peak shaving”, construída para hacer frente a picos de demanda estacional. Desde la misma el gas licuado pasa a un sofisticado tanque cilíndrico de almacenamiento donde se mantiene a bajas temperaturas. Allí el gas queda en reserva (el gas se almacena durante el verano, época de bajo consumo) y cuando se lo necesita una unidad de vaporización y emisión lo regasifica para su posterior inyección en la red de distribución.

residencial y en un futuro como combustible vehicular, pasando a competir con el GNC), la estructura del negocio del GLP es totalmente diferente a la del gas natural, tanto en lo referente a la oferta (regulación del mercado, competencia y transparencia, entre otros factores) como en la demanda (perfil del consumidor, bienes sustitutos, etc). Por ese motivo es que ambos mercados se tratarán a lo largo del presente trabajo de manera separada, pero centralizando la atención en el estudio del mercado del gas natural por redes (de ahora en adelante denominado simplemente gas natural para simplificar el tratamiento de la información) dada la (mayor) importancia relativa de este último en el conjunto del sector (observar gráfico adjunto). El mercado de GNC también se trata en un segmento aparte pero le valen las mismas premisas que al gas natural ya que es el mismo componente (metano pero en esta comprimido) y es distribuido por las mismas licenciatarias que operan la distribución de gas natural por redes.

MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIAAÑO 1992

Petróleo49%

Gas natural40%

Carbón mineral

2%Hidráulica

4%

Otras primarias

1% Leña1%

Bagazo1%

Nuclear2%

Fuente: SE

MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIAAÑO 2001

Petróleo41%Gas natural

47%

Nuclear2%

Carbón mineral

1%Hidráulica

5%

Otras primarias

2%

Leña1%

Bagazo1%

Fuente: SE

En Argentina la base fundamental de la matriz energética primaria descansa en el petróleo y el gas (90% en conjunto), pero la importancia de este último ha sido creciente en el tiempo, a punto tal que no sólo desplazó al petróleo de su histórico primer lugar sino que además revirtió el saldo comercial deficitario de años anteriores (para transformarse en un exportador neto del fluído). Inclusive, su importancia se acrecienta en la matriz energética secundaria. Si bien desde el punto de vista de la producción Argentina no es un actor relevante a nivel mundial, es uno de los países de mayor consumo de gas natural (ver sección de Inserción Internacional).

MATRIZ ENERGETICA SECUNDARIAMiles de TEP

Fuente de energía1992 2001 1992 2001 1992 2001 1992 2001 1992 2001

gas natural por redes 19.391 26.831 37,7% 41,6% 0 0 0 0 0 0diesel oil 9.400 10.702 18,3% 16,6% 16 207 1.758 1.787 1.742 1.580electricidad 4.753 7.739 9,2% 12,0% 0 638 0 487 0 -151nafta 7.054 7.046 13,7% 10,9% 105 74 1.462 3.578 1.357 3.504gas licuado 1.896 3.146 3,7% 4,9% 84 51 275 1.645 191 1.594fuel oil 3.302 2.313 6,4% 3,6% 559 13 785 1.079 226 1.066no energético 1.624 2.002 3,2% 3,1% 40 57 70 245 30 188kerosene 1.168 1.475 2,3% 2,3% 21 51 21 35 0 -16carbón residual 1.101 1.183 2,1% 1,8% 0 0 377 214 377 214coque de carbón 646 777 1,3% 1,2% 105 0 86 175 -19 175gas de refinería 595 683 1,2% 1,1% 0 0 0 0 0 0gas de alto horno 213 253 0,4% 0,4% 0 0 0 0 0 0carbón de leña 216 196 0,4% 0,3% 0 0 0 0 0 0gas de coquería 144 164 0,3% 0,3% 0 0 0 0 0 0TOTAL 51.503 64.510 100,0% 100,0% 930 1.091 4.834 9.245 3.904 8.154

Producción Participación Prod. Importaciones Exportaciones Balanza Comercial

Fuente: SE


8

Por otro lado, se debe remarcar que Argentina es un país rico en materia energética en general. Se autoabastece de gas natural, petróleo (y derivados) y electricidad, generando inclusive excedentes comerciales en los dos primeros casos y un muy ligero déficit en materia de energía eléctrica. Esta coyuntura le asigna un lugar de privilegio como actor del mercado energético regional, considerando la situación de los países vecinos.

CUADRO RESUMEN Características principales del negocio gasífero

Ventaja como combustible fósil: abundantes reservas, eficiencia energética, competitividad y

baja combustión ambiental; Participación creciente en la matriz energética mundial, pasada y proyección futura, motorizada

principalmente por el sector de generación eléctrica (centrales de ciclo combinado); La ventaja comparativa es una ventaja de localización (por su carácter de recurso natural y la

alta rigidez del transporte); No es un commodity, existen varios mercados regionales (tecnología de GNL costosa y poco

difundida); Actividad muy captial intensiva: elevada inversión en infraestructura fija y elevados costos de

exploración y explotación (asociados en parte al riesgo minero). Ello implica: 1) los proyectos se concretan si hay demanda asegurada, 2) la inversión se recupera en el largo plazo (por ello los contratos se pactan por tiempo prolongado), 3) estabilidad política y jurídica (tanto o más importante que la económica) perdurable en el tiempo, 4) estrategias diversificadoras del riesgo productivo (formación de consorcios de productores y diversificación geográfica), 5) la coyuntura es menos relevante para la toma de decisiones en relación a otras actividades. Alta integración en la cadena de valor energética como manera de monetizar las reservas

(upstream, líquidos –GNL, GLP, petroquímica-, energía eléctrica. La percepción del gas natural actualmente es radicalmente diferente de lo que era hace 10 o

20 años, cuando era percibido como un combustible noble, reservado para usos especiales. Hoy se utiliza en una variedad de sectores y aplicaciones y está experimentando un significativo crecimiento como combustible para generación de electricidad.

A. TABLA COMPARATIVA DE COMBUSTIÓN AMBIENTAL DE COMBUSTIBLES FÓSILES

b. (kg de emisión por TJ de energía consumida)

c. d. Gas Natural

e. Petróleo f. Carbón

g. Oxido de nitrógeno h. 43 i. 142 j. 359

k. Dióxido de sulfuro l. 0.3 m. 430 n. 731

o. Partículas p. 2 q. 36 r. 1333

s. Fuente: Agencia de Protección Ambiental de EE.UU., American Gas Association

El gas ofrece muchas ventajas comparado con otros combustibles fósiles: abundantes reservas, eficiencia energética, competitividad y el hecho de ser el más limpio en materia ambiental. De allí que en los últimos años se ha convertido en una fuente de energía de creciente importancia. Entre 1970 y 2000 el consumo de gas natural en el mundo más que se duplicó y su participación en N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

9

la matriz de consumo energético mundial evolucionó desde el 17% hasta poco más del 23% actual, aunque en la Argentina dicha participación supera el 45%, ubicando a este país entre los de mayor consumo gasífero en relación a su consumo total de energía. Pero adicionalmente se cuentan otros factores dinamizantes como diversificación de combustible y/o elementos de seguridad energética, desregulación de mercados (en gas y electricidad) y crecimiento del PBI mundial.

También el futuro es auspicioso. A lo largo de varias décadas, el petróleo ha sido la fuente

dominante mundial de consumo de energía primaria y se espera se mantenga como tal hacia el 2020 alrededor del actual 40% de participación en la matriz de demanda (gran parte de la demanda de petróleo provendrá del sector transporte, ya que allí la posibilidad de sustituir petróleo por otro combustible es muy limitada). Sin embargo y de acuerdo a proyecciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE), el gas natural será el componente energético de mayor crecimiento en la matriz de consumo mundial, proyectando un 28% de participación en la matriz de consumo mundial hacia el 2020. El uso de gas natural sobrepasó al de carbón por primera vez en 1999 y para el 2020 se espera que su consumo exceda al de este último en un 38%, cuya tendencia (la del carbón) en el tiempo proyectado seguirá declinando (como sucediera a lo largo de la década del ‘80) hasta alcanzar el 20% de participación en la matriz de consumo energética mundial en el 2020 (desde el 27% en 1985 y 22% en 1999).

u$s/

TOE

GRAFICO COMPARATIVO DE PRECIOS DE FUENTES DE ENERGIA SEGUN SEGMENTO (OCDE año 2000)

0

200

400

600

800

1000

1200

GN

Car

bón

Fuel

Oil

GN

Fuel

Oil

Elec

trici

dad

GN

Car

bón

Fuel

Oil

INDUSTRIA

HOGAR

ELECTRICIDAD

Fuente: EIA, "Energy Prices and Taxes"

A nivel internacional, el 40% de la demanda de gas proviene de la industria, alrededor del

25% se destina al consumo residencial y otra proporción similar, a generación eléctrica. Tanto a nivel internacional como en la Argentina, gran parte del crecimiento de la demanda surge de la generación de energía eléctrica. Esto es así pues el cambio tecnológico (de la mano del surgimiento


10

de las denominadas plantas de ciclo combinado) unido a la reducción del precio del gas natural en relación al de otros combustibles, ha hecho económicamente posible la generación de electricidad en plantas mucho más reducidas y eficientes (plantas que incrementan la eficiencia productiva de un combustible fósil entre un 40% y un 80% promedio), lo que ha tornado más competitivo al mercado de generación de electricidad. La demanda mundial para este segmento (usinas) se proyecta en 58.9 billones de m3 para el 2020 desde los 27.2 B m3 en 1999, triplicándose en el caso de los países en

desarrollo a 17.7 B m3 desde 5.9 B m3. Nuevas tecnologías, tales como la GTL (Gas-to-Liquids: conversión catalítica directa de gas natural en derivados del petróleo) podrían incrementar aún más su uso en el futuro. Se estima que hacia el año 2030, las centrales térmicas explicarán el 30% de la demanda total de gas. En el sector residencial, el gas hizo un gran aporte a la competencia gracias a los “condensing boilers”. La demanda de vehículos a gas natural también ensanchó la base de venta.

PRECIOS DE LA ENERGIA EN EE.UU PARA GENERACION DE ELECTRICIDAD

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

u$s/

Mbt

u

1,0

1,1

1,1

1,2

1,2

1,3

1,3

1,4

1,4

u$s/

Mbt

u

Gas Natural Fuel Oil Carbón

Fuente: EIA, Short Term Outlook October 2002

Fuente: EIA

En la práctica, la demanda de gas evolucionará en forma diferente de una región a otra

según el tamaño de las reservas, su distancia a los mercados, la madurez de los mercados y finalmente pero no menos importante, la competencia de otras fuentes y formas de energía, en particular carbón y derivados del petróleo. De acuerdo a proyecciones de la AIE el crecimiento del consumo será más intenso en los países en desarrollo que en el resto del mundo, previendo para los mismos una tasa promedio anual de 5.3%, comparado con el 2.4% en los países industrializados, 2.3% en Europa del Este y la ex URSS y 3.2% para el mundo en su conjunto. Y particularmente en América Central y América del Sur el consumo crecerá a 14.6 billones de pies cúbicos hacia el 2020, a una tasa promedio anual del 7.4%.


11

Una de las características esenciales de la actividad es el elevado riesgo exploratorio, en el sentido que el descubrimiento del yacimiento a menudo se produce sólo luego de varios y costosos intentos fallidos. La tecnología de exploración evoluciona de manera constante en pos de minimizar dichos riesgos, sin embargo aún no se ha podido hallar un método que permita en forma indirecta definir la presencia de hidrocarburos en el suelo. Por ello es que para comprobar la presencia del recurso natural se debe recurrir a la perforación de pozos exploratorios, incurriendo en elevados costos que aún así no garantizan el hallazo final del combustible.

Diversas son las técnicas aplicadas para el estudio del suelo: imágenes satelitales, detección por radar de manaderos de hidrocarburos en el mar, sísmica de reflexión (en 2 o 3 dimensiones, más moderna esta última pero su costo por km es tres o cuatro veces superior al de la tecnología lineal), aeromagnetometría, gravimetría (estas dos nunca podrán reemplazar la información sísmica pero constituyen una ayuda efectiva para una racional programación de los trabajos de prospección sísmica. Su costo, cubriendo una superficie de 5.000 km2, está en el rango de los u$s 200.000 / u$s 300.000 mientras que el costo de prospección sísmica de 3D cubriendo sólo 250 km2 puede llegar a diez veces dicho monto) y geoquímica de superficie.

Pero aún suponiendo que la exploración fuera exitosa, luego deben continuar los trabajos de delimitación del yacimiento descubierto con la perforación de nuevos pozos para efectuar luego la valoración de las reservas (entendiéndose como tales la cantidad del recurso que se puede extraer de manera económica, o sea, cuando el ingreso marginal es positivo). Esto signfica que desde el descubrimiento de un yacimiento hasta su total desarrollo pueden ser necesarios varios años de trabajo, al igual que la inversión de fuertes sumas de capital. Se trata pues de una actividad de alto riesgo y elevados requisitos de capital (también de personal altamente capacitado), razón por la cual participan de la misma empresas de muy alta envergadura y fuerte respaldo financiero.

Por otro lado, los proyectos gasíferos se desarrollan de manera lógica, en el sentido que

para concretarse necesitan tener en una punta las reservas y en la otra, conectada por un gasoducto, el consumo con un factor de carga tal que permita amortizar las inversiones aguas arriba, en desarrollo de yacimientos y fundamentalmente en infraestructura de transporte y de distribución. Por ello es un negocio de muy largo plazo y los contratos de provisión son a 20/25 años y del tipo “take or pay” y usualmente están asociados a demanda de generadores eléctricos y/o proyectos mineros. Pero además y precisamente porque se trata de inversiones con un horizonte largo de maduración, que implican una gran infraestructura fija, es esencial (más que en otro tipo de industria o actividad) que los inversores –que procuran minimizar el riesgo- se sientan seguros que los lineamientos políticos básicos y las variables macroeconómicas no vayan a cambiar demasiado con el tiempo. Al menos los riesgos no comerciales de esos proyectos deberían estar protegidos.

Otra característica saliente del mercado del gas natural es que no tiene un mercado mundial

desarrollado como el caso del petróleo y por ello es que la formación de precios en el mercado no es tan clara y directa como en el caso de este último, con un mercado spot desarrollado y un precio de referencia para las transacciones internacionales (WTI). Por el contrario, los mercados de gas natural tienden a ser más regionales en naturaleza (el 70% del petróleo se comercializa internacionalmente mientras que en gas esa cifra es de sólo el 24%); de allí que los precios pueden variar considerablemente entre países (en definitiva, el gas natural no es un commodity). Cada uno de estos mercados regionales de gas natural se caracteriza por tener costos específicos, condiciones específicas, precios finales específicos y patrones de demanda distintos. Así, mientras a fines del 2000 el precio en boca de pozo en la cuenca neuquina era de 1.4 u$s/Mcf, en EE.UU. la misma unidad de medida costaba u$s 3.7 y el costo de importación en la UE alcanzaba los 2.7 u$s/Mcf. Ello obedece (y como no podía ser de otra manera en mercados donde el bien transado es homogéneo) a que el negocio del gas natural tiene una rigidez muy fuerte en infraestructura de transporte, el cual en en promedio representa alrededor del 50% del precio de la materia prima, un porcentaje muy superior al observado en petróleo y/o derivados. Las distancias importan


12

tremendamente en el negocio del gas. Transportar gas natural por ductos tiene sentido económico hasta cierta distancia, a partir de la cual se torna sumamente oneroso e inviable económicamente por lo que debe realizarse en buques metaneros previo pasaje del estado gaseoso al estado líquido, para luego regasificarlo en el puerto de destino (o centro de consumo final). Pero si bien la tecnología de transformar gas natural en su estado original (gaseoso) a estado líquido ha descendido en el tiempo, el costo actual de producir GNL es aún muy superior al de producir gas natural. Un reflejo de ello es que sólo el 20% del volumen comercializado internacionalmente se realiza por buques metaneros (bajo la forma de GNL), mientras que el grueso (80% restante) se canaliza por gasoductos, cifras que incluso resultan muy similares a las observadas en la década del ’70 (con lo que se quiere remarcar que el avance hacia un mercado mundial es muy lento). Por otro lado, para transportar similar valor calórico el GNL demanda mucha mayor capacidad de transporte (ocupa mayor volumen) que el petróleo.

El mercado spot es muy nuevo y todavía no ha despegado internacionalmente, se está desarrollando recién en Europa y EEUU., siendo pionero el mercado asiático (el mercado americano fue el factor dinámico detrás del rápido desarrollo del mercado spot de LNG internacional en 2000, año durante el cual este tipo de despachos se incrementaron un 124% en relación a 1999 con motivo de precios de compra más elevados a los vigentes en el mercado europeo, motivando un redireccionamiento de los volúmenes exportados a EE.UU., principalmente desde España y Corea del Sur). De todos modos, el hecho que muchas fuentes de gas natural estén alejadas de los centros de demanda, sumado a que los costos en la cadena de LNG han ido en descenso, contribuyen a la expectativa de un fuerte crecimiento comercial de LNG. En el pasado, el mercado spot de LNG se utilizó básicamente para colocar los excedentes de producción de LNG o equilibrar los picos demanda de un número de importadores. Actualmente, las transacciones spot de LNG ofrecen nuevas oportunidades comerciales que un creciente número de jugadores están probando, como arbitraje de precios entre mercados, revendiendo los volúmenes no demandados a terceros. A medida que la utilización y comercio del gas continúe creciendo, se espera que el mecanismo de formación de precios vaya evolucionando, facilitando el comercio internacional y marcando el camino para un mercado de gas natural globalizado. O bien dicho de otra manera, el gas natural irá adquiriendo características de commodity que aún hoy no reviste.

La competitividad del sector es fundamentalmente una renta de localización (primero y

fundamental por su condición de recurso natural y combustible fósil –que no abunda en cualquier tipo de suelo- y segundo por la menor o mayor facilidad para extraer el recurso del yacimiento, que hace al menor o mayor costo de extracción del mismo. En defintiva, la curva de oferta de la industria es la curva del costo marginal en tanto se explotan primero los pozos más productivos) pero una vez que se dispone de los recursos la tecnología de transporte (para reducir los costos de comercialización) pasa a ser el factor clave. Esta es una tecnología que dominan pocas empresas en el mundo. Es un sector muy capital intensivo.

Como en cualquier otro sector, el hecho que se concreten inversiones en el segmento del

gas natural (en el tiempo requerido y en los lugares que se lo necesita) dependerá de que los proyectos de gas ofrezcan una tasa de retorno atractiva (en relación con el riesgo) en comparación con otras alternativas de inversión. Pero ésto a su vez dependerá de otros factores: precio (absoluto y relativo, en términos del petróleo) evolución tecnológica y costos asociados marco de inversión seguro y estable financiamiento


13

El precio del gas y del petróleo

La forma de determinar los precios del gas varía de una región a otra según las

características físicas y estructurales del mercado y el grado de competencia alcanzado por los sectores del upstream y downstream (que depende del modelo de desregulación del sector que se haya implementado2). Pero en la práctica los precios del gas siempre son fuertemente influenciados por el precio del petróleo. Aún en los mercados donde los precios están contractualmente desvinculados de los del petróleo, estos últimos pueden incidir sustancialmente en la formación de precios del gas. Esto se produce cuando la capacidad para elegir otro combustible en el corto plazo le permite al usuario final ajustar rápidamente su demanda a los precios relativos de los combustibles. O dicho de otra forma, cuánto mayor es el grado de sustitución entre dos productos, más elástica es la curva de demanda de ambos bienes. La demanda de gas natural es relativamente inelástica a las variaciones de precios en el corto plazo (básicamente por cuestiones estructurales3) pero puede ser más sensitiva con el transcurso del tiempo en tanto se mantenga la diferencia de precios entre combustibles sustitutos y le sea posible tecnológicamente al consumidor hacer un swap de un tipo de equipamiento a otro.

s/Bd

P

PRECIOS DE LA ENERGIA EN EE.UU DESPUES DE LA DESREGULACION: GAS NATURAL EN BOCA DE POZO vs. WTI

10

15

20

25

30

35

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

u$

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

u$s/

Mcf

WTI Gas Natural

Fuente: EIA, Short Term Energy Outlook October 2002

En relacióna esto último también surgen otras cuestiones. La proyección de una mayor demanda mundial se combina con los planes de apertura al capital privado de ciertos gobiernos que aún mantienen participación accionaria en empresas del sector gasífero, citando los ejemplos de Kogas (Corea), Petronas (Malasia), Pertamina (Indonesia), China National Petroleum Corporation (China), Gazprom (Rusia), Pemex (México), Omán LNG, Adgas (subsidiaria de Abu Dhabi National Oil Company), National Iranian Oil Company, Sonatrach (Algeria), Nigerian National Petroleum Corporation, Egyptian General Petroleum Company y Mossgas (Sudáfrica). La mayor competencia que este proceso de desregulación y apertura traerá aparejado (derivada de la mayor inversión y producción a él asociado), fomentará el desarrollo de mercados (spot) a corto plazo y acelerará el desacoplamiento de los precios del gas y el petróleo en los contratos a largo plazo, aunque el precio de este último seguirá incidiendo sobre los del gas a través de la competencia entre combustibles. Y por otro lado, si bien es difícil estimar el impacto que tendrá el acceso de nuevos actores al mercado sobre los precios y los márgenes en los distintos segmentos de la cadena de suministros de gas, la experiencia en EE.UU., Canadá y el Reino Unido indica que la competencia tiende a contraer los márgenes en la cadena de valor, provocando una reducción en los precios finales y en boca de pozo. Por ello, es probable que la incertidumbre que surge en un período de transición, sumada a la mayor volatilidad de los precios que probablemente genere la mayor competencia resulten en la percepción de un mayor riesgo asociado a los proyectos en general.

2 Un análisis detallado se haya en Natural Gas Pricing in Competitive Markets, IEA, 1998.


14

3 Sencillamente pensar en la capacidad de un consumidor residencial de, frente a variaciones en el precio relativo de los combustibles, sustituir en el corto plazo y de manera económica su sistema de calefacción a gas por otro que le brinde similar satisfacción.

Tecnología: después de la ventaja de localización, el factor clave

En párrafos anteriores se dejó en claro la importancia fundamental de la tecnología de transporte como uno de los componentes clave de la ventaja competitiva del productor (por supuesto luego de la ventaja de localización del recurso), considerando la alta rigidez estructural de este componente. En la década pasada el desarrollo tecnológico, el mejoramiento de las prácticas de gestión y los avances en diseño de proyectos y productividad han reducido en forma sustancial los costos de descubrimiento y desarrollo de nuevos yacimientos de gas y el

costo de transporte a los mercados (el precio en boca de pozo es más elástico a los cambios tecnológicos que la propia producción y consumo de gas natural). Sin embargo, la principal incertidumbre a futuro que enfrenta la industria mundial del gas es el costo ya que si bien la escasez de recursos no es un problema (la oferta es suficiente para satisfacer la demanda de los próximos 60 años), el agotamiento de las reservas más económicas y las distancias cada vez más largas que tendrán que recorrer los nuevos suministros en muchos casos impulsará el aumento de los costos de entrega, por lo que será necesario una nueva “revolución tecnológica” en perforación e ingeniería de producción y transporte por gasoductos y GNL.

INDICE DEL PRECIO DEL GAS NATURAL, COSTOS OPERATIVOS Y COSTOS DE EQUIPO (VALORES DEFLACTADOS). EE.UU. 1976-

2000

50

100

150

200

250

30019

76

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

indi

ce 1

976=

100

costos operativosprecio boca de pozocosto equipos

Fuente: EIA, Office of Oil and GasNota: los costos operativos no incluye costos indirectos ni impuestos. El costo en equipos incluye los drilling costs.

Y relacionado con esto último, el segundo gran interrogante es la evolución del precio del

gas. Al respecto, podrían ser necesarios precios en boca de pozo más altos que los vigentes en la década del ’90 en la mayoría de los mercados para obtener la inversión necesaria en infraestructura de abastecimiento al alargarse las cadenas de suministro y aumentar los costos. Según la Unión Internacional de Gas (IGU) las necesidades de inversión (desarrollo y renovación) se estiman en u$s 2000-2600 mil millones entre 1998 y 2030 a precios constantes.

Por último, una mirada hacia el futuro. El proceso de cambio de las políticas ambientales en el mundo ha generado -y lo seguirá haciendo en el futuro- poderosos incentivos para invertir en tecnologías más limpias y eficientes. La aparición y desarrollo de los ciclos combinados en la generación de energía eléctrica es un ejemplo de ello. En el mismo sentido, la tecnología de células de combustible hidrogenado es una prometedora innovación que potencialmente podría reemplazar los motores de combustión interna, que emanan emisiones dañinas para el aire. Para que estas células capturen plenamente su ventaja ambiental, el hidrógeno que requieren tendría que derivarse de una fuente de energía renovable, lo cual no es áun posible económicamente. Por lo que, una vez más, considerando las emisiones producidas por las actuales fuentes disponibles de hidrógeno, hay una clara ventaja de usar gas natural para este propósito y otras tecnologías futuras basadas en similar componente. El metano tiene una distintiva estructura molecular rica en hidrógeno, lo cual lo prepara para convertirse en un privilegiado transportador de este último en el proceso de mutación desde las actuales tecnologías de combustión hacia las basadas en hidrogéno en el futuro.


15

LA REESTRUCTURACION DEL SECTOR ENERGETICO EN ARGENTINA

DECADA DE LOS ‘80: CRISIS ENERGETICA Y SITUACION PRE-REFORMA Hasta la introducción de la reforma energética, bajo la órbita de la Secretaría de Energía y

con el marco jurídico de la Ley 17319 de 1967, las empresas estatales Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.E. (YPF) y Gas del Estado (Gas del Estado) concentraban la mayor parte de las actividades en las cadenas productivas de los hidrocarburos.

A pesar de que YPF S.E. había realizado hasta ese momento la casi totalidad del esfuerzo

exploratorio, sólo extraía en forma directa alrededor del 62% del total del petróleo producido y entre el 80 y 85% del gas natural. El resto de la producción de esos hidrocarburos era efectuada por agentes privados mediante contratos de explotación suscriptos en diferentes períodos por gobiernos.

De acuerdo con estos contratos, las empresas privadas extraían el petróleo y el gas natural que debían entregar a YPF S.E. sobre la base de precios fijados o de acuerdo con las sucesivas renegociaciones que se admitieron desde la esfera oficial. De este modo, la actividad privada en el sector tuvo un carácter esencialmente rentista, ya que los contratos no implicaban ningún riesgo de carácter minero o comercial. A pesar de no cumplirse con los compromisos de producción e inversión establecidos, las empresas privadas que habían suscrito los contratos obtuvieron, a partir de 1983, la renegociación de los precios que habían pactado logrando importantes aumentos en términos reales, con el consiguiente efecto sobre la apropiación de la renta petrolera.

De este modo, los precios pagados por YPF S.E. por el petróleo provisto por los contratistas (alrededor de 35%) no sólo superaban el costo que hubiera implicado la explotación directa por parte de YPF S.E., sino que, además le significaron una pérdida neta: con el agregado de las regalías que debía afrontar, el costo de ese petróleo resultaba superior al precio fijado para su venta a las refinadoras privadas (Esso, Shell), en un volumen similar. En algunos casos los precios a los contratistas llegaron a superar los valores del mercado internacional (H. Pistonesi, 1990).

Otro tanto ocurrió con el gas natural entregado por los contratistas a partir de 1981, sólo que en este caso la pérdida ocasionada a YPF S.E. fue considerablemente menor (R. Kozulj y H Pistonesi, 1990).


16

Las políticas de precios aplicadas al petróleo y sus derivados por las autoridades nacionales a partir de 1976, junto con las ventajas otorgadas a las compañías privadas, provocaron un creciente desequilibrio financiero de YPF S.E., obligando a la empresa a recurrir al endeudamiento interno y externo a fin de poder efectuar las inversiones requeridas para sostener el abastecimiento de petróleo y derivados.

En 1985 el Gobierno de Alfonsín intentó revertir el deterioro de las reservas de hidrocarburos a través de lo que se conoció como Plan Houston, un nuevo intento de incorporación de capitales privados en la exploración que no tuvo mayor impacto. En 5 rondas de licitaciones realizadas entre 1985 y 1990, se concursaron 165 áreas, se adjudicaron 77, y se firmaron 61 contratos, con inversiones pautadas por US$ 951 MM de las cuales llegaron a concretarse US$ 231.6 MM. Entre 1983 y 1987 la producción de petróleo cayó un 13%, y un 8% las reservas. En este marco, en 1987 se mejoró la remuneración que YPF recibía por el crudo y se intentó dar un nuevo impulso a la explotación de los contratistas de YPF, fijándoles una remuneración equivalente al 80% del precio internacional para la producción incremental que pudieran obtener de los yacimientos. La producción de crudo de los contratistas creció un 13% entre 1987 y 1989, permitiendo una recuperación del 7% en el total producido en el país.

A diferencia de los grandes países petroleros latinoamericanos (México, Venezuela) en los que el petróleo representaba una fuente de ingresos en divisas significativa para el fisco, en la Argentina de fines de los ‘80s la empresa estatal petrolera requería sistemáticamente de asistencia financiera del Tesoro, situación que independientemente de sus causas, sin dudas incrementaba las probabilidades de una eventual privatización.

Las estadísticas correspondientes al año 1988 revelan el fracaso de la política petrolera. En 1988 se produjeron 26.1 millones de m3 de petróleo, un 9.5% menos que en 1981. En el mismo período las reservas cayeron de 385 MM de m3 a 362 MM de m3. Las refinerías argentinas procesaron 24.9 millones de m3, un 18% menos que en 1981. Las ventas en el mercado interno de naftas cayeron un 22%, mientras que las de gasoil/diesel crecieron un 7%.

En gas el panorama era un poco más alentador: el gas entregado a Gas del Estado creció de 8240 millones de m3 de 1981 a 17424 millones en 1988, gracias a la ampliación de la capacidad de transporte desde la cuenca neuquina. Las reservas, por su parte, crecieron de 648437 millones de m3 a 773016 millones de m3, con importantes aportes de la cuenca noroeste y de la austral.

Sobre el final del gobierno radical el entonces ministro de Obras y Servicios Públicos R.Terragno impulsó lo que se conoció como Petroplan, que preveía la conformación de Uniones Transitorias de Empresas (UTE’s) entre YPF y productores locales para explotar áreas de baja producción (secundarias), la asociación con grandes empresas en áreas centrales, y la desregulación de la industria. Estas ideas no llegaron a ponerse en práctica en el gobierno de Alfonsín, pero serían la base para las reformas petroleras de Menem.

LA REFORMA ENERGETICA DE LOS ‘90

Las Leyes de Reforma del Estado y de Emergencia Económica4 otorgaron al Poder

Ejecutivo del nuevo gobierno, instaurado en 1989, poderes especiales para proceder a la reestructuración de las actividades y funciones en el área pública. Esta legislación estableció las bases formales para acelerar la implementación del proceso de transformación, que fue orientado por los principios generales de retiro del Estado de las actividades productivas, desregulación del funcionamiento de los mercados, privatización y/o concesión de las empresas públicas.

En el sector energético, la reforma alcanzó al conjunto de las cadenas productivas más relevantes. De este modo, se eliminaron todas las trabas a la entrada de nuevos actores privados, se dispuso la liberación de los precios de los energéticos comercializables, se reestructuró la organización productiva en las industrias de red con la finalidad de introducir ámbitos de mercado,

4 Leyes 23.696/89 y 23.697/89 respectivamente. Estas leyes fueron acompañadas por un conjunto de Decretos que

reglamentaron y especificaron su contenido. Entre los más atinentes al objeto de este trabajo pueden mencionarse aquellos referidos a la anulación del carácter específico de los Fondos Energéticos, la transferencia de la Secretaría de Energía a la esfera del Ministerio de Economía, la suspención de los subsidios y vigencia del Compre Nacional en el ámbito público, la reformulación del régimen de Inversiones extranjeras (dándoles un trato equivalente a las nacionales), la capitalización de la deuda externa, la formulación del programa de privatización y concesión de empresas públicas.


17

se procedió a la privatización o la concesión de la casi totalidad de las empresas del sector y se redefinió el rol del Estado, limitando sus funciones a la formulación de las normas regulatorias y al control y fiscalización, especialmente en el caso de los servicios que tuvieran las características de monopolios naturales.

Estos cambios implicaron una drástica modificación en la modalidad de coordinación de las industrias del sistema energético. La asignación de los recursos pasó a depender de las decisiones de los nuevos actores privados que, en lugar de responder a finalidades políticas generales, como ocurría en el período anterior, se sujetan a una racionalidad guiada por la búsqueda de ganancia, en conformidad a la normativa establecida. En particular, esto implicó que las decisiones referidas al uso de los recursos naturales energéticos de carácter agotable quedaran en el ámbito privado. Este hecho limita considerablemente el margen disponible para la acción futura de la política energética, que había mostrado una continuidad destacable desde la postguerra, a pesar de la inestabilidad política que registró el país a lo largo de ese período.

Salvo en el caso de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), que se enajenó a través de la venta de sus acciones, la privatización y/o concesión de las empresas del sector se realizó por medio de la adjudicación a consorcios a través de mecanismos licitatorios. Esta modalidad de privatización dio lugar a que algunos grupos económicos locales o extranjeros pudieran formar parte de diferentes consorcios adjudicatarios, pudiendo de este modo estar presentes de manera simultánea en varios eslabones de una misma cadena energética, e incluso, en los correspondientes a varias de ellas.

El Estado nacional mantuvo inicialmente una porción de la propiedad de las empresas públicas privatizadas, variable según las diferentes actividades del sector. Sin embargo, con motivo de las dificultades presupuestarias que tuvo que enfrentar a partir de 1995, el Estado fue desprendiéndose progresivamente de tales activos mediante la venta de las acciones correspondientes. De este modo, salvo las centrales binacionales (Salto Grande y Yacyretá) y nucleares (Embalse y Atucha I), todas las actividades del sector energético se encuentran actualmente bajo el control privado.

LA REFORMA EN EL SECTOR PETROLERO

La concreción del proceso de reforma se realizó mediante un conjunto de instrumentos

legales que se promulgaron entre fines de 1989 y 1991. Las principales acciones que plasmaron dicho proceso fueron las siguientes:

a) Reconversión de los contratos de explotación. Se reconvertieron en concesiones de

libre disponibilidad todos los contratos de producción (24 en total) que unían a YPF con empresas privadas, contratos cuyo vencimiento operaba mayoritariamente en 1999. El criterio utilizado fue establecer un régimen de asociación con YPF S.E. para aquellos contratos en los que el precio vigente fuese inferior al internacional y de concesión para los restantes. La producción de crudo por contratos involucraba a 12 empresas / consorcios y explicaba a mediados de 1990 al 35% de la producción total nacional. Los más importantes por su volumen eran los viejos contratos de Amoco en la Patagonia y Oxy en Mendoza, aunque el contratista más importante era, sumando todas sus áreas, la empresa argentina Pérez Companc. Como resultado de la operación, tomando el conjunto de los contratos ponderados por sus niveles de producción YPF mantuvo una participación del 11% en las áreas reconvertidas.


18

b) Privatización de las Áreas Marginales. Se trataba de áreas previamente abandonadas o de baja producción. Inicialmente se adjudicaron 29 de las 258 áreas de YPF S.E. por un valor de u$s 245 M, las cuales representaban el 5.1% de la producción nacional. Esta licitación no atrajo a las petroleras internacionales y fue cubierta por firmas locales que hasta ese momento opertaban como contratistas de la empresa estatal (Perez Companc, Astra, Tecpetrol, Cadipsa). Posteriormente se realizaron dos licitaciones más en dos tandas de 22 áreas secundarias cada una, por las cuales el Estado embolsó u$s 188.5 M.

c) Privatización de las Áreas Centrales. Implicó la transferencia de derechos de explotación de reservas, bajo la forma de asociación con YPF S.A. en cuatro de las cinco principales áreas productoras del país y la venta de las cuencas Austral y Noroeste. Estas áreas registraban los más bajos costos operativos y costos totales inferiores o muy inferiores a los precios internacionales. Es decir que, por medio de la privatización de las áreas centrales, se entregó al control de las compañías privadas entre 31% y 35% de las reservas y alrededor del 23,5% de la producción petrolera al momento de las adjudicaciones. Como resultado de la licitación, YPF retuvo sólo el 10% en el Vizcacheras, el 30% en El Huemul, el 40% en el Area Puesto Hernández y el 10% en El Tordillo.

d) Elaboración de un nuevo Plan de Exploración. A comienzos de 1991 se dio por finalizada la política exploratoria del Plan Houston y meses después se estableció un nuevo esquema de exploración para nuevas áreas que fue bautizado como Plan Argentina, de libre acceso para todas las empresas nacionales (incluyendo YPF S.A.) e internacionales. El Plan de Exploración estableció que las empresas que descubran petróleo no deberán compartirlo con YPF S.E. y que sólo tendrán que pagar regalías y los impuestos vigentes para cualquier actividad minera, industrial o comercial. La modalidad jurídica utilizada es la concesión y el crudo obtenido será de libre disponibilidad. En función de este plan se obligó a YPF S.A. a devolver la mayor parte de las áreas que tenía en prospección.

Plan Argentina. Areas ofertadas, permisos de exploración otorgados y zonas de producción5

Fuente: Secretaría de Energía

Las principales características del nuevo esquema fueron las siguientes:

en licitaciones internacionales bimestrales se ofrece todo el mapa exploratorio del país (140 áreas).

las diversas actividades de exploración (líneas sísmicas, pozos, etc.) están valuadas con cierta cantidad de Unidades de Trabajo (UT), cada una por un valor de US$ 5000. Las empresas que reúnen ciertos antecedentes técnicos, económicos y financieros, compiten en las licitaciones ofreciendo UT’s. Gana quién ofrece más UT’s (lo que implica mayor inversión) ajustado por el


19

5 Para un mayor detalle de las áreas ofertadas, adjudicadas y a licitar ver Plan Argentina (Decreto N° 2178/91) publicado en la página web de la Secretaría de Energía.

cronograma de trabajos propuesto (se privilegia a quienes ofrecen hacerlo en menor tiempo). Existe una restricción de inversión mínima de US$ 1.5 MM.

el ganador de la licitación recibe un permiso de exploración por 2/3 años (3/4 si es área marítima), estando obligado a desarrollar el programa de inversiones comprometido o entregar el dinero equivalente. Si finalizado el período pretende seguir explorando, debe revertir el 50% del área, estando obligado en el segundo período a perforar al menos un pozo. Se paga un canon de exploración de US$ 10 anuales por Km2.

en el caso de que la exploración sea exitosa, se declara la comercialización del yacimiento y se obtiene una concesión de explotación por 25 años prorrogables. A partir de allí el canon pasa a ser de US$ 420 por Km2 y se pagan regalías del 12% sobre el valor del petróleo y/o gas producido a la provincia correspondiente.

t. Plan Argentina. Cuencas sedimentarias

Fuente: Secretaría de Energía e) Desregulación del mercado del petróleo crudo. De manera previa o simultánea con la

reconversión de los contratos y la privatización de las áreas, se procedió a la desregulación del mercado de petróleo y de sus derivados, estableciéndose la libre disponibilidad de los hidrocarburos provenientes de las concesiones y asociaciones, la autorización a las empresas privadas para importar y exportar hidorcarburos libre de tasas y/o retenciones (decreto N° 2178/91) y la libre


20

disponibilidad del 70% de las divisas que se obtuvieran de la venta de hidrocarburos (decreto N° 1589/89). Al mismo tiempo se reguló el uso de los oleoductos y otras instalaciones de transporte de YPF S.A., para que pudieran ser utilizados por terceros.

f) Venta de destilerías, oleoductos y otros medios de transporte de YPF S.A. La venta de tres de sus destilerías menores implicó para YPF S.A. la transferencia a las compañías privadas del 16% de su capacidad primaria de refinación, que pasó casi del 62% al 51,9%. En lo que se refiere a los medios e instalaciones de transporte se decidió la privatización de los oleoductos Allen-Puerto Rosales (con su correspondiente terminal marítima) y Puerto Rosales-La Plata y la flota naviera de YPF S.A.

g) Desregulación del mercado de derivados y el cambio en la política impositiva. Antes de la desregulación del mercado de derivados, los precios de los mismos, a nivel de productor, fueron fijados en niveles cercanos a los internacionales por la Secretaría de Energía de la Nación. Como era de esperar, la desregulación no resultó eficaz para la promoción de la competencia. El abastecimiento de la demanda es concentrado por las tres principales empresas (YPF S.A., ESSO y SHELL) y, a pesar de las transformaciones realizadas, YPF mantenía todas las condiciones de empresa líder, con capacidad de fijar los precios de los derivados.

h) La privatización de YPF S.A. (Ley 24.145): Luego de las privatizaciones de los activos mencionados, se procedió a la valorización de los activos restantes de YPF S.A. y se transfirieron al Estado Nacional las deudas de la empresa, realizándose la distribución o venta de acciones. En la primera etapa de privatización de la empresa se vendió el 46% de las acciones a inversores privados, quedando un 20% en manos del Estado Nacional y el resto (12%) en poder de los Estados Provinciales (en compensación por las regalías adeudadas), el personal de la empresa y los jubilados. Más recientemente, la empresa REPSOL logró concentrar en su poder la casi totalidad de las acciones de YPF S. A.

La ley de hidrocarburos 17.319 de 1967 definió los pagos que los titulares de los permisos

de exploración y los concesionarios de explotación de reservas de gas natural debían realizar al Estado Nacional. En el caso de la exploración, establecía el pago anual de un canon por cada kilómetro cuadrado del área de exploración. En el caso de la extracción de gas natural, los concesionarios también debían pagar un canon anual por kilómetro del área de explotación, aunque de un monto mayor, y además regalías del 12% del valor de los volúmenes extraídos y efectivamente aprovechados (no se gravaban el gas natural usado por el concesionario en las actividades de las explotaciones y exploraciones). Este porcentaje podría ser reducido por el Poder Ejecutivo hasta el 5% teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos.

En 1992, a través de la Ley 24.145, la Nación transfirió a las Provincias el dominio público de los yacimientos de hidrocarburos (salvo algunos casos) ubicados en sus respectivos territorios, incluyendo los situados en el mar adyacente a sus costas hasta una distancia de 12 millas marinas medidas desde las líneas de base reconocidas legalmente. De esta forma las Provincias pasaron a tener participación en la determinación del porcentaje de las regalías y en el análisis y evaluación de las ofertas por adjudicación de zonas para exploración y explotación. La ley encomendó además la creación de una Comisión de Provincialización de Hidrocarburos para redactar un proyecto de ley que incluyera las modificaciones necesarias para ordenar, adaptar y perfeccionar el régimen de la Ley Nº 17.319 a los cambios de la ley 24.145. La transferencia del dominio se iba a perfeccionar después de sancionada y promulgada dicha ley, sin embargo, la demora del Congreso para aprobarla llevó al Poder Ejecutivo a instituir un régimen transitorio de exploración y explotación de las áreas transferidas en 1994 a través del decreto 1955. Esta norma dispuso de la creación de una comisión por cada provincia integrada por dos representantes de la Secretaría de Energía y dos de la respectiva provincia, las que pasaban encargarse de la determinación del porcentaje de regalías y del análisis y evaluación de las ofertas de adjudicación de áreas para exploración y explotación.

Finalmente, en 2001 el gobierno implementó un plan de competitividad, a través del decreto 1.380, con el objeto de reactivar los pozos hidrocarburíferos de baja productividad. En el caso del


21

gas natural, se consideraron pozos de poca productividad a aquellos inactivos en los dos años previos a la norma o aquellos con una producción diaria promedio mensual inferior a los 2.000 m3 en el mismo lapso. La norma estableció una serie de estímulos fiscales por un plazo no mayor a los 10 años a las actividades de explotación, tratamiento, transporte y comercialización asociadas a los pozos de baja productividad para estimular su explotación. En relación a los impuestos nacionales, estableció la posibilidad de deducir en un 100% del cálculo de impuesto a las ganancias los montos invertidos en el pozo y las exenciones del pago del canon de explotación, del impuesto a la ganancia mínima presunta y del impuesto sobre los intereses pagados, mientras que en el orden provincial, dispuso la exención o reducción en el pago de regalías conforme se acuerde con las provincias, del impuesto a los ingresos brutos, de tasas municipales que afecten los procesos productivos y del impuesto a los sellos.

LA REFORMA EN LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL Antes de la puesta en marcha de la reforma, YPF S.E. concentraba toda la disponibilidad

nacional de gas natural, ya sea a través de su producción directa o la realizada por medio de contratistas nacionales (hacia junio de 1992 la participación del sector privado era del 3% del total: Bridas, Astra, Perez Companc, Pluspetrol, Total, Deminex, Tecpetrol, Coastal, y otras menores). Hacia fines de la década del 80, alrededor del 10% de la oferta total de gas natural se originaba en la importación desde Bolivia que se realizaba a través del Gasoducto del Norte.

Por su parte, la empresa de Gas del Estado tenía a su cargo el transporte, tratamiento y distribución de gas natural en todo el país. Todo el gas natural captado para su comercialización era entregado por YPF S.E. a Gas del Estado, a un precio de transferencia fijado por la Secretaría de Energía. Debido al objetivo principal de la política energética, que estaba dirigida a sustituir los combustibles líquidos por gas natural en los usos residenciales, industriales y la generación eléctrica, esos precios de transferencia se mantuvieron muy bajos, especialmente hasta mediados de los años 70. Esta situación posibilitó una transferencia de renta que permitió a Gas del Estado realizar las grandes inversiones requeridas para expandir la cobertura del servicio.

De este modo se logró una muy rápida expansión del mercado de gas natural, sustituyendo progresivamente al fuel oil en los usos industriales y en la generación de electricidad y al kerosene y GLP en los usos residenciales. El consumo de gas natural se incrementó a una tasa media anual superior al 7,5% entre 1970 y 1989, en tanto el consumo total de energía se expandió en ese mismo período a una tasa anual media inferior al 1,7%. Esto explica que el gas natural haya incrementado su participación en el consumo de fuentes primarias de 17.4% en 1970 a 42% en 1989. El descubrimiento de importantes reservas en la Cuenca Neuquina (en particular, el yacimiento gigante de Loma de la Lata), hacia fines de la década del 70, facilitó notablemente esta rápida penetración del gas natural, especialmente a partir de 1980.

Dicho porcentaje de penetración del gas natural en el balance energético ubicaba a la Argentina entre los países con mayor desarrollo de esa industria en el plano mundial, especialmente si se considera el grado de cobertura alcanzado con respecto a los usos calóricos en el sector residencial.

Al igual que en el caso de YPF, la situación económico-financiera de Gas del Estado se vio negativamente afectada, desde mediados de los años 70, por la política tarifaria adoptada, por contratos desventajosos con actores privados y por los precios convenidos para la importación de gas desde Bolivia. En efecto, a partir de 1976 fue incrementándose de manera muy significativa la carga impositiva sobre la venta de gas natural, dando lugar a un progresivo incremento en los niveles reales de las tarifas a usuarios finales, mientras que los ingresos tarifarios medios de Gas del Estado mostraron en términos reales una tendencia declinante (Kozulj y Pistonesi, 1990).

Entre los contratos desventajosos con el sector privado se destaca el correspondiente al peaje por el uso del gasoducto Centro-Oeste, suscrito con el consorcio COGASCO, encargado de la construcción de dicha infraestructura. La decisión de licitar la construcción de ese gasoducto N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

22

respondió a la orientación de la política económica que postulaba una función subsidiaria del Estado. Sin embargo, en los hechos dicha decisión implicó un incremento en los costos de transporte de gas que debió erogar Gas del Estado, aumentando al mismo tiempo su endeudamiento en divisas.

Por último, debe señalarse que el precio que Gas del Estado pagó por el gas importado de Bolivia constituyó un factor decisivo para el deterioro de su situación económico-financiera. Dicho precio fue muy superior a los niveles pagados por el gas importado en otros países y, en algunos años, incluso mayor que los precios medios CIF del petróleo, expresados en unidades equivalentes.

Los mayores costos de ese contrato de importación, cuya renovación estuvo motivada principalmente en razones de tipo geopolítico, no se reflejaron en las tarifas percibidas por la empresa distribuidora, dando así lugar a una drástica reducción de sus excedentes operativos, especialmente hasta 1985 (Kozulj y Pistonesi, 1990).

No obstante esas medidas adversas sobre precios, impuestos y contrataciones con grupos privados, al iniciarse el proceso de privatización la empresa de Gas del Estado mostraba una situación financiera aceptable y un buen desempeño técnico-económico.

MARCO REGULATORIO La Ley N° 24.0766 (privatización de Gas del Estado), promulgada parcialmente el 09/06/92,

estableció el nuevo marco regulatorio de la industria gasífera en Argentina, promoviendo la competencia en las áreas donde ésta es viable (producción) y regulando aquellas etapas que sólo pueden operar eficientemente como "monopolios naturales" (transporte y distribución), catalogando a estas últimas como “servicio público nacional”. De igual modo, buscó evitar que una determinada empresa (o grupo) tuviera control sobre todo el negocio gasífero, procediendo a la segmentación del mismo en tres tipos de actividades de carácter complementario:

Producción: nuclea las actividades de extracción y procesamiento de gas (upstream).

Transporte: las empresas licenciatarias7 (2) están obligadas a recibir y transportar el gas,

operando el Sistema de Gasoductos respectivo (primordialmente de alta presión).

Distribución: las empresas licenciatarias8 (8) reciben el gas natural de las transportistas y lo distribuyen, operando una red de gasoductos de menor nivel de presión, que llega hasta los usuarios o consumidores finales. También existen subdistribuidores, que son entes o sociedades de derecho privado que operan cañerías de gas que conectan el sistema de distribución de una distribuidora con un grupo de usuarios.

6 Dicha Ley se complementa con el Decreto 1738/92 y su modifcatorio 2255/92 y un conjunto amplio de resoluciones de la

Secretaría de Energía de la Nación, que reglamentan y especifican los principios en ella establecidos. 7 Transportadora de Gas del Norte y Transportadora de Gas del Sur. Parte del gas producido no entra al sistema de transporte,

pues se consume en la región donde se extrae: es el caso de Gas de Malargue para Distribuidora Cuyana y otras fuentes utilizadas por Distribuidora Sur.

8 Metropolitana, Buenos Aires Norte, Pampeana, Cuyana, del Centro, Noroeste, Litoral y del Sur.


23

GAS Y DERIVADOSReestructuración del sector

OFERTA GN

YPF S.E.

Ms DESDE

BOLIVIA (10%)

PRIVADOS

(3%)

GAS DEL ESTADO

(transporte, tratamiento

y distribución)

Antes de la reforma Situación post-reformaMarco legal

PRODUCTORES:

Ley N° 17.319

y decretos variosPrecios de transferencia• Concesiones por 25 años

• Canon y regalías

TRANSPORTE Y

DISTRIBUCION

Ley N° 24.076

(Privatización GE)

y decretos regulat .

• Inicio de lic. 28/12/92

• 35 años con opción a 10 adic .

Sec. de Energía

(Resoluciones)

ENARGAS

(Resoluciones)

Sector desregulado:

• PRODUCCION(31)

Sector

Regulado:

• TRANSPORTE (2)

• DISTRIBUCION(9)


24

La ley prevé las figuras de los productores, captadores, procesadores, transportistas, almacenadores, distribuidores, comercializadores y consumidores.

Según la Ley 24.076, la extracción de gas natural -que comprende las actividades de producción, captación y tratamiento del producto- se rige por la Ley de Hidrocarburos N° 17.319 y sus modificaciones más fundamentales provenientes del proceso de desregulación petrolera9 (Decretos 1055/89, 1212/89, 1589/89, 44/91, 2178/91, 2411/91 y la Ley N° 24.145 de 1992 –Ley Federal de Hidrocarburos y privatización de YPF-). En esta etapa el precio del gas natural en boca de pozo permaneció regulado durante un corto período (fijado por el Ministerio de Economía) y se liberalizó a partir del 1/1/94 por medio del decreto 2731/9310. Este decreto también afirma que constituye “un deber irrenunciable del Estado asegurar la existencia de un mercado competitivo cuyas condiciones permitan la formación de precios óptimos para beneficio de los consumidores ”; además, se refiere al requisito de transparencia y de información en tiempo real. El precio del gas en boca de pozo es uno de los componentes de la tarifa al usuario final; se refiere al precio en el punto de ingreso al sistema de transporte, y apunta a compensar los costos por explotación, delimitación de reservas y compresión del gas. El ENARGAS debe promover también la competencia en esta etapa.

Gas del Estado fue fraccionada en diez compañías, dos transportistas11 y ocho distribuidoras (cuyas licencias fueron otorgadas el 28/12/92 por el lapso de 35 años con opción a 10 adicionales) que cubrían todo el territorio nacional, excepto la región Noreste12. Inicialmente los activos de las compañías transportadoras fueron privatizados a un nivel de 70% y los correspondientes a las empresas distribuidoras entre 70% y 90%. La operatoria incluyó la transferencia de pasivos de corto y largo plazo de la empresa Gas del Estado a los consorcios adjudicatarios (alrededor de u$s 2.700 M).

Los objetivos principales para la regulación del transporte y distribución del gas natural que enuncia el nuevo marco regulatorio son:

a) Proteger adecuadamente los derechos de los consumidores; b) Promover la competitividad de los mercados de oferta y demanda de gas natural, y

alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo; c) 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;

d) Regular las actividades del transporte y distribución de gas natural, asegurando que las tarifas que se apliquen a los servicios sean justas y razonables de acuerdo a lo normado en la presente ley;

e) Incentivar la eficiencia en el transporte, almacenamiento, distribución y uso del gas natural;

f) Incentivar el uso racional del gas natural, velando por la adecuada protección del medio ambiente;

g) Propender a que el precio de suministro de gas natural a la industria sea equivalente a los que rigen internacionalmente en países con similar dotación de recursos y condiciones.

9 Ver sección Reforma Petrolera.

10 Tal como ocurrió con el precio del petróleo y sus derivados, los precios fueron incrementados antes de la reforma. El gas en boca de pozo pasó de un nivel medio (en dólares de 1990) de US$ 0,62 el millón de BTU en el período 1984-89 a US$ 0,88 en 1990-92.

11 Sobre la base de gasoductos existentes, TGN se quedó con la operatoria del Gasoducto del Norte y el Centro Oeste más algunos troncales menores (alrededor del 38% de la capacidad de transporte), mientras que TGS quedó integrada por los gasoductos troncales del Sur, del Oeste y Neuba II y la planta separadora de Gral. Cerri (62% de la capacidad de transporte y una parte sustancial de la capacidad de tratamiento).


25

12 La novena área de distribución, Gas NEA Mesopotámica, de reciente creación cubrió precisamente esta región y fue adjudicada a un consorcio controlado por Gas de France International.

Se consideran transportistas a las personas jurídicas del derecho privado que, habilitadas por concesión, licencia o permiso, condujeran gas desde el punto de ingreso al sistema hasta su recepción por parte de distribuidores, almacenadores o grandes consumidores. Los transportistas no pueden comprar ni vender gas, con excepción de las compras que hagan para consumo propio y mantener la operación del sistema (los volúmenes los decide el ente regulador). La retribución del transportista está regulada13. La tarifa, reconoce dos variantes de acuerdo a la modalidad del servicio: transporte en firme (otorga abastecimiento prioritario al distribuidor que lo suscribe, no pudiendo interrumpir el suministro del fluido mientras dure el contrato entre ambos) o interrumpible. El servicio interrumpible prevé que se deberá aceptar la interrupción del servicio, cuando se avise con la debida antelación, a la sola opción de la distribuidora. La seguridad del suministro no interrumpible recae en transportistas y distribuidores, que deben además satisfacer toda demanda razonable (en última instancia dicha razonabilidad está fundada en el criterio de rentabilidad y, eventualmente, en las directivas del ENARGAS).

A fin de evitar la integración vertical en la cadena gasífera, los transportistas no podrán acceder a la distribución, producción ni almacenaje, como así tampoco ningún almacenador, distribuidor y consumidor que contrate directamente con el productor, o grupo de ellos, ni empresa controlada o controladora de los mismos podrán tener participación controladora en una sociedad habilitada como transportista.

El transportista facturará los cargos por la reserva de capacidad de transporte (en el caso del transporte en firme), los cargos por volumen transportado bajo el servicio de transporte interrumpible, los cargos por servicio de intercambio y desplazamiento, entre otros cargos (por ejemplo, multas por entregas menores o mayores a las autorizadas).

El transportista está obligado a permitir el acceso a sus instalaciones y servicios sobre una base no discriminatoria; los costos directos o indirectos de la instalación serán soportados por quien requiera la interconexión. Sin embargo, este acceso libre no implica que se pueda exigir al transportista una amplicación de sus instalaciones. El transportista está obligado a transportar gas en tanto la capacidad existente en el gasoducto lo permita, de conformidad con las modalidades del servicio a contratar. El transportista podrá en forma discrecional, reducir sus tarifas reguladas, pero la reducción se deberá realizar para todos los que contratan en los mismos términos.

Los distribuidores reciben el gas del transportista (pueden comprarlo o simplemente, transportarlo) y tienen a su cargo el abastecimiento de los consumidores hasta el medidor de consumo, dentro de una región determinada. Los distribuidores deben llevar a cabo sus funciones con instalaciones permanentes. Pueden contratar directamente con productores o comercializadores, pero no les está permitido el control de las firmas transportistas, ni ser productores o almacenadores. Tampoco podrán ser distribuidores los consumidores que contraten directamente con los productores14.

Se establecen las siguientes categorías de usuarios: a. Residencial R: medidores domésticos no comerciales, sin requerimiento de compra

mínima. b. General P (SG-P): todos los consumos no residenciales sin requerimiento mínimo de

compra. El cliente no tiene una cantidad contractual mínima, y no es atendido bajo un contrato de servicio de gas.

c. General G (SG-G): Servicio para uso no doméstico en donde el cliente ha celebrado un contrato de servicio de gas con una cantidad contractual mínima, la cual en ningún caso puede ser inferior a 1000 m3 durante un período mínimo de un año.

d. Grandes Usuarios: estos podrán contratar servicios de distribución firmes o interrumpibles:

13 Inicialmente, la determinación de la tarifa apuntó a reflejar los posibles costos de ampliación de la capacidad de transporte en el mediano plazo.


26

14 El nuevo marco tarifario eximió a las distribuidoras de la aplicación de regímenes tarifarios preferenciales, y en caso de que se decidiera preservar alguno de ellos, el estado deberá explicitar los mecanismos presupuestarios a través de los que el Tesoro resarcirá al distribuidor privado por los quebrantos ocasionados.

• ID: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una estación de GNC, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas que incluya una cantidad mínima anual de 3.000.000 m3 y un plazo contractual no menor a doce meses en todos los casos. El servicio prestado es interrumpible.

• FD: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una estación de GNC, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas que incluya una cantidad mínima diaria contractual de 10.000 m3 y un plazo contractual no menor a doce meses en todos los casos. El servicio prestado es firme.

• SDB: Servicio que se presta a un cliente que opera cañerías de gas que conectan el sistema de distribución de una distribuidora con un grupo de usuarios (excepción hecha para el SDB de la ciudad de Paraná, conectado directamente a al red troncal de gasoductos de TGN). Para operar como SDB definitivo debe mediar una autorización del regulador. El servicio es firme.

• GNC: Servicio que se prseta a una persona física o jurídica que expende gas natural comprimido para uso como combustible para automotores y cuenta con un medidor individual separado.

• FT: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una estación de GNC, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas que incluya una cantidad mínima diaria de 10.000 m3. Este servicio está disponible para cualquier cliente con conexión directa al sistema de transporte y se presta por contrato sobre una base firme.

• IT: Servicio para un cliente de una distribuidora con conexión directa al sistema de transporte. No debe utilizar el gas para usos domésticos, ni ser una estación de GNC, ni un subdistribuidor. Debe comprar una cantidad mínima contractual de 3.000.000 m3 por año, y un plazo contractual no menor a doce meses. Se presta sobre base interrumpible.

Las tarifas varían según tipo de usuarios y zonas del país, tanto en su forma de composición como en su valor. Las tarifas SG-G, FD y FT requieren el pago de cargo por reserva de capacidad además del cargo por m3 consumido. Las tarifas ID e IT no requieren el pago de cargo de reserva de capacidad; el usuario sólo paga por los m3 consumidos. En los casos de compra de gas por usuarios finales, la tarifa del distribuidor ya está incluida en el costo final mientras que la compra de gas por usuarios a distribuidores fuera de su zona se computa como un cargo separado (se trataría de grandes usuarios que pacten directamente con un distribuidor).

Como el precio del transporte se considera una parte de la tarifa que fija la distribuidora, un cambio en el precio de transporte se aplica a la tarifa antes abonada, corregido por el factor de carga, que se computa como el cociente entre el consumo promedio diario de la categoría en los últimos doce meses previos al ajuste, y el consumo pico diario de la categoría en cuestión, en el mismo período.

La contratación del servicio de transporte en firme implica, por parte de la distribuidora, el pago de un cargo por reserva de capacidad, que es estimada de acuerdo a los volúmenes máximos que se esperan transportar en el transcurso del año. El coeficiente entre la capacidad contratada y la efectivamente utilizada, es el coeficiente de utilización de la capacidad contratada en firme.

Tanto los transportistas como los distribuidores están obligados a permitir el acceso libre e indiscriminado de terceros a la capacidad de transporte y distribución de sus respectivos sistemas que no esté comprometida para abastecer la demanda contratada, en las condiciones convenidas por las partes. Ninguno podrá otorgar ni ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a sus instalaciones, excepto las que puedan fundarse en diferencias concretas. Los transportistas y distribuidores están obligados a responder toda solicitud de servicio dentro de los 30 días desde la solicitud.

Se legisla la figura de la comercialización, que prevé la aparición de brokers que intermedien en la compraventa del gas. Un comercializador es quien compra y vende gas natural por cuenta de terceros. Los propietarios de las comercializadoras no podrán ostentar el control de las compañías de transporte o de distribución.

A efectos de introducir mayor competencia en el segmento regulado (donde la demanda es cautiva), se permite que los grandes usuarios (más de 10.000 m3/día) puedan celebrar contratos


27

directamente con el productor y/o comercializador (by pass comercial, opción que implica el pago de un peaje al distribuidor correspondiente) o conectarse directamente a un trasnportista (by pass físico). Si lo hicieran con los primeros, no podrán controlar firmas transportistas o distribuidoras que sirvan a la región donde esté situado el consumidor15. Los consumidores que hagan uso del derecho de adquirir el gas directamente, y que utilicen instalaciones del distribuidor, deberán abonar la tarifa de distribución que corresponda, pudiendo, sin embargo, negociar un acuerdo entre las partes, en tanto el distribuidor no deje de recuperar sus costos; también se aplica que el costo atribuible a este servicio pueda ser recuperado mediante tarifas a otros consumidores. Si contratan directamente con el productor, podrán construir, a su exclusivo costo, sus propios ramales de alimentación.

Las cláusulas que determinan la separación de la industria, se refieren al control empresario. En caso que una empresa participe en varias actividades, sin llegar al control (que está prohibido), el ENARGAS debe autorizar la operación.

En materia tarifaria y tal como se dejó trascender en párrafos precedentes, las tarifas de

los segmentos de transporte y distribución están reguladas. De acuerdo con dicha regulación, el precio fijado a los usuarios finales (sin impuestos) se compone del precio del gas natural en boca de pozo (pactado libremente entre oferta y demanda), la tarifa de transporte y la tarifa de distribución.

Sistema de precios en el mercado gasífero

Upstream: mercado desregulado, libre interacción entre oferta y demanda Downstream (distribución y transporte): componente regulado. Consideraciones:

TARIFA al usuario final = Costo del gas + T + D Price Cap sobre T y D Cobertura: costos operativos, amortización de activos, retorno sobre el capital “justo y

razonable” Ajustes semestrales (por estacionalidad y PPI) y quinquenales (factores X y K)

El GLP está desregulado, no así el GNC. El mecanismo utilizado para regular las tarifas de los servicios mencionados corresponde a

una fórmula tipo “Price Cap” o de valores máximos: PPI (USA) - X + K, donde PPI es el índice de precios al productor de Estados Unidos, X representa una deducción porcentual dirigida a transferir a los usuarios parte de las mejoras de productividad y K es una adición porcentual destinada a incentivar las inversiones de las licenciatarias y a la recuperación de los costos asociados a la inversión16 17. En este sentido, las tarifas a usuario final sufren tres tipo de ajustes:

15 Es importante señalar que estas limitaciones se modificaron parcialmente a través

del Decreto N° 1738/92, que reglamenta la ley 24076, admitiendo en los hechos la posibilidad de que distribuidores o consumidores contraten directamente con productores aunque posean en conjunto más del 50% del capital o de los votos en la sociedad de inversión, controladora de una distribuidora o transportista, si no suministran o reciben en conjunto más del 20% del gas transportado o comprado computado mensualmente del transportista o distribuidor (controlado por la sociedad inversora).

Del mismo modo las restricciones no se aplican cuando la participación controladora se alcance mediante la suma de las participaciones de dos o más de las diferentes categorías de sujetos (por ejemplo: transportista más productor, o transportista más distribuidor, etc.).

16 Será de aplicación si el ente requiriese inversiones adicionales a las inicialmente previstas, y que no puedan ser recuperadas mediante tarifas vigentes. Como este factor conduce a la elevación de las tarifas por programas de inversión, se deberá probar que los mismos benefician a la mayoría de los usuarios del sistema de transporte y distribución.


28

17 La primera revisión tarifaria determinó un factor X para cada transportista y cada distribuidora. Para el factor K, se presentaron 123 proyectos de inversiones a considerar, 28 de ellos descalificados por el ente.

de carácter estacional: referidas a las variaciones del precio de referencia del gas en boca de pozo que el Ente Regulador reconoce como valor máximo que puede ser incorporado a las tarifas (pass through). Estos ajustes se realizan al comienzo del período invernal (mayo) y estival (octubre). Se trata pues de un mecanismo automático por el cual los distribuidores trasladan a precio final (usuario final) las variaciones que sufre el precio del gas natural en boca de pozo estipuladas en los contratos celebrados entre distribuidores y productores, previa autorización del ente de dichos contratos. por variaciones en el PPI, se realiza dos veces por año (enero y julio). Se encuentra suspendido

desde enero de 2000. de carácter quinquenal, ajustando las tarifas por productividad (factor X) e inversión (factor K)

Por las licencias, las tarifas son calculadas en dólares y convertidas en pesos al momento de

su aplicación. Las compañías podrían fijar tarifas menores al price cap, pero deberán siempre recuperar todos los costos. En ningún caso los costos atribuibles al servicio prestado por un consumidor podrán ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros consumidores. Se prohíbe efectuar subsidios cruzados entre usuarios.

La tarifa de transporte y distribustión que de estos ajustes resulte deberá alcanzar para cubrir los costos operativos, la amortización de activos y posibilitar una razonable rentabilidad (“justa y razonable” en los términos de la legislación vigente) a las empresas que operen con eficiencia, contemplando que dicha rentabilidad sea similar a la de otras actividades de riesgo comparable, y que guarde relación con el grado de eficiencia y prestación satisfactoria de los servicios.

Vale aclarar que el ENARGAS podrá limitar el traslado del costo de adquisición del gas al usuario final si determinara que los precios acordados exceden a los negociados por otros distribuidores en situación equivalente a juicio del ente. El decreto 1738/92 aclara que las variaciones del precio de adquisición del gas serán trasladadas a la tarifa final de modo que no se produzcan ni beneficios ni pérdidas para los transportistas ni el distribuidor (dos veces por año). El ente debe tomar en cuenta todas las características de las operaciones de las distribuidoras, no simplemente el criterio automático del menor costo. Si se revisan contratos, no obstante, no se deberá vulnerar la confidencialidad. En ausencia de mala fe, los precios libremente negociados entre partes independientes, serán considerados justos y razonables. El impugnante soportará la carga de la prueba del exceso injustificado. Aunque se impida el traslado, el contrato seguirá vigente.

En relación al upstream el Decreto N° 2731/93 (mencionado al inicio de esta Sección), al mismo tiempo que desreguló el precio en boca de pozo, clasificó a las transacciones celebradas en el segmento mayorista como operaciones cursadas en el mercado spot (o de corto plazo) y/o contratos de mediano y largo plazo (duración mayor a 6 meses), ámbito adonde acuden los productores y otras figuras habilitadas por la ley 24076. Esta norma permitía a las licenciatarias de distribución adquirir por el mercado spot hasta un 20% del volumen comprado en el mismo mes del año anterior, el cual podía elevarse hasta el 40% en función del desarrollo competitivo del mercado de gas natural. La idea subyacente era la conformación de un mercado transparente y con información en tiempo real que protegiera a consumidores y productores frente a variaciones significativas de los precios, al influenciar también sobre la formación de precios en el mercado de largo plazo.

Posteriormente se dictó el decreto N° 1020/95 por el cual se otorgan incentivos para que las compañías de distribución compren gas en el mercado spot a precios menores que los pactados en los contratos a más largo plazo. Vale aclarar que son estos últimos contratos los que las licenciatarias presentan al ENARGAS a fin de solicitar el pass-through o pase del costo del gas a las tarifas finales autorizadas. El incentivo se expresa como uno de premios y castigos de modo tal que: i) si las distribuidoras compran por


29

debajo del precio de referencia que fija el ENARGAS para cada cuenca al inicio del año, están autorizadas a retener hasta el 50% del diferencial de precios obtenido; ii) si compran por encima de dicho precio de referencia, entonces sólo se les permite trasladar a tarifa el 50% de la diferencia entre el precio testigo y el de compra. Vale comentar que los precios en el mercado spot pueden llegar a ser ente un 5 y un 15% inferiores a los de referencia (siendo obviamente más bajas las diferencias y los volúmenes en invierno que en verano), pero por una parte los volúmenes totales comercializados en dicho mercado siguen siendo relativamente bajos, y por otra los precios de referencia reflejan aún la estructura fuertemente concentrada de la oferta. El régimen es optativo, lo que implica es aceptado sólo por aquellos distribuidores que a priori estiman que obtendrán ventajas con este sistema.

Una de las características centrales del mercado mayorista del gas es que no es de pública transparencia como en el caso del mercado mayorista eléctrico. Sin embargo, se pueden establecer algunos principios acerca de cómo opera el mercado en la práctica. Por una parte, si bien los mecanismos para establecer los precios de referencia y de cuenca, al parecer no están totalmente explicitados, los precios de cuenca reflejarían el promedio ponderado (precios por cantidades anuales incluyendo los de los contratos de exportación/volumen total contratado), mientras que los de referencia serían un factor arbitrario (instrumento de política) aplicable a los precios de cuenca, con un factor que rondaría, en la práctica, entre un 95 a un 97% de este último.

Con respecto a los contratos de largo plazo, las condiciones aunque diversas, serían: • una duración máxima de 5 años y mínima de 2; • cláusulas del tipo take or pay18 aplicables a volúmenes de entre 70 y 90% del volumen máximo

contratado, con una contrapartida para los productores en cláusulas del tipo delivery or pay (despáchelo o páguelo).

• un ajuste de precios basado en una polinómica, que por lo general incluye en uno de sus factores el precio internacional del crudo y, en el resto, a otros derivados (con lo que rige el precio del crudo en última instancia aunque atenuado), y

• presentan precios mínimos y máximos (cuya confidencialidad es estricta) de modo tal que las fluctuaciones se den en una banda acotada contractualmente al menos para lo que dura un período tarifario completo sin revisión (5 años).

Como se puede apreciar entonces, el mercado spot juega un papel relativamente secundario

en la formación general de precios, sobre todo porque en dicha formación son preponderantes tres factores, a saber: • el grado de concentración de la oferta, total y por cuenca; • la decisión política del ENARGAS respecto a los niveles en que fijará los precios de referencia,

aunque generalmente pareciera ser que lo hace sobre la base del precio promedio de los contratos, y

• a más largo plazo, la evolución de la demanda de gas para exportación. En materia de inversiones, el ente regulador fijó durante el

primer quinquenio (93-97) la distinción entre obligatorias y no obligatorias: • Obligatorias (categoría I): inversiones relacionadas con la

seguridad pública y la integridad del sistema. Están contempladas en las tarifas que perciben las prestadoras.


30

18 Una forma contractual que obliga al comprador a tomar una cantidad de gas determinada sobre una base temporal, generalmente anual o plurianual.

• No obligatorias: incluye dos categorías: 1) categoría II: inversiones relacionadas con el crecimiento esperado de la demanda y, 2) categoría III: inversiones deseables para hacer eficiente la operación del sistema.

A partir del segundo quinquenio (98-02) las inversiones de tipo I fueron reemplazadas por un sistema de control de estándares de calidad en la prestación del servicio.

Cuando las tarifas autorizadas no proveen el ingreso suficiente, las distribuidoras pueden requerir el aporte de los (nuevos) usuarios. En caso de obras de terceros (cooperativas, unidades vecinales, etc) las distribuidoras deben realizar un aporte (generalmente en m3 de consumo) a cambio de la transferencia de la propiedad de las obras (redes).

Por último, el nuevo marco autoriza las importaciones de gas natural sin necesidad de

aprobación previa. Sin embargo, las exportaciones de gas natural deberán, en cada caso, ser autorizadas por el Poder Ejecutivo Nacional, dentro del plazo de noventa (90) días de recibida la solicitud, en la medida que no se afecte el abastecimiento interno. Posteriormente, la Secretaría de Energía y Minería dictó la Resolución Nº 131 del 9 de febrero de 2001 por la cual se establece un procedimiento de aprobación automática de solicitudes de exportación de gas natural en el supuesto que se verifiquen las condiciones técnicas especificadas en la misma. Las empresas solicitantes deberán acreditar la solicitud de compra externa (mediante presentación de un contrato o carta de intención) y la correspondiente certificación de reservas disponibles para la exportación que cubra el volumen total a exportar durante el plazo del contrato. Las condiciones que deben cumplirse son las siguientes:

a) El índice de reposición de las reservas de gas natural, debe ser mayor o igual a CERO

(0), calculado de la siguiente manera: IR = Rf- Ri Donde: IR = Indice de reposición de reservas de gas natural vigente al momento de presentación de

la autorización. Rf = reservas de gas natural totales del país al 31 de diciembre del último año anterior al de

la presentación, si la misma se realiza a partir del 1º de junio de cada año o del anteúltimo año anterior, si se realiza antes del 1º de junio de cada año.

Ri = reservas de gas natural totales del país al 31 de diciembre del sexto año anterior al de

la presentación, si la misma se realiza a partir del 1º de junio de cada año o del séptimo año anterior, si se realiza antes del 1º de junio de cada año.

b) La relación entre (i) las reservas de gas natural al 31 de diciembre del año inmediato

anterior a la fecha en que se presenten las solicitudes de autorización de exportación y (ii) la producción total de gas natural del país, excluyendo los volúmenes reinyectados en formación, del año inmediato anterior a la fecha en que se presente la solicitud de autorización de exportación, sea igual o mayor a DOCE (12), calculado conforme a las siguientes definiciones:

Para el cómputo de las reservas de gas natural totales se sumarán el CIEN POR CIENTO

(100%) de las reservas comprobadas y el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de las reservas probables, conforme surge de los valores declarados a la SECRETARIA DE ENERGIA Y MINERIA en cumplimiento de la Resolución ex SE Nº 482 de fecha 2 de octubre de 1998, o por las


31

informadas por las empresas operadoras en cumplimiento de la Resolución ex SE Nº 319 de fecha 21 de octubre de 1993 con anterioridad al dictado de aquélla.


32

ESTRUCTURA DE LA OFERTA DEL MERCADO DE GAS NATURAL ARGENTINO

CONSIDERACIONES GENERALES Hasta la sanción de la Ley N° 24.076 (privatización de Gas del Estado y la que definió el

marco regulatorio del sector) YPF S.E. concentraba toda la disponibilidad nacional de gas natural, ya sea a través de su producción directa o la realizada por medio de contratistas nacionales (hacia junio de 1992 la participación del sector privado era del 3% del total: Bridas, Astra, Perez Companc, Pluspetrol, Total, Deminex, Tecpetrol, Coastal, y otras menores). Por su parte, la empresa de Gas del Estado tenía a su cargo el transporte, tratamiento y distribución de gas natural en todo el país. A partir de entonces, en Argentina la actividad gasífera está compuesta por 42 empresas privadas que operan actualmente en las tres unidades de negocio que componen el sector bajo estudio (productores, transportistas y distribuidores), siendo las productoras las que mayor peso específico tienen en número y generación de empleo. A estos números hay qua agregarle otros 3.000 empleos correspondientes al área de logística y distribución.

N° EMPRESAS FACTURACION EMPLEOMill. $

PRODUCCION 31 2.210,2 23.000TRANSPORTE 2 794,7**DISTRIBUCION 9 2.965,0 8.000*TOTAL 42 5.969,9 31.500* entre transportistas y distribuidoras, incluye personal contratado** incluye ingresos por transporte y procesamiento de gases.Fuente: elaboración en base a Enargas, Secretaria de Energía, empresas y revistas especializadasLos datos son a dic 2001, excepto empleo en Producción que corresp. a 2000.

VALOR AGREGADO DEL SECTOR GAS NATURAL

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

Petroleo & Gas Transportadoras Distribuidoras

VA

B/V

BP

Fuente: CNE94 y SPE

EL SECTOR ES MUY POCO TRABAJO INTENSIVO

5%

10%

15%

20%

25%

1994 1995 1996 1997

Retri

buci

ón L

/ V

AB

Fuente: SPENota: los datos se refieren a la etapa extractiva

MINAS Y CANTERAS: VAB GE COMO % VAB DEL SECTOR

68%

70%

72%

74%

76%

78%

80%

82%

84%

86%

1993 1994 1995 1996 1997 1998

Fuente: ENGE 2000 y SPE

MINAS Y CANTERAS ENGE 2000: VBP POR ORIGEN DEL CAPITAL

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Par

ticip

ació

n en

VB

P M

yC

de origen nacional* de origen extranjero

Fuente: ENGE 2000 y SPE


33

El sector primario o extractivo está compuesto por 31 empresas que usualmente comparten la tarea de prospección y explotación de gas natural con la de petróleo (la mayor parte de los pozos son petrolíferos y gasíferos al mismo tiempo, por lo que generalmente las decisiones de producción y exploración de las firmas por uno u otro combustible están ineludiblemente encadenadas; de allí que la mayor parte de las estadísticas correspondientes a la etapa extractiva del negocio del gas natural se presentan en forma asociada a las de extracción y producción del petróleo, no así en cambio las referidas a las etapas más industrializadas). Se apropian de poco menos del 40% del ingreso del negocio gasífero. Los yacimientos se localizan en tres cuencas principales (Neuquina, Austral y NorOeste), que cuentan con el 93.7% de las reservas comprobadas, y dos marginales (Golfo San Jorge y Cuyana). La eventual entrada de nuevos competidores encuentra importantes barreras a partir de la cuantiosa inversión inicial requerida, así como de la complejidad del proceso tecnológico y de la utilización de activos especializados. El mercado productor opera con características propias de un oligopolio, con un actor dominante (Repsol YPF) y donde la mayoría de las transacciones (entre productores y demandantes) se perfecciona a través de contratos cuyos términos y condiciones poco trascienden en el mercado, mientras que muy poco se canaliza a través del mercado spot o mayorista (solo un 4/5% del total). Este punto se verá con mayor profundidad en el próxima sección.

Por su parte, el segmento regulado está compuesto por dos empresas transportistas (TGS y TGN), que conducen el fluido desde el yacimiento hasta los centros urbanos percibiendo un "peaje" por sus servicios, y los distribuidores (9 firmas repartidas por áreas geográficas) que son quienes se encargan de hacer llegar el combustible hasta el consumidor final (ya sea familiar, industrial o centrales eléctricas).

FACTURACION, ACTIVOS Y DATOS DE PRODUCTIVIDAD DE LAS LICENCIATARIASAÑO 2001. MILLONES $

FACTURACION ACTIVOS EMPLEADOS* FACT. POREMPLEADO (mil$)

Transporte 794,7 3.552,1 1.200 662,3TGS 541,7 2.262,2 650 833,4TGN 253,0 1.289,9 550 460,0

Distribución 2.170,3 3.902,0 4.303 504,4Metrogas 657,7 1.087,5 1.033 636,7Gasban 415,9 692,4 676 615,2Cuyana 163,0 217,7 323 504,6Centro 87,5 208,9 336 260,4Litoral 159,4 269,5 302 527,8Gasnor 139,5 307,5 252 553,6Gasnea 322,3 610,0 70 4.604,3Pampeana 216,5 425,5 905 239,2Sur 8,5 83,0 406 20,9

TOTAL LICENC. 2.965,0 7.454,1 5.503 538,8* Incluye solo personal de planta permanenteFuente: Enargas y empresas

En general se trata de empresas de gran envergadura (mientras que la cadena gasífera en su

conjunto representa alrededor del 2.3% del PBI argentino, aunque la evolución durante la última década permiten suponer que esta cifra es cercana al 3%), estructura que está intimamente ligada al elevado uso del factor capital en la actividad (en el gráfico adjunto se observa no sólo el alto valor agregado de la cadena gasífera –mayor en las dos primeras fases que en la etapa distributiva- sino


34

además la baja incidencia del factor trabajo en el valor agregado bruto19). De todo modos, esta fisonomía no es exclusiva de la etapa post regulación (dado que la mayor parte de la actividad se concentraba en la empresa estatal) pero lo que sí se observa a lo largo de la misma es una creciente participación en el giro del negocio de las firmas de capital extranjero en detrimento de las firmas nacionales, factor que se asocia no sólo a una cuestión de estrategia energética de las empresas multinacionales por posicionarse en la región20 sino además porque son quienes tienen la tecnología y el capital necesario para desarrollarla. Por todos estos motivos no fue casual entonces la masiva incorporación de empresas multinacionales al proceso de reestructuración del sector, desde la misma privatización de las empresas estatales y durante toda la década del ’90, la cual se caracterizó por una cantidad importante de operaciones (fusiones y adquisiciones y nuevas inversiones) en los tres segmentos de la cadena. Particularmente, los años 1998 y principios de 1999, caracterizados por la retracción del valor del crudo, dieron lugar a una profundización de las fusiones tendientes a mejorar el posicionamiento de cada vez menos competidores internacionales, con efectos diversos en el mercado local. Localmente, la estrategia de las firmas, en términos de decisiones de inversión y desinversión, apuntó a la concentración física en ciertas cuencas, logró con ello una disminución de los costos y el aprovechamiento de la curva de aprendizaje. La IED durante toda la década del ’90 alcanzó los u$s 37.000 M, con predominancia de capitales españoles (u$s 20.506 M) y estadounidenses (u$s 10.252 M).

ORIGEN DE LA IED EN EL SECTOR DE HIDROCARBUROS

FRANCIA

CHILE

ITALIA

UK

CANADA

EEUU

ESPAÑA

BASE: u$s 37,000 MFuente: CEP

IED EN EL SECTOR HIDROCARBURIFERO ARGENTINO (1990-2000). Millones de u$sFormación de

CapitalAdquisiciones y

Fusiones TOTAL

Petróleo y gas 5.874 21.369 27.243Derivados de petróleo y gas 3.332 521 3.853Oleoductos, gasoductos y poliductos 1.141 39 1.180Provisión de gas 1.907 2.820 4.727TOTAL 12.254 24.749 37.003Fuente: CEP

En el segmento regulado, las inversiones realizadas por las licenciatarias durante el

quinquenio 1993-1997 fueron categorizadas oportunamente en Obligatorias y No Obligatorias. Las primeras se denominaron así por su importancia y por estar contempladas en las tarifas que perciben las prestadoras, y correspondieron a aquellas inversiones relacionadas con la seguridad pública y la 19 Las estadísticas en rigor corresponden al VAB del sector Minas y Canteras que incluye la actividad minera además de la explotación petrolífera y gasífera, pero dado que la representatividad de aquella dentro del bloque es de apenas un 6%, bien puede considerarse entonces como válido las variaciones del agregado como propias del sector P & G.


35

20 Más allá del atractivo marco que ofrecía el negocio, Argentina ostenta una ventaja comparativa que es su abundante posición de reservas en la región.

integridad del sistema. En tanto que las segundas estaban relacionadas con el crecimiento esperado de la demanda, o bien eran inversiones deseables para hacer más eficiente la operación del sistema (en cualquier caso, no eran de ejecución obligatoria). A partir del segundo quinquenio desde la privatización -esto es, el período 1998/2002- las inversiones obligatorias fueron reemplazadas por un sistema de control de estándares de calidad en la prestación del servicio.

Desde el año 1992 al 2001 las inversiones acumuladas por las nueve distribuidoras totalizaron $1.929 M (se observa asimismo una concentración importante en dos compañías, Metrogas y Ban, que representan la mitad de dicho monto). Por su parte, las transportistas han realizado inversiones por $ 2.190 M, fundamentalmente para potenciar la capacidad de transporte disponible en sus respectivos sistemas. En total, las licenciatarias de gas han invertido $ 4.119 M en los últimos 9 años, adicionales a los u$s 3.218 M invertidos en la compra de activos, totalizando entonces u$s 7.340 M a lo largo del período, de los cuales 2/3 partes fueron financiadas con capital propio de las empresas.

INVERSIONES REALIZADAS POR LAS LICENCITARIAS DE GAS (1). Mil millones de pesos

1993 1997 1998 1999 2000 2001 Acumulado1993-2001

TGS 45,1 178,4 183,5 147,1 61,1 191,1 1.176,5TGN 17,1 168,7 187,8 137,0 154,6 36,9 1.013,4Subtotal Transportistas 62,2 347,1 371,3 284,1 215,7 228,0 2.189,9

Metrogas 24,3 50,1 55,9 44,4 45,1 62,5 524,3BAN 64,2 29,3 31,6 28,6 26,5 21,7 443,1Camuzzi Pampeana 34,4 31,0 26,2 36,9 35,1 22,5 342,8Camuzzi Sur 19,3 11,1 24,8 20,8 20,4 21,6 187,7Centro 6,6 5,1 28,4 16,4 7,6 4,3 86,2Cuyana 8,3 26,0 16,1 12,3 7,9 7,4 112,6Litoral 9,0 16,1 16,2 21,0 8,7 10,9 124,4Gasnor 9,8 11,1 17,4 11,9 12,0 10,4 100,0Gasnea - - 0,5 2,5 1,2 4,0 8,2Subtotal Distribuidoras 175,9 179,8 217,1 194,8 164,5 165,3 1.929,3

Total Licencitarias 238,1 526,9 588,4 478,9 380,2 393,3 4.119,2(1) Se consideraron las altas de cada ejercicio que surgen del Anexo A (Bienes de Uso) de los Estados Contables de las Licencia

FINANCIAMIENTO DE LAS INVERSIONES DE LAS LICENCIATARIAS

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

TGSTGN

METROGAS

LITORALBAN

GASNOR

CENTRO

CUYANA

CAM SUR

CAM PAMPEANA

Millo

nes

de u

$s

Deuda Financiera Capital propio

Fuente: ENARGAS


36

TITULARIDAD DEL CAPITAL

Como puede observarse en el cuadro adjunto y tal como se mencionara en párrafos precedentes, el sector tiene una alta participación de capitales extranjeros (en cualquiera de las cías dicha participación no baja del 50%). Más adelante se expondrán las estrategias que los distintos actores del negocio gasífero han adoptado en el marco de integración vertical de la cadena energética a modo de monetizar las reservas del recurso, aunque a simple vista puede observarse el interés de las empresas de posicionarse tanto en el upstream como en el downstream del gas.

LICENCIATARIA ACCIONISTAS

TGS Compañía de Inversiones de Energía (CIESA) 55,30 Pecom Energía SA 25,00 Pecom Hispano Argentina SA 25,00 Enron Argentina CIESA Holding SA 16,67 Enron Pipeline CO Arg. SA 33,33Pecom Hispano Argentina SA 1,67Pecom Energía SA 3,31Enron de Inversiones de Energía SCA 10,00Oferta Pública 29,73

TGN GasInvest SA 70,44 Tecgas NV 27,24 TotalFinaElf Gas Transmission Argentina SA 20,61 TotalFinaElf SA 6,63 Transcogas Inversora SA 22,28 CGC SA 4,96 Petronás Argentina SA 18,29CMS Gas Argentina Company 29,42Transcogas Inversora SA 0,03CGC SA 0,01TotalFinaElf Gas Transmission Argentina SA 0,03TotalFinaElf SA 0,01Petronás Argentina SA 0,03Tecgas NV 0,04

Metrogas Gas Argentino SA 70,00 British Gas International BV 54,67 YPF SA 45,33Oferta Pública 20,00Programa de Propiedad Participada 10,00

Gas Natural Ban Invergas SA 51,00 Gas Natural International SOG SA 51,00 LGE Power Argentina III LLC 28,00 Manra SA 21,00Gas Natural SDG Argentina SA 19,00AFJPs 27,36Otros 2,62

Litoral Gas TIBSA Inversora SA 90,00 Tractebel SA 70,00 Tecgas NV 30,00Programa de Propiedad Participada 10,00

Gasnor Gascart SA 1000,00 José Cartellone Construcciones Civiles SA 50,00 GASCO SA 50,00

PARTICIPACION %


37

Distribuidora de Gas del Inversora de Gas del Centro SA 51,00Centro LGBE International Inc 75,00

Societa Italiana per il gas per Azioni 25,00LGBE International Inc 31,30Societa Italiana per il gas per Azioni 7,60Programa de Propiedad Participada 10,00

Distribuidora de Gas Inversora de Gas Cuyana SA 51,00Cuyana LGE Power Argentina III LLC 23,93

Societa Italiana per il gas per Azioni 76,07LGE Power Argentina III LLC 6,84Societa Italiana per il gas per Azioni 2,16Oferta Pública 30,00Programa de Propiedad Participada 10,00

Camuzzi Gas del Sur Sodigas Sur SA 80,00 Camuzzi Argentina SA 56,91 Sempra Energy (Depmark-1) ApS 43,09Programa de Propiedad Participada 10,00

Camuzzi Gas PampeanaSodigas Pampeana SA 86,09 Camuzzi Argentina SA 56,91 Sempra Energy (Depmark-1) ApS 43,09AFJPs 13,65Otros 0,26

Gas Nea Gas del Sur SA 41,00Gaseba SA 15,00Servicios del Centro SA 12,00Pan American Energy Holdings Ltd 12,00Provincia de Entre Rios 20,00

Composición accionaria al 31/12/01Fuente: ENARGAS

A continuación se detallan los principales cambios operados en la estructura accionaria de las licenciatarias de gas durante el 2001:

TGS: en la Licenciataria, el 44.7% en Oferta Pública se redujo al 29.7%.. La diferencia pasó a

Pecom Hispano Argentina S.A. (1.7%), a Pecom Energía S.A. (3.3%) y a Enron de Inversiones de Energía S.C.A. Por su parte, en la Sociedad Inversora, las acciones de Pérez Companc S.A. (25%) y de Pérez Companc Int. (25%) pasaron a Pecom Energía S.A. y Pecom Hispano Argentina S.A. respectivamente. TGN: las participaciones de Nova Gas Internacional S.A. y Nova GasAndes Gas Transmission

(Argentina) Ltd. pasaron a ser propiedad (a nivel Licenciataria e Inversora) de TotalFinaElf Gas Transmission Argentina S.A. y TotalFinaElf S.A. respectivamente. Metrogas: en la Sociedad Inversora, los porcentajes de Astra CAPSA (26.7%) y Argentina

Private Development Company (18.6%) pasaron a YPF S.A. (45.3%). Gas Natural BAN: en la Licenciataria, del 30% en Oferta Pública 27.4% pasó a ser propiedad

de diversas Administradoras de Fondos de Jubilación y Pensión (AFJP). Camuzzi Gas del Sur y Pampeana: en la Sociedad Inversora, las participaciones de CNG

Cayman Three Limited (21.55%) y Sempra Energy International Chile Holdings I.B.V (21.54%) pasaron a Sempra Energy (Denmark-1) ApS (43.09%). Gasnea: la participación de Gas del Sur S.A. pasó de 44% al 41%, y la de Gaseba S.A. del 12%

al 15%. Por su parte, en Litoral Gas, Gasnor, Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana no se produjeron cambios en la composición del capital accionario.


38

Durante el corriente año no se han detectado cambios de importancia en el segmento. Sí en cambio se destaca en el upstream la venta del 58.6% del capital accionario de Pérez Companc S.A. a manos de Petrobrás por u$s 1.120 M, operación que le permitió a la empresa brasileña tomar el control de la cía. local. Adicionalmente Petrobrás adquirió Petrolera Santa Fe en u$s 90M, con lo cual termina posicionándose como uno de los grandes productores de la cuenca nequina. Y de esta forma continúa avanzando estratégicamente en el posicionamiento de la cadena de integración energética en el país: en el 2001 hizo un canje de activos con YPF por el cual se quedó con 700 estaciones de servicio de EG3 (refino) y una refinería en B. Blanca (petroquímica) y ahora tomó el control de PC y PSF, con lo cual se hace fuerte en el upstream (gas y petróleo) y transporte de gas (TGS) y electricidad (Transener).

BARRERAS DE INGRESO AL MERCADO

Requisitos de capital Este requisito es el de mayor incidencia para cualquiera de las tres etapas, porque se

trata de negocios capital intensivos. De los 3 segmentos, el de mayor riesgo es la producción por las importantes inversiones de riesgo minero y los tiempos de desarrollo de los yacimientos.

Con respecto a esto último, diversas son las técnicas aplicadas para el estudio del suelo: imágenes satelitales, detección por radar de manaderos de hidrocarburos en el mar, sísmica de reflexión (en 2 o 3 dimensiones, más moderna esta última pero su costo por km es tres o cuatro veces superior al de la tecnología lineal), aeromagnetometría, gravimetría (estas dos nunca podrán reemplazar la información sísmica pero constituyen una ayuda efectiva para una racional programación de los trabajos de prospección sísmica. Su costo, cubriendo una superficie de 5.000 km2, está en el rango de los u$s 200.000 / u$s 300.000 mientras que el costo de prospección sísmica de 3D cubriendo sólo 250 km2 puede llegar a diez veces dicho monto) y geoquímica de superficie.

Diversos elementos o factores condicionan la actividad de perforación (en cuanto a la tecnología y procedimientos a aplicar): ubicación del yacimiento (tierra o agua), profundidad, carácterísticas del suelo e información de pozos vecinos, geometría del pozo (perforación vertical o desviada), logística (distancia a fuentes de agua, a provisión de combustibles y a poblaciones), medidas de seguridad, cuidado y conservación del medio ambiente. Particularmente, la perforación of shore es mucho más costosa que la realizada en tierra (si bien el sistema de perforación es similar a este último) dada su ubicación en el lugar, el tipo de instalaciones, el uso de herramientas especiales y una logística mucho más compleja. El alquiler de un equipo para un equipo de perforación profunda en tierra, de 5.000 km a 6.500 km, puede llegar a u$s 15.000/día, mientras que un equipo para perforación of shore a similar profundidad pero en aguas de 350 m de profundidad llega a u$s 70.000/día, sin incluir el costo del apoyo logístico (helicópteros, buzos, barcos/remolcadores/almacenaje, etc) que se embarca por períodos de 15 a 30 días. Inclusive, las plataformas que operan a mayor profundidad el alquiler puede llegar a u$s 150.000/día y en los buques de perforación a u$s 250.000/día.


39

COSTO DE DESARROLLO DE UN POZO EN ARGENTINA. VALORES PRE-DEVALUACION

COSTOCuenca Profundidad Tiempo estimado Costo aprox. Costo aprox. diario total TOTAL DE

promedio de operación por metro * total* (u$s) (u$s) (u$s) DESARR. (u$s)(mts) (días) (u$s/día) (A) (B) (A) + (B)

Austral (on shore) 3.000 30 160 14.400.000 5.000 25.000 14.430.000(Tierra del Fuego) 3.300 15.840.000 7.000 35.000 15.870.000Cuyana Norte 3.000 25 200 15.000.000 4.000 20.000 15.020.000(Mendoza) Sur 1.800 15 5.400.000 5.420.000Nequina 3.200 25/30 200 16.000.000 4.000 20.000 16.020.000(Neuquén-Mendoza) (Loma de la Lata) 19.200.000 19.220.000Noroeste 3.000 30 250 22.500.000 8.000 40.000 22.545.000(Salta-Jujuy) 5.000 37.500.000 10.000 50.000 37.545.000San Jorge Chubut 2.000 10/15 160 3.200.000 4.000 20.000 3.227.500(Chubut-Santa Cruz) Sta. Cruz 2.800 6.720.000 7.000 35.000 6.747.500

(*) Estos valores cubren: el alquiler del equipo de perforación, demás materiales y servios utilizados sólo en la perforación del pozo.(**) Terminaciones de pozos normales)Fuente: IAPG

COSTO DE PERFORACION COSTO DE TERMINACION**

La extracción artificial de los fluídos del pozo (utilizada cuando la energía/presión natural del propio pozo deja de ser suficiente) es la etapa más costosa de la explotación del yacimiento. En enero’99 sólo el 2.8% de los pozos en extracción efectiva fueron surgentes (método de expulsión natural del fluído) y el resto movilizados por métodos artificiales:

u. SISTEMA v. w. %

x. Bombeo mecánico y. 11.295

z. 80.8

aa. Bombeo hidráulico bb. 204 cc. 1.5

dd. Bombeo electrosumergible ee. 941 ff. 6.7

gg. Gas Lift hh. 259 ii. 1.8

jj. Bombeo por cavidades progresivas

kk. 673 ll. 4.8

mm. Plunger Lift nn. 225 oo. 1.6

Por otro lado, es común aplicar algunos medios para mejorar los valores de recuperación

(por ejemplo, la inyección de agua o gas en determinados pozos) con el objetivo de desplazar volúmenes adicionales de fluido hacia el resto de los pozos del yacimiento que conservan el carácter de “pozos productores”. Este proceso se denomina “recuperación secundaria”. La recuperación terciaria o mejorada, por la cual se inyecta anhídrido carbónico, solventes, polímeros o vapor, se realiza en la medida que resulte económicamente factible ya que es un método que demanda altas inversiones.

Economías de escala En principio, se trata de un mercado donde hay economías de escala, de integración vertical y

de integración horizontal, motivo por el cual, para generar competencia en algunos segmentos del mercado se apeló a desintegrar el mercado vertical y horizontalmente por vía de la regulación. Ello también se produce con otras cadenas energéticas y ello explica la tendencia a la integración vertical de los holdings. Estas economía de escala se generan por los elevados costos hundidos de la actividad, derivados de los altos requisitos de inversión en infraestructura fija. Por ello es que las empresas, hasta donde permite la regulación tienden a integrarse para aprovechar la estructura fija del negocio. Un


40

ejemplo de este tipo de aprovechamiento son Sodigas Pampeana y Sur (grupo Camuzzi) e Inversora de Gas del Centro y Cuyana (Louisiana Gas & Energy), que operan áreas geográficamente unidas.

Curva de experiencia

Este requisito es relevante en las tres etapas, ya que la experiencia en este sector es tan

especializada que constituye un activo. La exploración de pozos nuevos requiere de una curva de experiencia que evite o minimice el encontrar pozos sin potencial comercial. Para el caso de transporte y distribución, la curva de experiencia será determinante para la mejora en los márgenes de un sector con precios controlados.

Acceso a los canales de distribución

En la producción o upstream el acceso a los canales (al gasoducto), desde un punto de vista

físico, no es una barrera si el gasoducto existe y se posee capacidad adicional, y es una barrera alta si en el lugar de descubrimiento no existe un ducto para canalizar el gas o si se requiere solventar dicha inversión. Para la venta de contratos de término, los productores pueden acercarse directamente a los grandes usuarios para ofrecer la venta en forma directa.

En el caso de las distribuidoras, el canal está definido originalmente por la misma concesión, en la que existe una proporción de mercado cautivo y otra en la cual se suscita una competencia potencial con los productores y comercializadores. En este sentido, el acceso al canal constituye una barrera de importancia media en la distribución.

Por otro lado, en el mercado del gas natural si bien los costos fijos de salida pueden ser elevados y algunos activos difíciles de liquidar, estos factores no inciden en la decisión del inversor. Las interrelaciones estratégicas, por su parte, pueden ser relevantes. En el caso de la producción, existe interés en desarrollar mercados si ello permite colocar mayor capacidad y las firmas producen petróleo y/o otros energéticos, además de gas natural. También se observa que hay casos de grupos empresarios con participación en esta actividad en más de una etapa y a su vez en la comercialización de insumos para la operación, como es el caso del grupo Techint. PROVEEDORES

El principal insumo en el sector lo constituye el nivel de tecnología que es requerido para el

procesamiento del gas en todas las etapas. En las distintas fases de la producción de gas (y de petróleo), ninguna empresa local posee tecnología exclusiva propia, por lo que la exploración y explotación de hidrocarburos se realiza con equipo importado. El poder negociador de los proveedores en esta etapa es bajo, a pesar de ser pocos los que poseen este know-how, fundamentalmente debido a que en los últimos años se ha verificado una fuerte concentración, tanto de la oferta como de la demanda, y una sobreoferta de tecnologías para los distintos segmentos. De todos modos, cierto tipo de materiales utilizados en la etapa productora son en gran parte de origen nacional (caños, bombas, varillas, trépanos, etc), insumos que inclusive se exportan.

Los proveedores de mantenimiento de maquinarias y equipos tienden a desarrollarse internamente en cada empresa productora, tercerizándose sólo una pequeña parte. También en este caso el poder negociador es bajo.

El mercado proveedor no presenta relevancia para aquellos insumos varios tales como combustibles utilizados en las plantas, lubricantes, y material destinado a mantener constantemente las instalaciones.


41

PODER NEGOCIADOR DE LOS PROVEEDORES

GAS NATURAL RUBRO PRODUCCION TRANSPORTE DISTRIBUCION

Tecnología 1 1 2 Mantenimiento caños 2 2 2 Insumo caño 4 5 5 Gas 4 Transporte 1 Insumos varios 1 1 1

Referencia: 5- Alta, 4- Media/Alta, 3- Media, 2- Media/Baja, 1- Baja Para el caso de las transportadoras, el insumo más importante son los tubos utilizados para el

tendido de los gasoductos. El grupo Techint, a través de distintas empresas del grupo, está especializado en la producción de tubos, tratándose de una firma de envergadura con una sólida posición internacionalmente. Cabe mencionar que también abastecen de plantas para el tratamiento de gases (elaboración de gas licuado, etc.). El poder de negociación del proveedor de este insumo es alto, en comparación con el resto de insumos requeridos por una transportadora.

El mantenimiento de los gasoductos se convierte en el tema de mayor relevancia para los costos de estas empresas. Por ello, han desarrollado un sistema de mantenimiento propio que reduce la necesidad de contratar esto fuera del ámbito de su empresa. El poder de negociación de las empresas proveedoras de este servicio es bajo, sobre todo si se tiene en cuenta que sólo existen en el mercado 2 empresas transportadoras.

Para las empresas dedicadas a la distribución de gas natural, el fluido en sí se convierte en el principal insumo y en esto el poder de negociación que tienen es reducido con relación a los productores del gas, por un lado porque la producción, como fuera mencionado anteriormente, presenta una estructura oligopólica con un actor que define el nivel de precios. De manera similar al caso de las transportistas y por referirse también a una red, las empresas distribuidoras han desarrollado un sistema de mantenimiento propio, debido a la incidencia de este costo. Por lo tanto, el poder de negociación de las empresas proveedoras de este servicio es bajo. INTEGRACION VERTICAL Y ESTRATEGIAS EN LA INDUSTRIA

GRUPOS ESTRATEGICOS

ALTAMENTE INTEGRADAS

PARCIALMENTE INTEGRADAS

FOCALIZADAS

REPSOL - YPF PANAMERICAN PETROBRAS

TOTAL TECHINT ENRON CAMUZZI PLUSPETROL CAPEX CMS CGC SHELL

CHEVRON BRITISH GAS GASCO SOC. ITALIANA GAZ DE FRANCE LG&E SANTA FE

VINTAGE TRACTEBEL SEMPRA AMARILLA GAS CAÑUELAS GAS CHIVILCOY GAS QUINTANA

Los grupos estratégicos están definidos, principalmente por el grado de integración vertical

en el negocio energético en sentido amplio en el mercado local, es decir considerando las actividades petroleras, gasíferas, eléctricas y petroquímica y el alcance geográfico (diversificación)


42

de la actividad. Estos factores están en gran parte vinculados con la envergadura de los holding analizados

Las empresas altamente integradas normalmente tuvieron una participación inicial muy importante en el upstream (exploración y producción) de petróleo y gas, y con el cambio estructural del mercado energético a partir de fines de la década del ’80 y comienzos del 90, en el marco del negocio hidrocarburífero, apostaron a maximizar la rentabilidad global de sus explotaciones y agregar valor al gas natural a través de la integración vertical, o por medio del desarrollo de la demanda. De esta manera incursionaron en la actividad de generación eléctrica cuando el insumo base del equipamiento es gas natural, promovieron mercados en los países limítrofes para la exportación participando de consorcios donde su rol es el abastecimiento de la materia prima, desarrollaron a través de empresas del mismo holding o promovieron en terceros el desarrollo de la petroquímica y finalmente, en el negocio del gas licuado participan en la medida en que las cuencas en las que se localizan tengan suficiente riqueza para realizar la separación de gases y tengan acceso al transporte.

En este último negocio, la tendencia de las líderes ha sido la integración hacia adelante, ya que se habían detectado márgenes importantes en el canal y en muchos casos las mismas petroleras contaban con puntos de venta propios adecuados para complementar a los existentes en las distribuidoras que operaban. La incursión en el fraccionamiento y distribución se realizó, fundamentalmente, a través de la compra de empresas líderes en marcha.

Entre las empresas que integran este grupo se destacan Repsol-YPF, Panamerican Energy y Petrobrás (a partir de la reciente adqusición de Pérez Companc y Petrolera Santa Fe) entre las empresas de mayor envergadura. La envergadura de Repsol-YPF en el mercado local, con relación al resto de las competidoras, hace relevante su diferenciación del resto de las firmas.

Las empresas parcialmente integradas verticalmente en el negocio energético en forma amplia refiere a firmas que tienen un grado de integración menor que las empresas mencionadas en el caso anterior. Aquí se encuentran grupos que, como Techint participan en el upstream de petróleo y gas, transporte y distribución de GN y además es un relevante proveedor de tubos y plantas de separación de gases, entre otros insumos para el mercado; TotalFinaElf, que se concentra en el upstream además del transporte de GN (local y de exportación) y la comercialización de derivados (específicamente GLP y lubricantes); Camuzzi, en la distribución de gn, producción de GLP y toda la cadena de electricidad (generación, transporte y distribución); Pluspetrol, que actúa en el upstream y con parte del gas producido, alimenta una central termoeléctrica y en 1998 absorbió una porción del negocio de gas licuado de Repsol; Capex, en la producción de gn y glp y la generación de energía eléctrica; CGC, en transporte de gas (local y de exportación) y downstream del petróleo; CMS, actuando en el transporte, distribución de gas y/o generación termoeléctrica, en tanto Enron se caracteriza por ser un comercializador y por desarrollar negocios de gas y electricidad, si bien también participa de concesiones de gas; Shell, a su tradicional enfoque en el upstream y refinería de petróleo se suman sus últimas incursiones en exploración de gas (aún sin resultados a la vista).

El objetivo de estos grupos es aprovechar algunos beneficios de la integración vertical en más de una cadena energética.

Entre las empresas focalizadas o concentradas en algún segmento del mercado, cabe mencionar a las petroleras que explotan gas natural y glp, como es el caso de Chevron, Petrolera Santa Fe (adquirida por Petrobrás), Quintana o Vintage. Luego hay grupos posicionados exclusivamente en la distribución de gas como Louisiana G. & Electric, British Gas, Tractebel, Sempra, Sociedad Italiana y Gasco. Por otra parte, cabe mencionar a firmas que operan exclusivamente en el negocio de gas licuado como son Amarilla Gas, Cañuelas Gas y Chivilcoy Gas. El grupo Socma (a través de Sideco) participa en la generación y distribución eléctrica.

Estas firmas son especialistas en algún negocio en particular, en la mayor parte de los casos mencionados; en su mayoría se trata de empresas de origen extranjero cuya inversión en Argentina es una forma de diversificación geográfica de la actividad.


43

En el último lustro la tendencia, en un marco de importantes fusiones internacionales, ha sido la venta de las empresas locales a inversores internacionales. Las empresas nacionales se ven motivadas a vender o fusionarse porque el negocio energético tiende a ser un mercado para empresas de envergadura, respaldo técnico y financiero, fundamental en un sector en el cual las inversiones maduran lentamente.

INTEGRACION VERTICAL DE LOS PRINCIPALES GRUPOS/ EMPRESAS - PARTICIPACION EN LOS ESLABONES DE LA CADENA -

Empresa

Expl

otac

ión

GN

Ref

inac

ión

Com

erci

aliz

. M

inor

ista

Tran

spor

te G

N

Dis

trib

ució

n G

N

Prod

ucci

ón

GLP

Dis

trib

ució

n G

LP /

GN

C

YPF • • • • • • Total • • • • • • Pérez Companc (Petrobrás)

• • • •

Pluspetrol • • • Panamerican • • • • Tecpetrol/Techint • • • • Capsa/Capex • • TGS • • • TGN • Gas BAN • • Metrogas • • Camuzzi Pamp • • • Camuzzi Sur • • Litoral • • Gas Centro • • Gas Cuyana • • Gasnor • • Refinor • • Shell • • • • EG3 • • • • Esso • • • •

Como se desprende de lo expuesto en el cuadro, la estrategia de los holdings apunta a la

integración vertical y en este sentido es importante distinguir las estrategias de las empresas, en particular cuando están reguladas. Por otro lado, existe una tendencia de las distribuidoras de gas a desarrollar actividades de trading, apostando, en el mediano plazo, probablemente a un mercado integrado. Por ese motivo, se distinguió la distribución -aludiendo específicamente al negocio de operación y mantenimiento de redes- de la comercialización, en particular al tratarse de grandes usuarios.


44

GRADO DE DIVERSIFICACION DE LOS PRINCIPALES GRUPOS Grupo /

Empresa

Prod

ucci

ón

(GN

/GL)

Tr

ansp

orte

GN

Dis

trib

GN

Gas

oduc

tExp

ort.

U

pstre

am

petró

leo

Dow

nstre

am

petró

leo

Gen

erac

. El

éctri

ca

Tran

spor

te

Elec

trici

d.

Dis

trib.

El

ectri

cid.

Pe

troqu

ím

Insu

mos

/ser

v.

sect

or e

nerg

ía

RepsolYPF • • • • • • • • Panamerican

Energy • • • • •

Total • • • • • Techint • • • •

Camuzzi • • • • Pérez Companc

(Petrobrás) • • • • • • • • •

Capsa/Capex • • • • Chevron • • •

Pluspetrol • • • • CMS • • • • Shell • • •

Louisiana G&E • CGC • •

Quintana • British Gas • Tractebel • Sempra •


45

LOCALIZACION GEOGRAFICA DE LOS ACTIVOS GASIFEROS SECTOR DEL UPSTREAM

La distribución de las reservas de gas natural constituye uno de los elementos más básicos

que determinan el grado de competencia real entre los productores en un esquema de acceso abierto a terceros en el sistema de transporte y distribución. En primer lugar, cabe observar la distribución geográfica de dichas reservas:

DISTRIBUCION GEOGRAFICA DE LAS RESERVAS Y PRODUCCION DE GAS NATURAL. AÑO 2001CUENCA

Miles m3 % del total Millones m3 % del total Millones m3 % del totalAUSTRAL 8.932.210 19,5% 175.988 23,0% 293.446 27,5%CUYANA 76.280 0,2% 504 0,1% 582 0,1%GOLFO SAN JORGE 3.185.607 6,9% 47.395 6,2% 75.064 7,0%NEUQUINA 25.889.119 56,4% 377.891 49,5% 473.195 44,3%NOROESTE 7.826.666 17,0% 161.748 21,2% 226.625 21,2%

Total 45.909.882 100,0% 763.526 100,0% 1.068.912 100,0%

PRODUCCION RESERVAS (probadas) RESERVAS (probadas + probables)

PROVINCIA

Miles m3 % del total Millones m3 % del total Millones m3 % del totalCHUBUT 1.372.700 3,0% 26.954 3,5% 46.497 4,3%FORMOSA 42.776 0,1% 0 0,0% 0 0,0%JUJUY 7.296 0,0% 103 0,0% 103 0,0%LA PAMPA 340.152 0,7% 3.028 0,4% 3.927 0,4%MENDOZA 847.554 1,8% 15.909 2,1% 20.099 1,9%NEUQUEN 23.987.663 52,2% 349.806 45,8% 427.683 40,0%RIO NEGRO 790.029 1,7% 9.650 1,3% 22.066 2,1%SALTA 7.776.593 16,9% 161.645 21,2% 226.522 21,2%SANTA CRUZ 5.814.241 12,7% 67.254 8,8% 101.841 9,5%TIERRA DEL FUEGO 4.930.877 10,7% 75374 9,9% 92.172 8,6%ESTADO NACIONAL - - 53801 7,0% 128.001 12,0%

Total 45.909.881 100,0% 763.524 100,0% 1.068.912 100,0%Fuente: elaboración en base a la SE

PRODUCCION RESERVAS (probadas) RESERVAS (probadas + probables)

1) Sistema Norte - Cuenca Neuquina: Cubre una extensión de 124.640 km2, abarcando las provincias de

Neuquén, Río Negro y el sur de Mendoza. La producción de esta cuenca es entregada a tres gasoductos principales: Neuquén-Bahía Blanca, Centro Oeste, Neuquén-Bahía Blanca-Buenos Aires (NEUBA II); y un sistema de suministro regional: Plaza Huincul-Zapala-Bariloche-Chelforó. El conjunto de gasoductos mencionados se halla operativamente interconectado. Los aportes de estos yacimientos van a los gasoductos Neuquén-Bahía Blanca, Centro Oeste, y al NEUBA II.

- Cuenca Noroeste: La extensión de la misma es de unos 149.700 km2, abarcando par-

cialmente a las provincias de Salta, Jujuy y Formosa. El aporte de esta cuenca se canaliza a través del gasoducto Campo Durán-Buenos Aires.

2) Sistema Sur - Cuenca Austral: Esta cuenca abarca, en Argentina, una superficie de 117.100 km2, se

encuentra en las provincias de Tierra del Fuego, la zona sur de Santa Cruz y la Cuenca Marina. - Cuenca Golfo San Jorge: En su extensión de 114.400 KM2, esta cuenca abarca la parte nor-

te de la provincia de Santa Cruz, y la provincia de Chubut. La mayor parte del gas de esta cuenca se


46

encuentra en el norte de Santa Cruz. Los centros de recolección más importantes son Pico Truncado y Cañadón Seco, que aportan su producción al gasoducto Cañadón Seco-Comodoro Rivadavia.

- Cuenca Cuyana: Es la cuenca menos importante del sistema, puesto que su producción es

eminentemente petrolera, se encuentra en la zona norte de Mendoza. Esta cuenca tiene la particularidad de que el gas obtenido tiene un alto contenido de propano y butano.

Geográficamente hablando y como se mencionara en párrafos precedentes, las reservas probadas se concentran básicamente en las cuencas Neuquina, Austral y Noroeste mientras que a nivel de distritos las provincias con mayor participación son Neuquén, Salta y, en menor medida, Santa Cruz y Tierra del Fuego, con claras y disímiles implicancias para el desarrollo de sus economías (como se verá más adelante). Esta distribución no sufre mayores cambios si incorporan al cálculo las reservas probables, en cuyo caso la cuenca Austral gana unos puntos a expensas de la cuenca Neuquina, de la misma manera que si observamos la composición de la producción, donde la misma suele seguir el patrón de distribución de las reservas, si bien en este punto claramente se observa una mayor intensidad del uso de las reservas en la cuenca neuquina en relación a las otras dos cuencas que le siguen en importancia, denotando la mayor productividad y menores costos asociados de explotación respectivos.

Pero sin duda el aspecto más importante no es la distribución geográfica sino la que se produce a nivel operador/empresa. Al respecto y como como se desprende del cuadro anexo, una de las principales características del mercado mayorista de gas natural es la elevada concentración de la oferta, con carácterísticas propias de un oligopolio, con una empresa líder (Repsol YPF) con capacidad para fijar los precios en boca de pozo. Estructura que no mutó demasiado en la última década. En efecto, como consecuencia del redimensionamiento de YPF, hacia 1994 cuando ya estaba en vigencia el nuevo Marco Regulatorio de gas, dicha empresa poseía el 34% de las reservas. Sin embargo, tres empresas concentraban en 1994 el 68.3% del total; cuatro el 76.2%; cinco el 83.3% y siete el 89%. Nótese que a fines del 2001 la participación de YPF como operador de yacimientos con reservas comprobadas de gas bajó a 27.1%. Sin embargo, no se ha alterado mayormente el elevado grado de concentración, así: tres empresas concentran 62.2% del total; cinco el 81.6% y siete el 92.1%, es decir, apenas distinto que en la situación inicial reflejada en las cifras de 1994 año en que quedó desregulado el mercado mayorista de gas. Inclusive, más allá de algunos cambios de posiciones en el ránking se mantienen los mismos nombres21.

YPTO

RESERVAS GAS NATURAL POR OPERADOR. AÑO 1994

marginal acumuladaF 33,9%TAL AUSTRAL 20,0% 53,8%

PLUSPETROL 14,5% 68,3%TECPETROL 7,8% 76,2%BRIDAS 7,1% 83,3%P. COMPANC 3,8% 87,1%SHELL 1,9% 89,0%OTROS 11,0% 100,0%Fuente: elaboración en base a SE

Participación % en total

RESERVAS Y PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR OPERADOR. AÑO 2001

Operador o Empresa Reservas Producción Ventas Repsol YPF 27.1 30.1 52.8 Total Austral 22.2 17.8 9.4 Pluspetrol 11.2 11.7 4.8 Pecom 8.3 9.6 7.3 Pan American Energy 13.0 9.0 7.1 Tecpetrol 7.7 8.5 7.4 Total 89.5 86.7 88.8 Otros (25) 10.5 13.3 11.2

Nota: Reservas y Producción al 31/12/2001. Los datos de ventas corresponden a los volúmenes de gas contratados por los distribuidores y cargadores directos para el período may00-abr01, según contratos presentados al ENARGAS.


47

21 Pan American Energy surge de la fusión de Amoco con Bridas.

Fuente: elaboración en base a datos de la Secretaría de Energía e Informe Anual del Enargas año 2000. Más aún, esa concentración es mucho más marcada cuando se analiza la comercialización

de la producción, donde Repsol acapara más de la mitad del mercado de distribución. Esas divergencias entre los porcentajes de producción y ventas se explican por la preexistencia de contratos de compra de YPF con algunos operadores (vgr.: Total Austral, Pluspetrol), por la participación de YPF en yacimientos manejados por otros operadores y por la compra de ASTRA por REPSOL. El conjunto de estos factores permitió a REPSOL –YPF concentrar poco más del 50% de la oferta en el mercado mayorista y, por tanto, actuar como empresa líder en una estructura de oligopolio homogéneo.

En este sentido, parece apropiado observar la evolución del Índice de Herfindahl-Hirschman (IHH) calculado por J. J. Novara para el año 1997 y el Enargas para los años 1998-99 en el mercado mayorista de gas. El IHH se define como:

donde (Si) es igual a 100(qi/Q), siendo (qi/Q) la participación relativa de mercado de la firma iésima. De modo que 0 = Si = 100.

El IHH es una función convexa de las participaciones de mercado, y en consecuencia,

altamente sensitivo a una distribución muy desigual de las mismas: • En un monopolio: IHH = 10 000 • En una industria formada por cinco empresas independientes, con igual participación de

mercado (20%) el: IHH = 5(20)22 = 2 000 • Pero si una de esas firmas tiene el 60% del mercado y las restantes cuatro 10% cada una,

el: IHH = 602 + [4 * (102)] = 4 000 o sea, el doble de puntaje que en el caso anterior. Nótese así que cuanto mayor es el valor del IHH, tanto más alto resulta el grado de

concentración del mercado. Los valores calculados por las distintas fuentes son:

Año Neuquén Austral NOA Total País1997 4.451 2.771 5.898 3.9731998 3.703 3.271 5.772 3.7251999 3.493 2.587 2.978 2.841

INDICE DE HERFINDHAL-HIRSCHMAN Si bien la concentración ha ido disminuyendo con el correr de los años, el mercado

mayorista de gas en Argentina aún presenta una figura claramente cercana a la de un oligopolio concentrado, en la cual difícilmente se encuantran las condiciones mínimas de competencia previstas entre los objetivos centrales de la Ley N° 24 076.

Por último, también surgen algunas relaciones interesantes cuando se asocia la distribución

geográfica de los recursos naturales a la distribución por operador. Como se puede apreciar, existe un alto grado de concentración espacial de las reservas por operador y con relación a la integración vertical de la cadena del gas. Así, por ejemplo: las reservas de Tecpetrol y Pluspetrol en la CNO y las de Petrolera Santa Fe en la CNQ se vinculan, por una parte, con el negocio de transporte de TGN, unidad en la cual participa el grupo TECHINT y Nova Gas International de Canadá y, por otra, con las exportaciones de gas al centro de Chile que se realizan a través del gasoducto GasAndes, del cual participa también este grupo además de haberlo construido Techint. Por su parte, Repsol-YPF domina en forma absoluta la tenencia de reservas en la CNQ, mientras que Pérez Companc ocupaba el tercer lugar en ella y el segundo en la Cuenca Austral (CA), participando ambos en los eslabones superiores, Pérez Companc en TGS (o al menos muy recientemente hasta la


48

venta de la tenencia de activos energéticos a Petrobrás) y Repsol-YPF en esta última en Metrogas. El único operador petrolero que no figura como vinculado a alguna de las etapas del downstream de la cadena es Total Austral, la que presenta una posición dominante en la CA, con el 52% del total de reservas comprobadas en dicha cuenca y con 20.6% de las comprobadas en la CNQ. Sin embargo, la capacidad de ejercer una presión significativa sobre los precios está limitada por la capacidad de transporte y su elevado costo, dado que es de todos los grandes productores el que resultó más desfavorecido, claro está en términos relativos, y sin considerar el hecho de haber obtenido cuantiosas reservas en la CNQ en forma totalmente gratuita22.

RESERVAS: CONCENTRACION POR OPERADOR Y CUENCA. AÑO 2001CUENCA RESERVAS PROBADAS

Millones m3 % particip.Noroeste Total cuenca 161.748

PLUSPETROL 71.427 44,2%TECPETROL 55.617 34,4%PAN AMERICAN E. 33.614 20,8%Subtotal empresas 160.658 99,3%

Nequina Total cuenca 377.891REPSOL YPF 197.592 52,3%TOTAL AUSTRAL 77.705 20,6%PECOM ENERGIA 27.338 7,2%CAPEX 21.180 5,6%PET SANTA FE 18.083 4,8%Subtotal empresas 341.898 90,5%

Austral Total cuenca 175.988TOTAL AUSTRAL 91.528 52,0%PECOM ENERGIA 39.740 22,6%PAN AMERICAN FUEG. 24.479 13,9%Subtotal empresas 155.747 88,5%

Fuente: elaboración en base a SE

EMPRESA

SECTOR TRANSPORTE El servicio de transporte es prestado por dos compañías licenciatarias, Transportadora

de Gas del Norte y Transportadora de Gas del Sur, las que operan por medio de un sistema Norte y Sur de gasoductos troncales, respectivamente.

• TGN: el sistema de trasnporte de gas natural propio está compuesto por dos gasoductos troncales

de 24’’ y 30’’. El Gasoducto Norte nace en Campo Durán (Salta) y luego de recorrer 1.454 km llega a la Planta Compresora San Jerónimo (Santa Fe). A lo largo de su traza se ubican nueve plantas compresoras. Posee una capacidad de inyección de 22.4 MMm3/dia y una longitud total de 3.075 km, incluyendo los tramos que alimentan GBA. El Gasducto Centro Oeste comienza en el yacimiento Loma de La Lata (Neuquén) y recorre 1.121 km para llegar a la planta compresora de San Jerónimo. A lo largo de su traza se encuentran ocho plantas compresoras. Posee una inyección de 33,3 millones de metros cúbicos diarios y 2331 km de cañerías en paralelo. Estos reciben gas de las cuencas Noroeste y Neuquina, que tienen el 75% de las reservas totales de la Argentina y operan a presiones variables entre 70 a 20 Bar.

A partir de San Jerónimo, dos líneas troncales paralelas se conectan con el anillo de alta

presión que alimenta el Gran Buenos Aires y la Capital Federal. Otra rama del sistema nace en San Jerónimo, recorre 188 km hasta la ciudad de Santa Fe, cruza el Río Paraná y termina en la localidad de Aldea Brasilera, en la provincia de Entre Ríos.


49

22 YPF cedió a esta empresa los Yacimientos Aguada Pichana y San Roque de la Cuenca Neuquina en compensación por las supuestas pérdidas derivadas de la anulación del anterior contrato de compra que YPF tenía con dicha empresa para el gas proveniente de la Cuenca Marina explotada por Total, y por la venta de algunos yacimientos como ocurrió en el caso del yacimiento Río Neuquén cuyas reservas fueron adquiridas por Pérez Companc.

Actualmente, TGN opera una red propia de 5406 km de gasoducto, 300.170 HP, 17 plantas compresoras, una capacidad de trasnporte de 55 millones m3/dia y es de la dos compañías de transporte la única cuyos ductos tienen salida exportadora.

La empresa también realiza operaciones de mantenimiento de gasoductos de propiedad de terceros (pertenecientes al segmento no regulado): Gaducto del Pacífico, GasAndes, Norandino, Entrerriano, Petrouruguay, los gasoductos a Paso de los Libres (propiedad de TGM) y Paso de los Libres-Uruguayana (propiedad de TSB). La facturación en este segmento ascendió a $ 5.5M en el año 2001 (2.2% del total), mientras que el grueso del negocio radica en el transporte de gas natural por ductos (actividad regulada), facturación que se ubicó en los $ 247.5M en similar período.

Norte Centro-Oeste TotalKm 3.075 2.331 5.406Diámetro 24" 30"Estación Compresora 9 8 17Miles de HP 130,77 169,4 300,17Contratos Firme MMm3/d 21,9 31 53Fuente: TGN

• TGS opera la red de gasoductos más extensa del país (más de 7.400 km) y una capacidad de transporte de 62,5 millones de metros cúbicos días ("MMm3/d").

TGS entrega aproximadamente el 60% del total del gas consumido en la Argentina a través de un sistema propio, que conecta los principales yacimientos gasíferos del sur y oeste de la Argentina (cuencas Nequina, San Jorge y Austral) con las distribuidoras de gas de aquellas áreas, de la Ciudad de Buenos Aires y del Gran Buenos Aires, siendo esta última la principal zona de servicio (el área total de servicio comprende aproximadamente 4,4 millones de usuarios finales, incluyendo aproximadamente 3,1 millones en el área del Gran Buenos Aires). No posee gasoductos de exportación en servicio (recientemente culminó la construcción del gasoducto que une Punta Lara con Montevideo –Gasoducto Cruz del Sur-, habiendo entrado en operación a fines de noviembre de 2002).

N

KmComplejo San Martín 2.782

euba I 745Neuba II 682Otros (incluye tramos finales) 3.197TOTAL 7.406Fuente: TGS

Además del servicio regulado de transporte de gas, TGS presta otros servicios no regulados en la industria del gas, siendo uno de los procesadores líderes de gas natural y uno de los más importantes comercializadores de líquidos de gas natural ("LGN"), operando el Complejo de Procesamiento de General Cerri ("el Complejo Cerri"), ubicado en las cercanías de Bahía Blanca. Allí se recupera etano (que se vende a Dow Chemical para la elaboración de etileno), propano, butano y gasolina natural, formas líquidas del gas natural (LGN) que luego se venden para su posterior fraccionamiento en tubos y garrafas o se exporta en barcos. Como parte del Complejo Cerri, TGS también posee en Puerto Galván instalaciones de almacenamiento y carga por camión y barco para los líquidos de gas natural extraídos de dicho Complejo. También, TGS es un importante prestador de servicios denominados "Upstream", los cuales consisten fundamentalmente en el tratamiento, separación de impurezas y compresión de gas, así como otros

GY

TGN

alFue

AS RECIBIDO POR DISTRIBUIDORAS POR TRANSPORTISTA CUENCA. Año 2001TRANSPORTISTA CUENCA Miles m3 %

TGS Neuquina 8.686.215Austral 5.311.303Subtotal 13.997.518 57,1%

Neuquina 4.683.393Noreste-Bolivia 4.782.467Subtotal 9.465.860 38,6%

OTROS Malargüe y otros 1.038.173 4,2%

TOTAL 24.501.551 100,0%Nota: incluye gas por cuenta de terceros. No incluye el gas de proceso(Planta Cerri), by pass físicos, exportaciones y el gas que no ingresa

sistema de trasnporte.nte: ENARGAS, en base a datos de las Licenciatarias de Distribución


50

servicios relacionados con la construcción, operación y mantenimiento de gasoductos. Por otra parte, a través de su sociedad controlada, Telcosur S.A. ("TELCOSUR"), TGS ha comenzado a incursionar en el área de las telecomunicaciones convirtiéndose en un importante "carrier de carriers" en su área de servicios.

En total, el país cuenta con una red troncal de gasoductos de más de 12.787 km, una red de

distribución de más de 106.000 km y varios gasoductos de exportación que en territorio argentino suman otros 2.075 km. Durante el año 2001, TGN canalizó el 44.5% del total de gas inyectado por los productores al sistema de transporte mientras que TGS acaparó el 55.5% restante23.

FACTURACION TGS (año 2001)Mill $ %

GN 422,2 78,0%Liquidos 102,9 19,0%Upstream 16,4 3,0%Total 541,5 100,0%Fuente: TGS

En la actualidad, la separación de gases se concentran en tres plantas fraccionadoras: Gral.

Cerri (Bahía Blanca-TGS), Mega (Neuquén-Bahí Blanca-Repsol YPF) y Campo Durán (Salta-Refinor). En relación a esta última, el pasado 6 de junio se inauguró la Planta de Tratamiento Madrejones (Bolivia), propiedad de Pluspetrol Boliva Corporation, y el gasoducto que lo vincula con la planta de Campo Durán, con una extensión del lado argentino de 34 km. El gas proveniente del bloque Yacuiba (sure de Bolivia), luego de un primer acondicionamiento, ingresa al gasoducto y llega a la planta de Campo Durán, donde es sometido a un nuevo tratamiento y luego transportado para su consumo hasta la Central Térmicia Ave Fénix de Pluspetrol ubicada en la provincia de Tucumán.

AREA DE INFLUENCIA DE LOS DISTRIBUIDORES El servicio de distribución de gas natural en Argentina es prestado por nueve compañías y

cuenta con una localización dispersa a lo largo de todo el país. El sistema puede considerarse maduro, con excepción de la zona Noreste donde las redes tendidas a junio 2000 alcanzaban los 1.895 km.

ZONAS DE DISTRIBUCION POR EMPRESA LICENCIATARIA

EMPRESA ZONA DE DISTRIBUCION

GAS NATURAL BAN PARTIDOS DE BUENOS AIRES: BELEN DE ESCOBAR, CAMPANA, CAPITAN SARMIENTO, CARMEN DE ARECO, EXALTACION DE LA CRUZ, GRAL LAS HERAS, GRAL RODRIGUEZ, GRAL SARMIENTO, LA MATANZA, LUJAN, MARCOS PAZ, MERCEDES, MERLO, MORENO, MORON, PILAR, SAN ANDRES DE GILES, SAN ANTONIO DE ARECO, SAN FERNANDO, SAN ISIDRO, SAN MARTIN, SUIPACHA, TRES DE FEBRERO, TIGRE, VICENTE LOPEZ Y ZARATE.

METROGAS S.A. CAPITAL FEDERAL Y LOS SIGUIENTES PARTIDOS DE LA PROV. DE BUENOS AIRES: ALMIRANTE BROWN, AVELLANEDA, BERAZATEGUI, ESTEBAN ECHEVERRIA, FLORENCIO VARELA, LANUS, LOMAS DE ZAMORA, QUILMES Y SAN VICENTE.


51

23 Incluye gas de proceso (Gral. Cerri), by pass físico y comercial y exportaciones. No incluye gas transportado por gasoductos tendidos por los propios productores.

DISTRIBUIDORA DE GAS NOROESTE PROVINCIAS DE JUJUY, SALTA, TUCUMAN Y STGO DEL ESTERO

DISTRIBUIDORA DE GAS CENTRO CATAMARCA, LA RIOJA Y CORDOBA

DISTRIBUIDORA DE GAS PAMPEANA LA PAMPA Y PARTE DE LA PROVINCIA DE BUENOS AIRES (EXCEPTO LAS AREAS CUBIERTAS POR LAS DISTRIBUIDORAS BAN, LITORAL, SUR Y METROGAS)

DISTRIBUIDORA DE GAS DEL SUR NEUQUEN, RIO NEGRO, CHUBUT, STA. CRUZ, TIERRA DEL FUEGO, Y EL PARTIDO DE PATAGONES EN LA PROV. DE BUENOS AIRES

DISTRIBUIDORA DE GAS LITORAL STA. FE Y LOS SIGUIENTES PARTIDOS DEL NORTE DE LA PROVINCIA DE BUENOS AIRES: BARADERO, BARTOLOME MITRE, COLON, PERGAMINO, RAMALLO, SAN NICOLAS Y SAN PEDRO

DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA MENDOZA, SANJUAN Y SAN LUIS

DISTRIBUIDORA DE GAS NORESTE ARGENTINO

CHACO, FORMOSA, MISIONES, CORRIENTES Y ENTRE RÍOS

Fuente: elaboración en base al ENARGAS. Observando las estadísticas principales se extraen algunas conclusiones

interesantes. El 71.2% del consumo de gas natural medido en metros cúbicos se concentra en cuatro empresas, donde Metrogas lidera cómodamente con poco más del 27% del total (le siguen en orden decreciente GasBan, Camuzzi Gas Pampeana y Gas del Litoral) y algo similar sucede cuando se analiza la concentración por cantidad de usuarios. Sin embargo, la situación cambia drásticamente cuando se observa el consumo per cápita: Metrogas y GasBan se ubican al final del lote (3.5 Mm3/dia y 3.3, respectivamente) y las primeras tres posiciones quedan para Litoral, NEA y Camuzzi Gas del Sur (6.8 Mm3/dia, 5.3 y 5.1, respectivamente). Y cuando se calcula la cantidad de usuarios por km de extensión de gasoductos nos encontramos con que se replican las posiciones por consumo total en metros cúbicos. Por lo tanto observamos que: 1) las zonas de mayor consumo de gas natural (en metros cúbicos y cantidad de clientes) son las que por lo general tienen los consumos unitarios más bajos y, 2) son también las que necesitan de un mayor tendido de km de redes para acceder a dichos clientes. Conclusión: la distribución geográfica de las zonas de distribución parecen haber contemplado la existencia de un mix de incentivos para las empresas que las operan. Aquella firma que tiene mayor costo fijo por tendido de redes y bajo consumo unitario, es compensada con una mayor base de clientes, apostando a un volumen de ingresos por cantidad. En cambio, quien tiene la restricción de un bajo volumen de ventas por un reducido universo de usuarios, se ve incentivado por los menores costos de extensión de ductos y una mayor demanda per cápita. Ejemplos más visibles: Metrogas, BAN y NEA. Por supuesto que ésto es el promedio y por lo tanto se observan situaciones particulares, como la de la empresa Camuzzi Gas del Sur: ocupa la cuarta posición en consumo total, tercera en consumo p/c y un bajo tendido de ductos/cliente.


52

DISTRIBUIDORES: GAS CARGADO AL INGRESO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE*, TENDIDO DE REDY CANTIDAD DE USUARIOS. AÑO 2001DISTRIBUIDORA Miles m3 % Km red usuarios usuario/km consumo por

usuario (Mm3)METROGAS 6.760.173 27,7% 15.022 1.936.535 128,9 3,5BAN 4.004.014 16,4% 19.769 1.231.423 62,3 3,3PAMPEANA 3.811.047 15,6% 20.791 904.119 43,5 4,2LITORAL 2.903.059 11,9% 8.750 425.620 48,6 6,8CAMUZZI GAS DEL SUR 2.107.486 8,6% 12.022 414.580 34,5 5,1CUYANA 1.731.941 7,1% 8.351 355.145 42,5 4,9CENTRO 1.590.288 6,5% 11.252 417.081 37,1 3,8GASNOR 1.450.822 5,9% 6.649 322.254 48,5 4,5GASNEA 63.923 0,3% 1.895 12.061 6,4 5,3TOTAL 24.422.753 100,0% 104.501 6.018.818 57,6 4,1Nota: incluye gas por cuenta de terceros. No incluye el gas de proceso (Planta Cerri), by pass físico, exportaciones y el gas que no ingresaal sistema de transporte.Fuente: ENARGAS, en base a datos de las Licenciatarias de Distribución

El mayor peso de Metrogas también se observa a nivel subsector con la sola excepción de la

demanda de gas natural en la industria, la cual es más importante en la zona del Litoral, BAN y Pampeana (pero con un gran consumo p/c en la zona del noreste), mientras que prácticamente la mitad de la demanda de usinas términas se concentra en el área de influencia de Metrogas.


53

INFLUENCIA DEL NEGOCIO GASIFERO EN EL DESARROLLO DE LOS MERCADOS REGIONALES DE ARGENTINA

Tanto por una cuestión de distribución geográfica del recurso natural como de demanda de

empleo, el desarrollo del sector primario es quien -por sobre la actividad del transporte y distribución- mayor influencia tiene sobre el desarrollo de las economías regionales.

Año 1999 NEUQUEN CHUBUT JUJUY LA PAMPA MENDOZA RIO NEGRO* SALTA STA. CRUZ T. DEL FUEGOMM $ corrientesPBG 5.385 3.507 2.115 2.271 10.589 3.648 4.351 2.610 2.144 Minería 2.998 627 49 45 1.067 sd 148 1.493 360 Producción de Gas 1.085 22 1 16 36 sd 255 195 139 Producción de Petróleo 1.861 616 3 34 640 sd 97 1.000 234 Electr, Gas y Agua 335 85 60 51 203 sd 148 29 30 Transp y Comunicaciones 97 230 67 110 816 sd 96 61 146

Participación % del PBG Minería 55,7% 17,9% 2,3% 2,0% 10,1% - 3,4% 57,2% 16,8% Producción de Gas 20,1% 0,6% 0,0% 0,7% 0,3% - 5,9% 7,5% 6,5% Producción de Petróleo 34,6% 17,6% 0,1% 1,5% 6,0% - 2,2% 38,3% 10,9% Electr, Gas y Agua 6,2% 2,4% 2,8% 2,2% 1,9% - 3,4% 1,1% 1,4% Transp y Comunicaciones 1,8% 6,6% 3,2% 4,8% 7,7% - 2,2% 2,3% 6,8%

Particip Prod Gas en Tot país 52,2% 3,0% 0,0% 0,7% 1,8% 1,7% 16,9% 12,7% 10,7%

Exportaciones Gas año 2000 Millones u$s 132 - - - 29** - 12 10 32 % del total expo provinciales 10,2% - - - 3,2% - 2,9% 1,0% 8,7% % del total expo gas natural 66,4% - - - - - 6,0% 5,0% 16,1%* Las exportaciones de combustibles en 2000 represenaron el 41.5% del total, que ascendió a u$s 402 M. El principal producto hidrocarburífero exportado esel aceite crudo de petróleo** Corresponden a GLP y butanoNOTA: la participación de la producción de gas y petróleo en el PBG puede en algunos casos exceder la participación de la Minería dado que el valor deambas producción replican el VBP y no el VAB.Fuente: elaboración en base al Ministerio de Economía y Secretaría de Energía

De allí que las zonas más beneficiadas por el desarrollo de la actividad son el norte y sur del

país, más específicamente Neuquén (posee el 92% de la cuenca más productiva del país) y Salta y en mucha menor medida Santa Cruz y Tierra del Fuego. Este beneficio se observa en la contribución directa a la formación del PBG, el negocio de exportación, los recursos fiscales (básicamente por el pago de regalías que se calculan sobre una base dolarizada, como son las

exportaciones) y el empleo24. En relación a la parte fiscal, debe resaltarse que si bien estas mismas provincias son quienes reflejan una mayor dependencia del total de sus ingresos corrientes respecto el pago de regalías, Salta y Tierra del Fuego son quienes presentan un cuadro más llamativo si se analiza la contribución de esas mismas regalías pero esta vez sólo sobre la masa recaudada de fondos de origen estrictamente provincial.

Estaciones de carga por provinciaNoviembre 2002

Gran Buenos Aires33%

Santa Fe7%

Tucumán3%

Mendoza7%

Otras10%

Córdoba12%

Resto Bs As13%

Capital Federal

16%

Fuente: Cámara Argentina del GNC.

Por otro lado, debe tenerse en cuenta el efecto derrame sobre el resto de las actividades (o indirecto sobre el PBG), siendo el caso más sobresaliente la instalación de centrales termoeléctricas (alimentadas a gas natural) en las

24 Un aspecto interesante a notar es que así como Neuquén es sino la provincia más beneficiada por el desarrollo de la

actividad gasífera al menos una de las más importantes (considerando el conjunto de variables mencionadas anteriormente), el precio del Btu en la cuenca neuquina para distribuidoras es un 19.5% más caro que en la cuenca Noroeste y un 42.5% más que en la cuenca Austral, mientras que para los grandes usuarios resulta un 26.6% y 47.7% más caro, respectivamente (ello se debe a la gran injerencia del costo del transporte en la tarifa final, razón por la cual los precios de cuenca se establecen por el netback).


54

cercanías de los yacimientos, el emplazamiento de polos petroquímicos -quienes a través del tendido de ductos utilizan otros compuestos del gas natural (etano) para insumo de la actividad (los casos más notorios del Polo Petroquímico Bahía Blanca y la planta de fertilizantes de Dow Chemical)-, las plantas fraccionadoras de GLP (envasado de gas en garrafas y tubos) y el emplazamiento de estaciones de servicio para carga de gnc.

DISTRIBUCION DE EMPLEOS POR PROVINCIA*

Empleos Total prov. ParticipaciónChubut 688 413.240 0,2%Formosa 21 485.700 0,0%Jujuy 4 611.484 0,0%La Pampa 170 298.460 0,1%Mendoza 425 1.576.585 0,0%Nequén 12.017 473.315 2,5%Rio Negro 396 552.677 0,1%Salta 3.896 1.079.422 0,4%Santa Cruz 2.913 197.191 1,5%Tierra del Fuego 2.470 100.960 2,4%TOTAL 23.000 5.789.034 0,4%(*) sector primario o extractivoFuente: en base a datos de revistas especializadas e INDEC

DISTRIBUCION DE EMPLEOS POR PROVINCIA

Nequén51%

Rio Negro2%

Salta17%

Santa Cruz13%

Chubut3%

La Pampa1%

Mendoza2%

Tierra del Fuego11%

Adicionalmente se debe tener en cuenta la actividad de líquidos (GLP) desarrollada en

plantas fraccionadoras, básicamente ubicadas en Buenos Aires (Bahía Blanca) y Salta. Por otro lado, la infraestructura portuaria utilizada para el embarque de la producción se localiza en la provincia de Buenos Aires (puertos de Galván y Dock Sud) y en Santa Fe (puerto San Lorenzo).

PLANTA PRODUCTOR LOCALIZACIONLa Plata YPF Pcia. Buenos AiresGral Cerri YPF Pcia. Buenos AiresLujan de Cuyo YPF MendozaLoma La Lata YPF NeuquénSan Sebastián UTE T. del Fuego Tierra del FuegoEl Condor UTE Santa Cruz II Santa CruzC. Alfa + Cerri Total Austral Pcia. Buenos AiresGral Cerri TGS Pcia. Buenos AiresDock Sud Shell Pcia. Buenos AiresCampo Durán Refinor SaltaCentenario Pluspetrol NeuquénCharco Bayo Pecom NeuquénBahía Blanca PBB Pcia. Buenos AiresSan Lorenzo PASA (Pecom) Santa FeGral Cerri Pan American Pcia. Buenos AiresBahía Blanca Mega Pcia. Buenos AiresCampana Esso Pcia. Buenos AiresBahía Blanca EG3 Pcia. Buenos Aires

DISTRIBUCION DE EMPLEOS EN PRODUCCION DE GLP

Pcia. Buenos Aires75%

Neuquén3%

Mendoza8%

Salta10%

Santa Fe2%

Santa Cruz1%

T. del Fuego1%

Fuente: propia en base a CEGLA y revistas especializadas


55

REGALIAS DE GAS NATURAL COMO % DE LOS INGRESOS CORRIENTES PROVINCIALESProvincia / Año 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 I T 2002CHUBUT 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,1% 0,3% 0,6% 0,6%JUJUY 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%LA PAMPA 0,0% 0,0% 0,1% 0,1% 0,0% 0,0% 0,1% 0,1% 0,1% 0,0%MENDOZA 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%NEUQUEN 7,7% 7,7% 8,8% 9,7% 8,9% 10,4% 12,4% 11,6% 12,5% 11,5%RIO NEGRO 0,6% 0,6% 0,6% 0,6% 0,5% 0,4% 0,5% 0,4% 0,4% 0,5%SALTA 1,3% 1,5% 1,8% 2,1% 2,4% 2,6% 3,1% 3,9% 4,8% 5,6%SANTA CRUZ 2,7% 2,0% 2,1% 1,7% 1,7% 1,8% 1,9% 1,8% 1,9% 1,3%TIERRA DEL FUEGO 4,4% 3,8% 3,9% 3,7% 4,4% 4,7% 4,2% 4,5% 5,6% 6,7%TOTAL 0,3% 0,4% 0,4% 0,5% 0,4% 0,4% 0,5% 0,6% 0,7% 0,8%

REGALIAS DE GAS NATURAL COMO % DE LOS RECURSOS TRIBUTARIOS Y NO TRIBUT. DE ORIGEN PROVINCIALProvincia / Año 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 I T 2002CHUBUT 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 1,2%JUJUY 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%LA PAMPA 0,0% 0,0% 0,3% 0,3% 0,1% 0,2% 0,2% 0,2% 0,3% 0,2%MENDOZA 0,1% 0,0% 0,1% 0,1% 0,0% 0,0% 0,0% 0,1% 0,1% 0,1%NEUQUEN 13,1% 12,5% 14,7% 16,5% 15,2% 17,8% 20,5% 17,5% 18,8% 20,7%RIO NEGRO 1,5% 1,6% 2,0% 2,0% 1,9% 1,4% 1,5% 1,3% 1,3% 1,5%SALTA 4,6% 5,2% 6,2% 7,7% 12,3% 12,5% 14,0% 16,7% 23,9% 31,1%SANTA CRUZ 7,1% 5,4% 4,7% 3,4% 4,1% 5,5% 6,0% 5,1% 5,0% 4,1%TIERRA DEL FUEGO 10,0% 11,4% 12,2% 13,1% 16,6% 17,8% 14,3% 15,9% 19,6% 22,3%TOTAL 0,8% 0,8% 1,0% 1,1% 1,0% 1,1% 1,3% 1,5% 1,8% 2,1%Fuente: elaboración en base a Secretaría de Energía y Dirección Nacional de Coordinación con las Provincias.


56

Inserción internacional y ventajas competitivas

En primer lugar, debe resaltarse

que Argentina en el contexto energético mundial no es un actor de peso, sino tan sólo se trata de “un país con gas” y no precisamente un país gasífero. De acuerdo a estadísticas de organismos internacionales e instituciones y revistas especializadas, nuestro país sólo participa con el 0.5% de las reservas comprobadas a nivel mundial. Regionalmente, poco más del 72% de las mismas se concentra por partes iguales en Medio Oriente y los países miembro de la ex URSS (FSU), seguidos muy de lejos por Asia Pacífico (7.9%) y Africa (7.2%) y en última instancia Europa Occidental con el 3.1%. Posiciones que inclusive se mantendrían prácticamente inalteradas hacia el 2025 (según estimaciones del US Geological Survey), con una mejor posición relativa de Norteamérica (que pasaría al tercer puesto desde el tercero actual) a expensas de Asia Pacífico. Mientras que a nivel país el primer puesto le pertenece cómodamente a Rusia con poco más del 30% de participación, seguida por Irán (14.7%) y Qatar (9.2%). Entre los primeros cinco países se concentra el 62.3% de las reservas probadas mundiales y el 75.3% sumando los primeros diez. El resto se reparte de manera relativamente uniforme.

TO

I

RESERVAS MUNDIALES COMPROBADAS, FINES 2001

Reservas ParticipaciónPaís Bill. m3

TAL MUNDO 156,03 100,0% Primeros 5 países 97,2 62,3%

Primeros 10 países 117,54 75,3%

Russian Federation 47,57 30,5%Iran 23,00 14,7%Qatar 14,40 9,2%Saudi Arabia 6,22 4,0%United Arab Emirates 6,01 3,9%USA 5,02 3,2%Algeria 4,52 2,9%Venezuela 4,18 2,7%Nigeria 3,51 2,2%raq 3,11 2,0%

Argentina 0,76 0,5%Resto del mundo 38,49 24,7%

Fuente: “Worldwide Look at Reserves and Production,” Oil &Gas Journal, Vol. 99, No. 52 (December 24, 2001), pp. 126-127

Por otro lado, a pesar de las altas

tasas de crecimiento del consumo de gas - particularmente en la última década- en muchas regiones el ratio Reservas/Producción se ha mantenido en niveles elevados. A fines de 2001, el promedio general es poco más de 63 años, 81.1 en América Central (excluyendo México) y del Sur, 82.9 en los FSU, 90.2 en Africa y más de 100 años en Medio Oriente. De esta manera, los dos reservóreos regionales más importantes son también los de mayor proyección y rendimiento (en términos de producción).

RESERVAS / PRODUCCION

245,2

90,2

82,9

81,1

43,8

16,6

16,6

9,9

0 50 100 150 200 250 300

Oriente Medio

Africa

FSU

Am. Central y del Sur

Asia Pacífico

Argentina

Europa

Norteamérica

Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2002 y Secretaría de Energía.

Sin embargo, el potencial, la presencia e importancia de Argentina en el negocio del gas

natural tiene mucha razón de ser en un contexto regional dada su abundancia relativa de reservas en comparación con la escasa o nula disponibilidad del recurso en algunos países vecinos, situación que históricamente la ha ubicado detrás del gran productor de la región que es Venezuela y, luego, México. Pero es muy importante destacar que en los últimos años hubo descubrimientos en Bolivia


57

que colocan a este país por encima del nivel actual de reservas (probadas) de Argentina (ver cuadro), cuyo horizonte de reservas, dado el muy bajo mercado interno del vecino del norte, supera holgadamente los 100 años mientras que a nivel local esa relación es de poco menos de 17 años. Brasil tiene una interesante cantidad de reservas y un más atractivo horizonte de producción, pero insuficientes para su actual y (más aún) proyectado nivel de consumo (tiene un gran potencial de crecimiento), lo cual lo convierte en un gran importador de gas natural. Igual suerte corren Uruguay y Chile, aunque a diferencia de Brasil son muy pobres en recursos energéticos pero en definitiva son importadores de energía (Paraguay se abastece prácticamente con la hidro proveniente de Itaipú y Yaciretá). Mientras que los países ubicados en la costa del Pacífico, como Perú, Ecuador y Colombia son autosuficientes en materia energética pero carecen de reservas o infraestructura suficientes como para plantear un aporte importante de volúmenes de gas para la exportación en forma inmediata. De esta manera, el Cono Sur queda configurado con dos grandes oferentes de gas natural (Bolivia y Argentina), cuyas reservas (sólo las probadas), más las de Chile (muy pobres) y Brasil confieren un horizonte de 37 años de producción en la región.

Ar

V

ArTrPeBCoECh

T(*

País Reservas Producción R/P Produc. / Consumomil M m3 mil M m3 ratio Pozo (Mm3) mil M m3

enezuela 4.180 28,9 144,6 1,8 28,9 Bolivia 1.311 4,1 319,8 12,1 2,2

gentina 764 45,9 16,6 2,6 32,7 inidad & Tobago 660 12,9 51,2 1,8 sdrú 246 0,3 724,9 sd 0,4

razil 220 14,0 15,7 0,5 8,9 lombia 120 6,1 19,7 1,6 6,1

cuador 100 1,0 97,0 sd 0,1 ile 98 1,1 86,0 9,5 5,6

Otros 92 8,0 - sd 11,8 OTAL 8.121 100,1 81,1 2,0 97,0 ) Producción 1999 y pozos 1998

Fuente: “Worldwide Look at Reserves and Production,” Oil & Gas Journal, Vol 99, N°52 (December 24, 2001), pp. 126-127;Secretaría de Energía; Viceministerio de Energía e Hidrocarburos de Bolivia; ANP de Brasil.

RESERVAS Y PRODUCCION DE GAS NATURAL EN SUDAMERICA.AÑO 2001

Producción Pozos Producción /MMm3 Pozo (MMm3)

gentina 37.077 14.085 2,6 Bolivia 2.011 166 12,1Brazil 3.597 7.058 0,5Chile 3.200 338 9,5Colombia 4.814 2.924 1,6T&T 7.392 4.056 1,8Venezuela 28.292 15.584 1,8EEUU 504.730 322.470 1,6Rusia 680.190 101.918 6,7Arabia Saudita 36.901 1.565 23,6(*) Producción 1997 y pozos 1998Fuente: propia en base a datos del IAPG y EIA (EE.UU.)

PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS*

Por otro lado, los pozos argentinos son unos de los más productivos de la región, aunque ubicados muy por detrás de Bolivia (se excluye a Chile por cuanto es un productor muy poco significativo y neto importador de todo tipo de energía) de cuyos yacimientos se pueden extraer casi cinco veces más recursos que en Argentina. Esta estructura queda claramente evidenciada en los diferenciales de precios en yacimientos. A fines de 2001 el precio en boca de pozo de las diferentes cuencas argentinas promediaba u$s 1.34 por MMBtu (u$s 1.44 en la cuenca neuquina, u$s 1.18 NOA y u$s 1.03 en la Austral), vs. u$s 1.85 en EE.UU., u$s 2.14 en Brasil (u$s 2.47 en los estados del sur) y u$s 1.00 de la cuenca boliviana, esta última evidenciando su mayor competitividad en la región (además de su abundancia, que en parte es la causa de su menor costo).

COMPETITIVIDAD Y MAPA REGIONAL DEL GAS NATURAL En Bolivia las reservas probadas de gas natural crecieron explosivamente a partir de 2000,

con proyecciones para 2002 del Viceministerio de Energía e Hidrocarburos de Bolivia de 1.465 MMm3, prácticamente doblando a las de Argentina, y adicionales 697 MMm3 de reservas posibles. En relación a 1997 las reservas probadas se multiplicaron por nueve. Con este enorme caudal de reservas, precios de explotación muy competitivos y un mercado doméstico muy pequeño, el gobierno de Bolivia desarrolló mercados de exportación a través de los cuales poder monetizar sus recursos (habiéndose concentrado en esta primera etapa en abastecer la zona sur y sudeste de Brasil dada la ventaja de estar más próximo geográficamente). Actualmente, Bolivia tiene en ejecución proyectos de exportación a Brasil por los próximos 20 años de 254.8 mil MMm3 (221.2 mil MMm3 N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

58

a San Pablo + Porto Alegre, más 33.6 mil MMm3 a Cuiabá), pero si a ello se le suma una demanda interna estimada para igual período de 39.2 mil MMm3 y adicionales emprendimientos cuya realización está prevista para los próximos años (entre los que se cuentan la construcción de una planta de generación termoeléctrica, una planta petroquímica y otra de fertilizantes y el proyecto de exportación Pacific-GNL a California), Bolivia habrá colocado en 20 años 624.4 mil MMm3 de sus reservas probadas, equivalente a tan sólo el 42.6% de las mismas y el 35% sumando a las probadas el 50% de las probables.

Por este motivo es que tienen pensado un ambicioso proyecto conocido como “Gasoducto de la Integración”, por el cual transportar gas boliviano hacia Brasil entrando por el sur de este país –debiendo atravesar el norte de Argentina en dirección noa-nea, pasando por Misiones y desviando previamente un ducto que lleve el fluido a Asunción- para luego subir en dirección norte hasta alcanzar Brasilia (en un futuro se podría extender a Uruguay).

Los yacimientos descubiertos en Bolivia son una continuación de la alineación estructural de los campos argentinos de Ramos, San Pedro, Acambuco y Macueta (noroeste) que en Bolivia conforman el alineamiento estructural de San Alberto, Itau, San Antonio y Margarita. Pero en relación a la cuenca Noroeste, si bien las perspectivas son favorables en cuanto a su potencialidad gasífera (especialmente en las formaciones paleozoicas de la denominada Cuenca de Tarija), la profundidad de sus yacimientos y dificultades de perforación, así como también el clima tropical con fuertes lluvias y un terreno de difícil transitabilidad, implican costos elevados que hacen arriesgada la exploración para compañías de mediano a pequeño tamaño.

Con solo escuchar estas cifras, la supremacía del gas boliviano (por su mayor disponibilidad y menor costo) parece abrumadora. Sin embargo y como se mencionara en otro apartado de este estudio, no existe un mercado único del gas natural a nivel mundial sino que son varios mercados regionales que en forma natural quedan segmentados por la dispersión geográfica de los centros de consumo y los elevados costos de infraestructura necesarios para conectar dichos centros. Por lo tanto, la mayor presencia de Bolivia en la región no necesariamente debería obrar en un futuro como un sustituto del gas natural argentino en terceros mercados sino quizá se lo podría ver -al menos en el mediano plazo- como un proveedor que abastece aquellas zonas donde el fluido argentino es muy costoso llevarlo por la influencia del transporte. Por el mismo motivo la provisión barata de gas desde Venezuela tampoco es competencia, país que presenta los volúmenes más significativos de reservas de hidrocarburos y las mejores perspectivas para un futuro mediato, con un 68% de las reservas de petróleo y un 50% de las reservas de gas de la región. El problema que exhiben las mismas es la gran distancia que las separa de los centros de producción y los mercados del centro–este del continente. Otro yacimiento importante es el de Camisea en Perú, pero está lejos de los grandes centros de consumo (ubicado en el Matto Grosso peruano), no compite con el gas boliviano de Santa Cruz de la Sierra (como así tampoco el argentino). Dada la situación de cercanía geográfica de Argentina y Bolivia respecto de los grandes centros de consumo de Brasil tales como Porto Alegre, San Pablo e incluso Río de Janeiro, estos países se encuentran en las mejores condiciones para abastecer de gas a estos mercados, en la medida que el precio resulte competitivo, aunque en ello Bolivia corre con claras ventajas habida cuenta su cercanía a ese gran mercado (Brasil), sus costos de desarrollo relativamente bajos y un mercado interno poco desarrollado, si se lo compara con el mercado doméstico de Argentina.

Debe contemplarse además que las empresas del sector tienen una visión estratégica del negocio y en este sentido apuntan a lograr una completa integración regional energética en el Cono Sur, lo cual implica definir el posicionamiento en las cuencas y las alianzas necesarias para el servicio del transporte. La integración regional se ha convertido para los productores de gas una cuestión prioritaria para no quedar relegados al consumo de sus países de origen. Llegar hasta los mercados menos maduros permite no solamente desarrollar las reservas sino también ampliar las escalas de producción con mejoras de costos y productividad. En este sentido, vale destacar la integración de las reservas argentino-bolivianas. En los últimos años las empresas petroleras que operan en Argentina han realizado fuertes inversiones en la búsqueda de hidrocarburos en Bolivia,


59

merced al conocimiento de la geología de la cuenca Noroeste (que se extiende en suelo boliviano conformando la cuenca de Tarija en el país vecino) y a la decisión estratégica de posicionarse en la adquisición de reservas gasíferas con vistas a las exportaciones a Brasil.

Pero si bien entonces Bolivia corre con cierta ventaja respecto a Argentina en cuanto a productividad y precio del gas natural se refiere para abastecer ciertos mercados (Brasil fundamentalmente), Argentina no por ello deja de ser competitiva en la materia (que lo es y mucho por cierto) y ello se refleja claramente en el crecimiento explosivo que las exportaciones de gas argentino han evidenciado desde 1997 hacia nuestros días, orientadas básicamente a Chile pero también atendiendo Uruguay y el sur de Brasil. En este sentido y tal como se dijera anteriormente, las ventajas de cada uno de los países exportadores queda definida no solo por la productividad y precio en pozo sino además y fundamentalmente por los rígidos y elevados costos de transporte que tienen el poder de segmentar los mercados.

Fuente: Secretaría de Energía, BP Amoco Statistical Review of World Energy June 2002 y OLADE

MATRIZ DE ENERGIA PRIMARIA. AÑO 2001

BRASIL

45%

7% 7%

2%

13%

26% PETROLEO GAS CARBON NUCLEAR HIDRO LEÑA Y OTROS

BOLIVIA

61

25

14

CHILE

41%

26%

10%

7%

16%

URUGUA

56%

1%

29%

14%


60

Y Yendo precisamente al lado aspecto de la demanda, Argentina tiene un mercado interno muy maduro, el mayor de la región por lejos. El 46.2% del balance de energía primaria corresponde al gas, sobrepasando incluso a la del petróleo (41.3%), ratio que lo ubica inclusive entre los mayores del mundo, sobrepasado sólo por los mayores productores de gas a nivel mundial (países de Medio Oriente y los pertenecientes a la ex URSS). Pero en los países vecinos el gas natural es un insumo poco difundido a nivel combustible. En Bolivia alcanza el 25%, en Chile el 26.3% y en Brasil tan sólo el 6.6%, donde predomina el uso del petróleo y la energía hidroeléctrica. Precisamente, muchos analistas destacan que el mercado brasileño será el principal impulsor del crecimiento en los próximos años y hacia allí se canalizan los grandes excedentes de la producción gasífera boliviana a través del gasoducto Santa Cruz de la Sierra-San Pablo. Y las estimaciones de crecimiento para las próximas décadas para el conjunto de la región también son auspiciosas (ver sección perspectivas internacionales). Precisamente, los proyectos de exportación (ya concretados)

que se emprendieron en los últimos años en Argentina y países limítrofes (más los que están en estudio) están basados en el potencial energético aún no explotado en la región pero no sólo por un (eventual) futuro mayor uso relativo del recurso natural sino además por la relación directa existente entre consumo de energía y nivel de ingreso25.

Pero los proyectos gasíferos se desarrollan de manera lógica, en el sentido que para concretarse necesitan tener en una punta las reservas y en la otra, conectada por un gasoducto, el consumo con un factor de carga tal que permita amortizar las inversiones aguas arriba, en desarrollo de yacimientos y fundamentalmente en infraestructura de transporte y de distribución. Por las características del negocio, que requiere fuertes inversiones que maduran lentamente, los tiempos de efectivización de estos procesos son relativamente largos. Los proyectos se desarrollan a partir de una demanda claramente definida y con la que existen contratos puntuales: normalmente, se trata de proyectos de generación termoeléctrica o de emprendimientos mineros, como ocurre en el norte de Chile. Con esa lógica Argentina concretó conexiones con los países vecinos lógicos, básicamente con Chile a través de 7 gasoductos por los cuales fluyen 14 M m3 diarios porque la infraestructura es menos costosa, las distancias son más cortas, el mercado es más chico, no exige tantas reservas. A Uruguay también se exporta (Gasoducto Paysandú, cubre el trayecto Entre Ríos y Montevideo, y a fines de noviembre de 2002 comenzó a operar el gasoducto Cruz del Sur, que une Punta Lara con Colonia y de allí en un futuro próximo a Montevideo, y está en estudio su prolongación hasta Porto Alegre) pero es un mercado pequeño, al igual que el gasoducto Mesopotámico que une la provincia de Entre Ríos con Uruguayana (Brasil), aunque ya se está construyendo su prolongación hasta la ciudad de Porto Alegre, que aportará un tráfico adicional de 2.5 Mm3/dia.

Por otro lado, San Pablo es un mercado muy apetecible pero por el momento en apariencia inaccesible, ya que es un mercado casi tan grande como el argentino en su totalidad (la ciudad paulista hoy es abastecida con gas boliviano a través del gasoducto Santa Cruz de la Sierra-San Pablo, por el cual fluyen sólo 15 Mm3/día de los proyectados 30 Mm3/día, su capacidad máxima). Inclusive, quienes operan los yacimientos del sur de Bolivia (Repsol y Petrobrás) estudian el tendido de un paralelo a Santa Cruz de la Sierra.

Adicionalmente, Brasil está atravesando una crisis eléctrica causada por años de bajo promedio de lluvias (gran parte de su matriz energética se apoya en la generación hidroeléctrica), deviniendo en la necesidad de implementar cortes de energía de manera tal de reducir el consumo del sector industrial y residencial en un 20%. Como parte de la solución ha lanzado un plan de 49 termoeléctricas con gas natural que tenían que entrar en funcionamiento a fines de 2002, pero que sin embargo no entraron por un problema de su propia política energética -la cual a su ritmo va avanzando- y el encarecimiento que sufrió el gas boliviano como consecuencia de la devaluación del Real (los contratos de exportación son en dólares) . En los años 79-80 Brasil era profundamente dependiente de las importaciones de petróleo y la crisis de fines de los 80 los llevó a una profunda recesión. A partir de entonces Petrobrás desarrolló a instancias del poder político brasileño una capacidad que la hace una de las principales empresas petroleras del mundo en exploración y producción off-shore, tal que hoy los brasileños se autoabastecen en petróleo. También por una decisión política el 90% de su abastecimiento eléctrico es hidráulico y por otra decisión política sus vehículos consumieron alcohol. Dentro de esta estrategia energética el gas es sólo un complemento para ellos, no forma parte de su estrategia central porque no tienen el recurso pero ese complemento tratan de manejarlo porque son propietarios de casi el 75% de las reservas de Bolivia y compraron en Argentina una empresa que tiene (entre otros activos) reservas de gas (Pecom). Es una estrategia general y regional la de Petrobrás, avalada por Itamaratí (cancillería).

Por lo tanto y mientras se argumenta que el futuro del negocio gasífero argentino está en el mercado brasileño, las empresas locales exportan a Chile, ventas que por otro lado no estarían amenazadas por envíos sustitutos desde Bolivia (por un lado porque están más especializados con Brasil y por otro por cuestiones topográficas). Lo que sí podría ocurrir y sería inclusive deseable


61

25 El consumo energético per cápita en la región oscila entre 1726 y 581 kg equivalentes de petróleo por año, comparado con 2865 kg para España, 2916 para Italia y 7937 para EE.UU.

que sucediera es que el cono sur adopte una estrategia regional de gas natural basada en las realidades de la región, es decir con un mercado argentino como el más grande de la región (en términos de su matriz energética), con horizonte de reservas de corto plazo, que pueda abastecer mercados pequeños como el chileno. Por otro lado, un país como Bolivia con un horizonte de reservas de más de 100 años puede abastecer a Brasil dado su muy bajo nivel de consumo (es un país muy pobre con un consumo diario de 2 Mm3). El recurso natural existe, después podrá o no haber un problema de financiamiento o de demanda. Los intereses de la Argentina pasan más por cómo se abastece al mercado interno en el largo plazo de la manera más eficiente y segura posible antes que concentrarse en el negocio de la exportación. Puede vender excedentes en el exterior pero dentro de una estrategia regional.

Al final del capítulo se describen en forma más detallada los mercados de gas natural de Chile, Brasil y Uruguay, sus perspectivas de desarrollo y las implicancias de estas últimas para el desarrollo del sistema gasífero argentino.

COMERCIO EXTERIOR ARGENTINO DE GAS NATURAL Las exportaciones argentinas de gas natural en 2001 superaron los 6.000 MMm3, por un

monto equivalente de u$s 309 M, habiendo comenzado en el año 1997 con incipientes 670.7 Mm3 (la décima parte del actual volumen) y tan sólo u$s 25M, siendo Chile el principal cliente (87.2% del caudal enviado). Vale recordar que entre 1972 y 1999 Argentina era un importador neto de gas natural, más alla que el fluido que se importaba desde Bolivia obedeció a un acuerdo firmado por

razones diplomáticas entre ambos países. Inclusive, la participación de dichas importaciones en el mercado local era bastante baja. De todos modos, en junio de este año Pluspetrol Bolivia Corporation inauguró el gasoducto Madrejones-Campo Durán26 que permitirá el ingreso de gas desde los yacimientos del bloque boliviano de Yacuiba a la planta que posee Refinor en C. Durán (Arg.) –previo tratamiento del fluido en la Planta de Tratamiento Madrejones (Bolivia) también inaugurada para esta ocasión-, donde el gas es sometido a un acondicionamiento final y luego transportado para su consumo hasta la Central Térmica Ave Fénix de Pluspetrol en Tucumán.

EXPORTACIONES DE GAS NATURALMm3 1997 1998 1999 2000 2001BRASIL 0 0 0 170.688 739.788CHILE 670.742 1.979.047 3.363.244 4.434.646 5.280.994URUGUAY 0 6.000 22.630 37.370 36.483TOTAL 670.742 1.985.047 3.385.873 4.642.704 6.057.265

Miles de u$s 1997 1998 1999 2000 2001BRASIL 0 0 0 11.819 44.360CHILE 24.951 84.452 137.867 185.005 263.127URUGUAY 0 281 1.029 1.860 1.880TOTAL 24.951 84.733 138.896 198.685 309.366

Cant gasoductos 2 3 8 9 9en operaciónFuente: Secretaría de Energía


62

26 El gasoducto tienen una extensión de 43 km -9 km del lado boliviano y 34 km del lado argentino- y su diámetro es de 12’’ (Bolivia) y 8 5/8’’ (Arg.). Las inversiones realizadas al 31/12/01 alcanzaron los u$s 112 M (incluyendo exploración y perforación) y la producción actual de gas es de 600 Mm3/dia.

dos; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: 63

UTILIZACION DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE LOS GASODUCTOS DE INTERCONEXION

26,0% 24,2%

57,7%

21,9%

93,9%86,3%

95,7%

72,5%

7,0%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Nor

andi

no

Atac

ama

Gas

ande

s

Pací

fico

Met

hane

xYP

F

Met

hane

x SI

P

Met

hane

xPA

N TGM

Petro

urug

uay

Fuente: elaboración en base a datos del Enargas

Actualmente existen en operación diez gasoductos de exportación, con una capacidad de transporte equivalente del orden de los 15.530 MMm3/año, por lo que entonces, sin considerar la capacidad del gasoducto Cruz del Sur (que entró en operaciones a fines de este año), el sistema operó en 2001 al 45.4% de su capacidad. Y si se tiene en cuenta las ampliaciones previstas en esos mismos gasoductos y los existentes en fase de estudio y/o ejecución (ver cuadro N. Caruso; Sector gas natural y derivaOficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

adjunto), la capacidad de transporte del sistema podría ascender a los 19.800 MMm3/año. Debe recordarse que las exportaciones de gas natural requieren la aprobación previa de la Secretaría de Energía (la cual debe asegurar el abastecimiento del mercado interno), aunque en la actualidad esos permisos son de carácter automático. Hasta el momento el caudal de operaciones de exportación autorizadas por la SE por los próximos veinticinco años asciende a 37.35 MMm3/dia (221.339 MMm3; ver cuadro adjunto).

Por otro lado y según estimaciones de las propias empresas, el aprovechamiento de la proyectada mayor demanda de gas natural en la región requerirá de adicionales inversiones en infraestructura de transporte, actualmente considerada insuficiente. Entre esta inversiones se mencionan: 1) en el sur de Brasil la ampliación del TGB (u$s 1.000 M), la construcción del gasoducto Uruguayana-Porto Alegre (u$s 320 M), ampliaciones en las redes de transporte y distribución (u$s 1.500 M) y más de 20 centrales eléctricas (u$s 6.800 M); 2) en Argentina la ampliación de la capacidad de transporte de TGN y TGM (u$s 450 M); 3) en el sur de Chile el Gasoducto del Valle Central (u$s 140 M) y centrales térmicas vinculadas (u$s 200 M); 4) en Bolivia la ampliación del gasoducto BTB, necesaria para conectar el caudal de los yacimientos del sur del país con el gasoducto TGB (u$s 400 M). Pero estas inversiones no podrán desarrollarse sin la correspondiente financiación y en este sentido el mercado de capitales es bastante reacio con cualquier inversión en América Latina pero más aún en Argentina, donde además de la fragilidad macroeconómica se agregan aspectos inherente a la inseguridad jurídica que truncan cualquier posibilidad de desarrollo de negocio sustentable.

GENERACION Y EXPORTACION DE ELECTRICIDAD: SINERGIAS CON

EL GAS NATURAL Por último, una breve apreciación en torno al mercado de electricidad. Los precios relativos

de los diferentes combustibles utilizados para la generación de electricidad y el mismo precio de esta última también actúan como verdaderas señales o incentivos para las perspectivas de desarrollo del negocio del gas natural. En este sentido, en el cuadro adjunto se observa en primera instancia el costo de los derivados del petróleo que se utilizan en la generación térmica (fuel oil y gasoil) a partir de un crudo de u$s/bbl 20 y, en segundo lugar, se muestra a partir de los valores de referencia de los distintos mercados regionales eléctricos los precios del gas natural equivalente (boca de pozo). De allí se desprenden dos conclusiones: 1) la conveniencia del gas como combustible alternativo para la generación de electricidad (aún a

razón de u$s 20 el barril -cuando el crudo hoy cotiza por encima de los u$s/bbl 30- la generación de energía térmica a base de fuel oil/gas oil se realiza a razón de u$s 4.205 promedio el millón de Btu de gas, cuando el precio en boca de pozo en Argentina antes de la devaluación era de u$s/MMBtu 1.74 para el promedio de 2001).

2) la ventaja de Argentina de exportar directa o indirectamente (a través de la exportación de electricidad) gas en condiciones competitivas para abaratar los costos de generación de electricidad en países como Chile y Brasil (este último con intenciones de seguir apostando mayoritariamente a la hidroelectricidad), donde el costo equivalente del millón de Btu es mayor al vigente en nuestro país. Argentina tiene el parque de generación eléctrica más moderno del mundo, lo cual le permite generar electricidad a costos muy bajos, inferiores a los de cualquier país desarrollado (pero no a los actuales u$s 7.3 por Mwh producto de la pesificación de tarifas), por lo que el sector de gas natural podría verse beneficiado del aprovechamiento de las ventajas competitivas del sector eléctrico proveyéndole el insumo necesario (gas natural) para generar energía barata exportable (tecnología de ciclos combinados) a estos países. En este sentido, la ejecución del proyecto de construir una línea de 500 Kw para exportar electricidad a Brasil (sistema NOA-NEA) podría contribuir a valorizar las reservas gasíferas de la cuenca del noroeste argentino.


64

(*) Valores año 2001

Mercado eléctrico*

Combustibles alternativos para la generación térmica de electricidad*

Petróleou$s/bbl 20

Fuel Oilu$s/m3 125 o

u$s/MMBtu 2,9

Gas Oilu$s/m3 165 o

u$s/MMBtu 4,38

Generación Turbo VaporCMg u$s/Mwh 27,4

Generación CCCMg u$s/Mwh 30,4

Costo del gas equivalente

u$s/MMBtu 4,03

Costo del gas equivalente

u$s/MMBtu 4,38

STGO DE CHILEE.E. u$sMwh 34,4(u$s/MMBtu 5,04)

PORTO ALEGREE.E. u$sMwh 36,85

(u$s/MMBtu 5,4)

SAN PABLOE.E. u$sMwh 36,85

(u$s/MMBtu 5,4)

BUENOS AIRESE.E. u$sMwh 23,4(u$s/MMBtu 3,4)


65

en

GASODUCTOS DE EXPORTACIONDATOS FISICOS

OPERADOR DIAMETRO y MAPO CAPACIDAD EXPO UTILIZ. CAP. INVERSIONGASODUCTO SITUACION TECNICO CABECERA / TERMINAL LONGITUD (kg/cm2, M) (MMm3/dia) ULT 12 m INSTALADA EN ARG.

(MMm3/dia) (MM u$s)

Norandino Operativo TGN Gto. Norte Prog. Km 160 / 20'' / 380 km 95,0 5,0 1,3 26,0% 241Oct-99 Paso de Jama (Chile)

Atacama Operativo CMS Energy Cnel. Cornejo / Paso de 20'' / 531 km 95,0 9,0 2,2 24,2% 230Jun-99 Jama (Chile)

Gasandes Operativo TGN La Mora / Paso del Maipo 24'' / 313 km 100,0 10,0 5,8 57,7% 162Jul-97 (Chile)

Pacífico Operativo Nova Gas Loma la Lata / Paso Buta 20'' y 24'' / 95,0 3,5 0,8 21,9% 150Dic-99 International Mallín (Chile) 296 km

Methanex YPF Operativo Respol YPF El Condor / Posesión 12'' / 8 km 66,3 2,0 1,9 93,9% 2May-99 (Chile)

Methanex SIP Operativo SIPETROL Cabo Vírgenes / Dungeness 8'' / 1,2 km 85,0 1,3 1,1 86,3% 300Ago-99 (Chile)

Methanex PAN Operativo Bridas - San Sebastián / Bandurrias 10'' / 48,5 km 95,9 2,0 1,9 95,7% 7Ene-97 SAPIC (Chile)

TGM Operativo TGN Aldea Brasileira / Uruguayana 24'' / 450 km 75,5 2,8 2,0 72,5% 125Ago-00 (Brasil)

Petrouruguay Operativo TGN Gto. Entrerriano / Pte. Int. 10'' / 15 km 60,0 1,0 0,1 7,0% 4Oct-98 Gral. Artigas (Uruguay)

Cruz del Sur Operativo British Gas Punta Lara / Colonia 24'' / 55 km 95,0 6,0 - - 40Dic-02 (Uruguay) 18'' / 38 km 40,0

TOTAL EN OPERACIÓN 42,6 17,0 39,9% 1.261

PROYECTADOS / EN CONSTRUCCIONGto. Entrerriano / Cruce por

Casablanca Proyecto TGN debajo del Rio Uruguay a 16'' / 10,5 km 70 2 /// // 1R.O.U.

Gasandes* Proyecto Ampliación en suelo chileno y extens. 70 km 1,5 /// // 20planta de compr. en C. Neuq.

TGM / TSB En construc. Uruguayana / Porto Alegre 10 /// //Cruz del Sur En estudio Montevideo / Porto Alegre /// //Pocitos Proyecto Refinor Campo Durán / Frontera 12'' / 21 km 72 1,2 /// // 3,2

argentino-boliviana (Pocitos)ADICIONAL PROYECTADOS 14,7 24,2

Fu te: ENARGAS e información propia(*) inauguración proyectada para julio 2003


66

AUTORIZACIONES DE GAS OTORGADAS

CUENCA / ORIGEN FECHA EMPRESAS GASODUCTO DESTINO PLAZO VOLUMEN VOLUMENNORMATIVA AÑOS TOTAL DIARIO

MMm3 MMm3 / diaCUENCA NEUQUINA

D. Ad. 35/00 03/04/00 YPF SA, PAN AMERICAN ENERGY Pacífico Chile 25 14.090 3,10Res. SOSP 140/96 Sierra Chata 19/06/96 PET. SANTA FE, STA FE ENERGY ARG., GasAndes Chile 15 13.668 2,50

BP, M. EXPLORATION, CGC, GASSUR Metrogas, ChilgenerRes. SEyP 200/97 18/04/97 TOTAL AUSTRAL, DEMINEX ARG., BRIDAS GasAndes Chile 10 10.000 1,85

AUSTRAL MetrogasRes. SE 142/98 20/04/98 YPF GasAndes Chile, San Isidro 15 9.855 1,80Res. SE 447/98 11/09/98 PETROURUGUAY SA C. Oeste/ Del Litoral Uruguay, Ancap 10 730 0,20Res. SE 465/98 25/09/98 YPF C. Oeste / Uruguayana Brasil, Uruguayana 20 18.300 2,80Res. SE 353/99 Aguada Pichana 24/06/99 TOTAL AUSTRAL, DEMINEX ARG., PAN GasAndes Chile, Colbún 15 6.648 1,21

San Roque AMERICAN ENERGYRes. SE 411/99 05/08/99 YPF GasAndes Chile, Colbún 15 1.622 0,30Res. SE 167/01 28/02/01 PAN AMERICAN ENERGY, WINTERSHALL Cruz del Sur Uruguay 15 8.268 1,75Res. SE 3/02* Aguada Pichana 03/09/02 TOTAL AUSTRAL, WINTERSHALL GasAndes Chile, Colbún 14 8.580 1,65

San RoqueTOTAL C. NEUQUINA 91.761 17,16

CUENCA AUSTRAL

Decreto 584/95 Tierra del Fuego 21/04/95 YPF, BRIDAS, BRIDAS AUSTRAL, CHAUVO Bandurrias Chile, Methanex II 21 15.330 2,00Magallanes RESOURCES

Res. SE 144/97 G. San Jorge 03/11/97 YPF El Cóndor - Posesión Chile, Methanex II 20 15.422 2,00Res. SE 144/97 Magallanes 03/11/97 SIPETROL Punta Dungeness Chile, Methanex II 17 4.653 0,75Res. SE 449/99 30/08/99 SIPETROL ARGENTINA Punta Dungeness Chile, Methanex III 17 820 0,13Res. SE 86/02* Magallanes 06/05/02 SIPETROL ARGENTINA Punta Dungeness Chile, Methanex III 4 536 0,40Res. SE 351/02* Magallanes 01/08/02 SIPETROL ARGENTINA Punta Dungeness Chile, Methanex III 12 854 0,20Res. SE 41/02* Tierra del Fuego 11/09/02 TOTAL AUSTRAL, WINTERSHALL, PAN A definir Chile, Methanex 21 15.022 1,98

Plat. Cont. AMERICAN ENERGYRes. SE 53/02* G. San Jorge 16/09/02 YPF El Cóndor - Posesión Chile, Methanex II 21 7.522 1,04TOTAL C. AUSTRAL 60.159 8,50

CUENCA NOROESTE

Res. SE 169/97 Ramos 20/11/97 PLUSPETROL, ASTRA Atacama Chile, Atacama 15 14.509 2,65Res. SE 296/98 S. Aguaragüe 10/07/98 TECPETROL, AMPOLEX, CGC Norandino Chile, Edelnor 17 22.959 3,70

S. Antonio Sur ElectroandinaRes. SE 576/99 28/10/99 YPF Norandino Chile, Electroandina 17 10.135 1,75Res. SE 565/99 28/10/99 YPF Norandino Chile, Edelnor 17 3.723 0,60Res. SE 629/99 26/11/99 YPF Atacama Chile, NO Pacífico 15 4.931 0,90Res. SE 659/99* 03/12/99 YPF Nuevo Brasil, Cuiabá 19 8.231 1,19Res. SE 168/00 28/06/00 YPF Atacama Chile, Edelnor 17 4.931 0,90TOTAL C. NOROESTE 69.419 11,69TOTAL AUTORIZADO 221.339 37,35

Fuente: Enargas y datos propios(*) No están en operación


67

MERCADOS REGIONALES CHILE SECTOR ENERGÉTICO Chile es un país que se caracteriza por no disponer de una amplia oferta de recursos

energéticos convencionales (sus principales recursos son la leña, el gas y la hidro), lo cual lo convierte en un país importador neto de energía, ya sea tanto en materia de petróleo (crudo y sus derivados en general) como de gas, carbón y electricidad. Sólo registra excedentes comerciales de gasolinas y metanol, ambos derivados de la importación de fuentes primarias como el petróleo y el gas natural.

BALANCE COMERCIAL ENERGETICO (2001)

-120.000

-100.000

-80.000

-60.000

-40.000

-20.000

0

20.000

40.000

Petró

leo

Gas

nat

ural

Car

bón

Der

. del

pet

.

Die

sel

Gas

olin

as

Gas

licu

ado

Kero

sene

Elec

trici

dad

Met

anol

Tera

calo

rías

Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile

Gran parte de las compras externas de combustibles se realiza en Argentina, dada su abundancia de recursos y ubicación geográfica. Nuestro país provee el 77% de las importaciones de petróleo chilenas (en mucha menor medida lo hacen Brasil (6%), Perú (5%) y Nigeria (5%)), 100% de las compras de gas natural y el 54% de las correspondientes al gas licuado (le siguen Congo con el 15%, Venezuela 11%, Argelia 6%, Nigeria y Noruega con el 5% cada una y Arabia Saudita y Bolivia con el 4% repartido en partes iguales). Mientras que el carbón proviene mayoritariamente de Canadá (31%), Indonesia (27%) y Australia (25%).

Estas importaciones son quienes en definitiva configuran la actual estructura de la matriz energética primaria chilena, que muestra una marcada preponderancia del petróleo y el gas, habiendo sido este último quien precisamente experimentó el mayor crecimiento en los últimos 25 años, reflejado en un incremento de su participación de 10 puntos porcentuales en dicho lapso a expensas del petróleo (a razón de una tasa promedio anual del 7.8%), manteniéndose prácticamente sin cambios la participación del resto de los combustibles. De todos modos, debe aclararse que el grueso del cambio de la estructura energética se verificó en los últimos 5 años, habida cuenta del inicio de la compra de gas natural a Argentina en grandes volúmenes asociada a la expansión del sistema eléctrico sobre la base de ciclos combinados -reemplazando al carbón como insumo en la generación térmica y la hidro- y la mayor demanda industrial (principalmente emprendimientos N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación.

68

mineros), proceso que también se refleja en la alta participación en la matriz energética secundaria (donde el gas natural creció a razón del 11.2% promedio anual en los últimos 25 años, pero 34.3% promedio anual desde 1996). Inclusive, se prevee que esta participación del gas natural vaya en aumento dados los proyectos de interconexión gasífera desarrollados recientemente con la República de Argentina y el crecimiento del uso en nuevas centrales de ciclo combinado desarrollado en el Plan de Obras del sector eléctrico de la CNE. Después de Argentina es el segundo mayor consumidor de gas en la región (medido por la participación en la matriz energética).

MATRIZ ENERGETICA PRIMARIA

Carbón10%

Hidro7%

Leña y otros16%

Gas natural26%

Petróleo41%


MATRIZ DE ENERGIA SECUNDARIA

Diesel15%

Gasolinas14%

Carbón9%

Leña15%

Otras fuentes

3%

Otros derivados

del petróleo4%

Gas licuado4%

Electricidad12%

Gas natural24%


EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA PRIMARIA Y

PROYECCION AL 2008

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

1978 1988 1998 1999 2000 2001 2008e

Petróleo Crudo Gas Natural Carbón

Hidroelectricidad Leña y Otros


En el sector hidrocarburos gaseosos, actualmente existen 6 compañías de transporte de gas natural por ductos y 5 compañías de distribución de gas natural por redes. El gas natural proviene principalmente de la cuenca de Neuquén en Argentina, limitándose el suministro de gas natural chileno a la zona de Magallanes (Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir). Los precios, se rigen por los mercados internacionales mediante la paridad de importación, con la excepción del gas


69

natural cuyo precio está dado por los precios de las cuencas productoras de Argentina y Chile, los que son reflejados en los contratos de largo plazo libremente pactados.

En agosto de 1997, se iniciaron las importaciones de gas natural argentino a la zona central de Chile a través del gasoducto internacional Gasandes, el cual transporta gas desde la Cuenca Neuquina para el abastecimiento de la compañía distribuidora de Santiago y 3 centrales termoeléctricas del Sistema Interconectado Central (SIC). El abastecimiento de la V región desde el city gate de Gasandes lo realiza el gasoducto nacional Electrogas desde 1998. En 1999 iniciaron sus operaciones los gasoductos Gasatacama y Norandino en la II Región. Ambos transportan gas natural desde Argentina hasta centrales de ciclo combinado ubicadas en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y hacia centros mineros e industriales de la zona. Gasoducto del Pacífico

inició el transporte de gas natural desde la Cuenca Neuquina hasta la VIII Región en octubre de 1999 para abastecer principalmente a empresas distribuidoras industriales y residenciales de la zona. Por último, se encuentran los gasoductos Bandurrias (1997), Punta Dungeness y Cóndor-Posesión (1999) que conectan el gas de la Cuenca Austral con las plantas que fabrican metanol (Planta Cullén y Planta Posesión) en el sur de Chile y próximas a la frontera argentina, producto que luego es totalmente exportado.

UTILIZACION DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE LOS GASODUCTOS DE INTERCONEXION CHILE-ARGENTINA

26,0% 24,2%

57,7%

21,9%

93,9%86,3%

95,7%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Nor

andi

no

Atac

ama

Gas

ande

s

Pací

fico

Met

hane

xYP

F

Met

hane

x SI

P

Met

hane

xPA

N

Fuente: elaboración en base a datos del Enargas

Merece destacarse sin embargo que, a pesar del gran impulso que ha tomado la demanda de gas natural en los últimos años, el nivel de utilización de la capacidad máxima de transporte de los gasoductos de conexión internacional con Argentina es muy bajo, promediando el 45.4%, mostrando coeficientes elevados sólo en los gasoductos de la zona sur que conectan la Cuenca Austral con las plantas elaboradoras de metanol.

Con la llegada del gas natural argentino a la zona central las compañías de gas de ciudad se han transformado, cambiando de nafta a gas natural como materia prima para la fabricación de gas y simultáneamente expandiendo las redes para la distribución exclusiva de gas natural. En 2001 se consumieron 7.244 MMm3 y la principal zona de demanda de gas natural fue la XII región (49% del total), la cual es abastecida por la cuenca austral de Argentina (43.2%) y la cuenca de Magallanes del sur de Chile (56.8%). Del total consumido a nivel nacional, el 66.9% fue importado desde Argentina (44.8% proveniente de la cuenca neuquina, 29.3% de la cuenca austral y 25.8% de la cuenca del noroeste), siendo el 33.1% restante obtenido de yacimientos de la cuenca magallánica chilena, cuya incidencia ha venido decreciendo desde 1997, año de inicio de las operaciones de compra de gas natural a Argentina.

bc

CONSUMO APARENTE DE GAS NATURAL (2001). MMm3a. Consumo 7.244. Stocks/pérd. (d+c-a) 565. Producción (Magallanes) 2.582 33,1%

d. Importaciones 5.227 66,9% Cuenca NOA 1.350 25,8% Cuenca Neuquina 2.344 44,8% Cuenca Austral 1.534 29,4%Fuente: elaboración en base a CNE

II REGION RM - V REGION VIII REGION TOTAL

(CNOA) (CNQ) (CNQ) CAUSTRAL MAGALLANES1.350 2.140 204 1.534 2.017 7.245

18,6% 29,5% 2,8% 100,0%Fuente: elaboración en base a CNE

XII REGION

49,0%

CONSUMO DE GAS NATURAL POR REGION Y CUENCA DE ORIGEN (2001). MMm3


70

ESTRUCTURA DE DEMANDA DE GAS NATURAL

Ind. y Min.12%

Com, Públ y Resid.

6%

Electricidad37%

Metanol37%

Transporte0% Otros

8%


Es

TrIndCoCe TO

tructura de Dem anda de Gas Natural (2001)M ill. M 3

ansporte 12 0,2%. y M in. 872 12,0%m , Públ y Resid. 449 6,2%ntros de Transf. 5.911 81,6% 100,0% Electricidad 2.661 36,7% 45,0%

M etanol 2.698 37,2% 45,6%

O tros 552 7,6% 9,3%

TAL 7.244 100,0%

%

Teracalorías Der. del petr. G N G as licuado Electricidad Carbón Coke Leña O tros TotalTRANSPO RTE 67.010 111 0 199 0 0 0 0 67.320IND. Y M INERIA 22.116 8.145 1.239 23.396 6.841 2.505 9.077 1.970 75.289CO M , PUBL Y RESID. 2.109 4.189 10.800 10.271 7 0 28.487 419 56.282

PorcentajeTRANSPO RTE 99,5% 0,2% 0,0% 0,3% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 100,0%IND. Y M INERIA 29,4% 10,8% 1,6% 31,1% 9,1% 3,3% 12,1% 2,6% 100,0%CO M , PUBL Y RESID. 3,7% 7,4% 19,2% 18,2% 0,0% 0,0% 50,6% 0,7% 100,0%Fuente: CNE

CO NSUM O DE ENERG IA PO R SECTO RES (2001)

A nivel demanda, su destino principal es la transformación a otras formas de energía

(electricidad) y el consumo de petroquímicas para la fabricación de metanol, seguido muy de lejos por otras industrias y el consumo residencial. Respecto a este último segmento sorprende (más aún considerando que un cuarto del consumo energético en Chile es sobre la base de gas natural) que la

mitad de las necesidades energéticas sean suplidas con leña (y otra fuentes primitivas) y la electricidad ocupe recién el tercer puesto con sólo poco más del 18% de participación, aún después del gas licuado, lo que a las claras está denotando la falta de cobertura de la población con adecuada infraestructura (tanto en electricidad como en gas natural por redes). En este sentido, sólo basta observar las estadísticas para comprobar que en el año 2001 sólo el 1.8% de la población residencial tenía acceso al gas natural (mientras que en Argentina alcanza el 60%), ratio que no llega siquiera a duplicarse (3.4%)

cuando además se consideran los clientes residenciales que consumen gas licuado. En términos absolutos estamos hablando de tan sólo 275 mil personas en GN a fines de 2001 (299 mil a sept-2002) y 239 mil en GLP, sobre una población de 15.2 millones de habitantes, aunque merece destacarse la tasa a la cual se va incorporando gente a la red en forma anual en cualquiera de los dos combustibles. A junio 2002, la distribución por región de esos usuarios era la siguiente: Metropolitana 188.747 clientes (66.8%), V 65.332 (23.1%), XII 43.917 (15.5%) y VIII 1.453

RATIO DE COBERTURA DE LA POBLACION CON GN Y GLP

0,3% 0,3% 0,3% 0,5%1,0%

1,5%1,8%1,1% 1,2% 1,3%

1,4%

1,4%

1,6%

1,6%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2000

GN GLP

Fuente: CNE


71

(0.5%), destacando que salvo en la XII Región el resto de los clientes comenzaron a incorporase al uso de la red hace muy pocos años (1997 en RM, 1998 en V y 2000 en VIII).

RESIDENCIAL **OTROS TOTALTASA DE

CRECIMIENTO ANUAL

1995 37.175 934 38.109 -1996 37.897 955 38.852 1,91997 41.144 1.186 42.330 9,01998 75.745 1.897 77.642 83,41999 152.667 4.327 156.994 102,22000 224.077 6.272 230.349 46,72001 274.852 7.577 282.429 22,6*2002 299.227 7.425 306.652 12,9

Fuente: CNE en base a empresas y SEC* Estadísticas a set del 2002 ** Comprende clientes Industriales, Comerciales, Fiscales, Centrales Eléctricas.

NUMERO DE CLIENTES DE GAS NATURAL

En cuanto al transporte, allí prevalecen los derivados del petróleo (gas oil y gasolinas) como

fuente principal de abastecimiento, dejando por ende un amplio campo de potencial penetración para el GNC y GLP. Con respecto a esto último, tan solo 2.671 vehículos de un parque total de poco más de 2 millones de unidades es impulsado por ambos tipos de combustible (2.442 y 229, respectivamente), equivalente al 0.13%, si bien cada vehículo consume un promedio de 317.5 m3 de GNC por mes cuando en Argentina 185.9 m3/mes. La aplicación del GNC en el transporte es muy reciente (1990) y su tasa de crecimiento promedio anual al 2001 ha sido del 4.2%, habiendo alcanzado dicho año un consumo de 11 mill m3, concentrando el 86.8% del mismo (9.6 mill m3) en la XII Región (10.5% en la región Metropolitana y el 2.7% restante en la V Región).

Cuando se analiza el perfil de consumo del universo de combustibles en el transporte a la luz de los precios relativos vigentes en el mercado (donde el precio del GNC es la mita del gas oil y la tercera parte de las gasolinas), no queda otra conclusión posible más que afirmar que los costos de conversión de la unidad a GNC es muy costosa (tanto como para no compensar el menor flujo de gastos asociado al consumo de un combustible más barato) o son más las desventajas que los beneficios de su uso como combustible para los usuarios. Esto último no puede decirse que se aplique al caso del gas licuado por

cuanto éste es un 38% más caro que el gas oil y tan solo un 12% más barato que las gasolinas. Por último, cabe destacar que la estructura impositiva penaliza el consumo de gasolinas a expensas del diesel y gas licuado.

FUENTES DE ENERGIA EN EL TRANSPORTE

Gasolinas36,2%

Diesel42,9%

Kerosene10,1%

GNC0,2%

Electricidad0,3% Otros

10,4%



72

COMBUSTIBLES EN ELTRANSPORTE: PRECIO PROMEDIO PAIS CON Y SIN IMPUESTOS (sept 2002)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Gas

olin

a 97

sp

Gas

olin

a 95

sp

Gas

olin

a 93

sp Die

sel

GN

C*

GLP

corri

ente

*

GLP

cata

lític

o*

$ / l

itro

/ m3

Con impuestosSin impuestos

Fuente: CNE

GASOLINA 93 KEROSENE DIESEL GAS LICUADOPRECIO EN REFINERIA 42,2% 71,6% 61,5% 48,2%MARGEN BRUTO COMERCIALIZACION 7,9% 13,1% 9,9% 36,6%IVA (1) 9,0% 15,3% 12,8% 15,3%IMPUESTO ESPECIFICO (2) 40,8% NO APLICA 15,8% NO APLICAFEPP 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%TOTAL IMPUESTOS 49,8% 15,3% 28,7% 15,3%Fuente: CNE(1) 18% sobre la suma del precio de refinería y el margen de com.(2) En la gasolina el monto es de 6 utm/m3 y 1,5 utm/m3 en el diesel

DESGLOCE PORCENTUAL DEL PRECIO A PUBLICOPOR COMBUSTIBLE DURANTE EL MES DE Sep-2002

En relación al mercado de gas licuado su uso básico es como combustible

residencial, ya que está muy poco difundido como insumo en la industria (solo el 10%, la cual se alimenta principalmente a electricidad y diesel) y su presencia es nula en el transporte (como se observó anteriormente). Actualmente ocupa el 4% en la matriz energética secundaria y en los últimos 25 años el consumo ha estado creciendo a razón de una tasa promedio anual del 5.5% (3.2% desde 1995), levemente superior al 4.8% del consumo energético global. En 2001 se consumieron 996 mil toneladas de GLP (de las cuales solo se produjeron 557 mil ton. y el resto se importó –poco más de la mitad se hizo desde Argentina-) para un universo de 273.349 clientes, de los cuales 238.917 (87.4%) corresponde a usuarios residenciales (sólo 36 mil clientes menos en relación a quienes consumen gas natural), lo cual arroja un consumo per cápita de 3.64 ton. (3.73 ton por usuario residencial y

ESTRUCTURA DE DEMANDA DE GAS LICUADO

Ind. y Min.10%

Com, Públ y Resid.90%



73

2.96 ton en comercios, industrias y servicios). De todos ellos el 74% está conectado a redes (a quienes se les factura por medidores) y el 26% restante lo consume en forma líquida a través de estanques que se conectan directamente al centro de consumo. El mayor consumo es en la zona metropolitana (132.200 clientes, 48.4% del total), seguido muy de lejos por las regiones V (36.000

clientes, 13.2%) y VIII (30.000, 11%). Por su parte, las importaciones (516 mil ton.) representaron en 2001 el 51.8% del consumo interno de gas licuado, participación que si bien es muy elevada ha venido decreciendo a lo largo de los ’90 (en cuyos incios era del 75%) como consecuencia del crecimiento de

la producción nacional a instancias del aumento de la demanda (mientras las importaciones se mantuvieron en el rango de las 400-500 mil ton.).

Estructura de Dem anda de G as Licuado (2001)M ill. Ton. %

Ind. y M in. 102 10,2%Com , Públ y Resid. 893 89,6%O tros 1 0,1%TOTAL 996 100,0%

PRODUCCION E IMPORTACIONES DE GAS LICUADO (1990-2001)

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Mile

s de

tone

lada

s

nacional importado

Fuente: CNE

CONSUMO SECTORIAL DE GLP (1965-2001)

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1965

1967

1969

1971

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

2001

Mile

s de

tone

lada

s

Centros de Transformación

Comercial, Público yResidencialIndustrial y Minero

Transporte

Fuente: CNE

Por lo que en definitiva y ratificando lo expuesto en párrafos precedentes, el consumo de gas natural en Chile cobró impulso y está estructurado básicamente sobre el desarrollo y expansión del parque térmico eléctrico -supliendo fuentes alternativas históricas como la hidro, el carbón y el fuel oil- y la demanda industrial, fundamentalmente la petroquímica (ver gráfico adjunto). De todos modos y exceptuando los gasoductos destinados a abastecer las plantas elaboradoras de metanol en la zona sur del país, el resto de la infraestructura de transporte internacional que conecta Chile con Argentina está ampliamente subutilizada.

EVOLUCION DEL CONSUMO DE GAS NATURAL 1965-2001

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

1965

1967

1969

1971

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

2001

Millo

nes

de m

3

Centros de TransformaciónComercial, Público y ResidencialIndustrial y MineroTransporte

Fuente: CNE


74

SISTEMA ELECTRICO Participan de la industria eléctrica nacional un total de 26 empresas generadoras, 5

empresas transmisoras y 36 empresas distribuidoras, que en conjunto suministran una demanda agregada nacional que en 2001 alcanzó los 43.918 GWh.

Esta demanda se localiza territorialmente en cuatro sistemas eléctricos interconectados. El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que cubre el territorio comprendido entre las ciudades de Arica y Antofagasta con un 31.5% de la capacidad instalada en el país; el Sistema Interconectado Central (SIC), que se extiende entre las localidades de Taltal y Chiloé con un 60.3% de la capacidad instalada en el país; el Sistema de Aysén que atiende el consumo de la Región XI con un 0,2% de la capacidad; y el Sistema de Magallanes, que abastece la Región XII con un 0,6% de la capacidad instalada en el país.

SING SIC SIST. AYSEN SIST. MAGALLANESTotal 9.852 30.765 90 170 % térmica 99,4% 31,6% 51,4% 100,0% % hidro 0,6% 68,4% 48,6% 0.0%Fuente: CNE

GENERACION BRUTA POR SISTEMA ELECTRICO EN GWH (2001) La generación eléctrica descansa en partes iguales en la hidro y en distintas fuentes térmicas

(gas, fuel oil y carbón), pero la tendencia de los últimos años es hacia una mayor participación de estas últimas en desmedro de la primera, sustentada en el impulso que desde 1995 cobró la construcción de nuevas centrales térmicas. En este sentido, el 84.4% del crecimiento de la potencia instalada durante el período 1994-2001(4.612 MW de marginales 5.464 MW, que permiten alcanzar una potencia de 10.912 MW al 2001) corresponde a fuentes de este tipo, de manera tal que al 2001 el 62.1% de la potencia instalada es de origen térmica y el 37.9% hidro. Por último vale aclarar que el fuerte repunte observado en la generación de hidroelectricidad entre 1999 y 2001 (59.6% vs una caída del 10.4% de la térmica) fue en detrimento de energía generada en base a carbón (-52.4%) y fuel oil (-38.3%), ya que la provista sobre la base del uso del gas natural creció un 83.3%. en similar período, apoyada sobre la construcción de plantas de ciclo combinado.

G

Fue

Variación1999 2000 2001 1999 2000 2001 2001-1999

as Natural 17,5% 23,7% 28,5% 6.710 9.771 12.504 86,3%Carbón 34,1% 22,7% 14,2% 13.093 9.354 6.228 -52,4%

l Oil 7,7% 10,0% 4,1% 2.951 4.113 1.822 -38,3%Otros 5,3% 8,0% 3,8% 2.028 3.307 1.684 -17,0%Fuente: CNE

Particip. en total generación Generación (MWh)FUENTES DE GENERACIÓN TERMICA (2001)

CHILE: GENERACION DE ELECTRICIDAD POR FUENTE DE ENERGIA. EVOLUCION

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Térmica Hidroelectr.


CHILE: GENERACION DE ELECTRICIDAD POR FUENTE DE ENERGIA (20001)

Gas Natural56% Carbón

28%

Otros8%

Fuel Oil8%


Base : 43.918 GWh


75

1) Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) El SING está constituido por el conjunto de centrales generadoras y líneas de transmisión

interconectadas que abastecen los consumos eléctricos ubicados en las regiones I y II del país. Aproximadamente, el 90% del consumo del SING está compuesto por grandes clientes, mineros e industriales, tipificados en la normativa legal como clientes no sometidos a regulación de precios. El resto del consumo, está concentrado en las empresas distribuidoras que abastecen los clientes sometidos a regulación de precios de las regiones I y II del país.

a) Segmento de Generación El SING cuenta con una capacidad instalada de 3.441 MW al 2001. Operan en él un total de

6 empresas de generación que junto a una empresa de transmisión, conforman el Centro de Despacho Económico de Carga del SING (CDEC-SING). Por tratarse de un sistema predominantemente térmico (99.6% de la potencia instalada) el parque generador está constituido por unidades de generación a carbón, fuel, diesel y, desde 1999, por centrales de ciclo combinado a gas natural. Sólo existe dos unidades hidroeléctricas correspondientes a las centrales Chapiquiña y Cavancha.

b) Segmento de Transmisión El sistema de transmisión está constituido, principalmente, por las líneas eléctricas de

propiedad de las empresas de generación, líneas eléctricas de los propios clientes y líneas eléctricas de las empresas cuyo giro es la transmisión de energía eléctrica.

c) Segmento de Distribución Operan el SING tres empresas de distribución de energía: EMELARI S.A. que abastece a la

ciudad de Arica, ELIQSA S.A. que abastece a la ciudad de Iquique, y ELECDA S.A., que suministra la energía en la ciudad de Antofagasta, y a una parte del SIC, correspondiente a la zona de Taltal. En conjunto, estas tres empresas atienden a un total de 218.553 clientes.

2) Sistema Interconectado Central (SIC) El SIC es el principal sistema eléctrico del país, entregando suministro eléctrico a más del

90% de la población del país. El SIC se extiende desde la ciudad de Taltal por el norte, hasta la Isla Grande de Chiloé por el sur. A diferencia del SING, el SIC abastece un consumo destinado mayoritariamente a clientes regulados (60% del total).

a) Segmento de Generación El SIC tiene una capacidad instalada de 6.579 MW perteneciente a un total de 20 empresas

de generación que junto a algunas empresas de transmisión, conforman el Centro de Despacho Económico de Carga del SIC (CDEC-SIC). El parque generador está constituido en un 61.3% por centrales hidráulicas y en un 38.7% por centrales térmicas a carbón, fuel, diesel y de ciclo combinado a gas natural.

b) Segmento de Transmisión El sistema de transmisión está constituido, principalmente, por las líneas eléctricas de

propiedad de las empresas de generación más las líneas de las empresas cuyo giro es la transmisión de energía eléctrica.

c) Segmento de Distribución Operan en el SIC 31 empresas de distribución de energía, que en conjunto atienden a un

total 3.658.049 clientes. 3) Sistema de Aysen El Sistema de Aysén atiende el consumo eléctrico de la XI Región y es un sistema 73%

térmico. Su capacidad instalada alcanza los 25 MW. Opera en él una sola empresa, EDELAYSEN


76

S.A., quien desarrolla las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, atendiendo a un total de 18.703 clientes.

4) Sistema de Magallanes El Sistema de Magallanes está constituido por tres subsistemas eléctricos: los sistemas de

Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir, en la XII Región. La capacidad instalada de estos sistemas es de 65 MW, siendo cada uno de ellos 100% térmicos. Opera en estos sistemas una sola empresa, EDELMAG S.A., quien desarrolla las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, atendiendo a un total de 43.886 clientes.

PROYECCIONES DE DEMANDA DE GAS (2002-2011) A nivel nacional, existen actualmente dos proyectos relacionados con el transporte de gas

natural: 1) Gasoducto Tal -Tal, proyecto asociado al gasoducto Gas Atacama, que tiene por objetivo el abastecimiento de futuras centrales generadoras en la parte norte del SIC; 2) INNERGY Transportes, proyecto asociado a Gasoducto del Pacífico, que tiene por objetivo el abastecimiento de gas natural a clientes industriales de la VIII región.

Por otro lado, se detalle el programa de obras públicas desarrollado por la Comisión Nacional de Energía de Chile (CNE) para el sistema eléctrico de ese país, según surge de los informes técnicos (oct-2002) de ese organismo:

a) Programa de obras en el SING

FECHA CENTRAL POTENCIA NETA (MW)

Noviembre 2002 Atacama (modulo 4*) 185 (*) informado por la empresa NOPEL Ltda. como proyecto en construcción de

acuerdo a la última información oficial recibida por la CNE.

b) Programa de obras en el SIC OBRAS RECOMENDADAS

MES AÑOoctubre 2002 Aumento de la capacidad (interruptores) Charrúa-Temuco 220 kv 30 MVAagosto 2004 Aumento de la capacidad A. Jahuel-Polpaico 500 kv 390 MVAabril 2005 Aumento de la capacidad Charrúa-Chillán 154 kv 200 MVAjulio 2005 Instalador 2do transformador S/E Maitencillo 220/110 kv 75 MVA

Instalador 3er transformador S/E Pan de Azúcar 220/110 kv 75 MVAoctubre 2005 Cierre a ciclo combinado de Central a Gas natural Tal-Tal 120 MW

Línea Diego de Almagro-Carrera Pinto 220 kv 210 MVALínea Carrera Pinto-Cardones 220 kv 210 MVALínea Maitencillo-Pan de Azúcar 220 kv 235 MVAAumento de la capacidad C. Navia-Polpaico 220 kv 300 MVA

enero 2006 Aumento de la capacidad Charrúa-Concepción 220 kv 300 MVAabril 2006 Línea de interconexión SING-SIC 250 MW

Segundo circuito Diego de Almagro-Carrera Pinto 220 kv 210 MVANueva línea Cardones-Maitencillo 220 kv 200 MVANueva línea Charrú-Temuco 220 kv 270 MVA

octubre 2006 Central a gas ciclo combinado 1 372,6 MWabril 2007 Central a gas ciclo combinado 2 372,6 MWabril 2008 Línea de interconexión SIC-SADI 400 MW

enero 2009 Central a gas ciclo combinado 3 372,6 MWoctubre 2009 Central a gas ciclo combinado 4 372,6 MW

abril 2010 Central a gas ciclo combinado 5 372,6 MWoctubre 2010 Central a gas ciclo combinado 6 372,6 MW

abril 2011 Central Hidroeléctrica Neltume 400 MWoctubre 2011 Central a gas ciclo combinado 7 372,6 MW

Central a gas ciclo combinado 8 372,6 MWoctubre 2012 Central a gas ciclo combinado 9 372,6 MWenero 2013 Central a gas ciclo combinado 10 372,6 MW

POTENCIAFECHA DE ENTRADA


77

El Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 99 del DFL Nº 1/82(M) y el artículo Nº 272 del Decreto 327/99 (M), consideró las centrales existentes y en construcción así como también otras alternativas de desarrollo en el horizonte establecido en la ley.

En la elaboración del Programa de Obras se consideró en construcción las siguientes instalaciones, cuyas fechas de puesta en marcha se establecen según información entregada por sus propietarios y no necesariamente corresponden a una recomendación por parte de la CNE:

OBRAS EN CONSTRUCCION

MES AÑOoctubre 2002 Instalador 2do transformador S/E Cardones 220/110 kv 75 MVA

noviembre 2002 Central Cholguan representada por Arauco Generación SA 15 MWenero 2003 Central Lincantén representada por Arauco Generación SA 13 MWmarzo 2003 Ampliación Línea Quillota-Polpaico 680 MVAjunio 2003 Central de Colbún de ciclo abierto 253,5 MWenero 2004 Central de Valdivia representada por Arauco Generación SA 70 MW

Nueva línea Ancoa-Italhue 2x220 kv 2x400 MVAabril 2004 Cierre de ciclo combinado Central de Colbún 130,7 MWmayo 2004 Ampliación Charrúa-Ancoa de 3x220 kv a 2x500 kv capacidad final

Compensación Serie Charrúa-Ancoa 500 kv (650 MVA) 1300 MWCompensación Serie Ancoa-Jahuel 500 kv (450 MVA) 1400 MW

julio 2004 Central Ralco 570 MWBanco Transformadores S/E Italhue (220/154 kv) 300 MVA

FECHA DE ENTRADA POTENCIA

c) Programa de obras en el Aysen:

De acuerdo a las obras en construcción informadas por EDELAYSEN S.A. el Programa de

Obras considera la operación de la central Lago Atravesado con 10,5 MW en el mes de mayo del año 2003.

d) Programa de obras en Magallanes:

En el sistema de Puerto Natales, de acuerdo a la última previsión de demanda, resulta

recomendable la incorporación de una nueva unidad a gas natural de 0,6 MW a partir de enero del año 2003. Sin embargo, dado que EDELMAG S.A. no ha iniciado aún la instalación de esta unidad, se posterga su entrada en seis meses para el mes de julio del año 2003, considerando un plazo de instalación de nueve meses a partir del presente mes.

En el sistema de Punta Arenas se ha adoptado el Plan de Obras declarado en construcción por EDELMAG S.A. en su carta Nº 809/220-G del 29 de agosto del presente año, en cumplimiento del artículo Nº 272 del D.S. Nº 327, el cual consiste en la incorporación a partir del mes de abril de 2003 de una nueva turbina a gas natural marca SOLAR modelo Titán 130 de 13,7 MW en la central Tres Puentes del sistema eléctrico de Punta Arenas, complementada con una disminución de las horas de uso de la turbina Hitachi, destinada a prolongar su vida útil, según decisión técnica informada en la carta señalada. Para este efecto y a partir del año 2003, la turbina Hitachi se consideró fuera de servicio en los meses de baja demanda, esto es desde principios de octubre y hasta fines de diciembre, estando en esos meses disponible para operación sólo en el caso que falle alguna de las dos turbinas Solar de 10 MW o 13,7 MW.

Del mismo modo, para el sistema de Puerto Porvenir, se ha adoptado el Plan de Obras declarado por la propia empresa en la carta Nº 809/220-G, consistente en la incorporación a partir de abril de 2003 de un motor a gas natural marca WAUKESHA de 1,175 MW y 1.000 RPM, modelo VHP9500GSI.

Por último y sobre la base de proyecciones efectuadas por la misma CNE, se presenta una

serie de cuadros y estadísticas con estimaciones de demanda de gas natural al 2011 discriminadas


78

por región y sector demandante, como así también la fuente de extracción del fluido. Estas proyecciones suponen, entre otros factores, que a partir del 2004 se materializan los proyectos de transporte de gas natural en cietas regiones (VI, IX, X y XII). Al respecto, se observa una tasa estimada promedio de crecimiento anual del 8% para el período 2002-11, por la cual el consumo de gas se elevaría a 16.323 MMm3 desde 8.183 MMm3 a fines de este año. En términos diarios ello equivale a 44.72 MMm3 desde 22.42 MMm3. El sector más dinámico será el transporte pero en términos absolutos las centrales de electricidad serán el principal consumidor, acaparando el 50% de la demanda total, seguido de lejos por la petroquímica (23%). Por el mismo motivo, la XII Región (28%) será desplazada como demandante principal en manos del SIC (40%). En cuanto a la oferta, se estima que de los 122.737 MMm3 que se consumirán durante el período mencionado el 83.7% (102.712 MMm3) será importado desde Argentina y sólo el 16.3% provendrá de cuencas propias (Magallanes), de forma tal que para el 2001 se calcula que la producción nacional sólo representará el 10% de la oferta total. De esta manera y considerando el aporte que brindará cada una de las cuencas argentinas involucradas en el suministro del recurso y el consumo proyectado por región, resulta que de mantenerse la actual red de infraestructura de transporte internacional será imposible abastecer desde ciertas zonas de Argentina la demanda futura proyectada para el país trasandino, debiendo encarar por ende obras de ampliación en Gasandes y el complejo de gasoductos de la zona sur (Posesión, Dungeness y Bandurrias) que incrementen su actual nivel de capacidad instalada un 150% y 70%, respectivamente. Por el contrario, Atacama y Norandino en la zona norte y Gasoducto del Pacífico en la zona central seguirán presentando amplios ratios de subutilización.

50%

PROYECCION 2011 DE LA UTILIZACION DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE LOS GASODUCTOS DE INTERCONEXION

CHILE-ARGENTINA

42,7%

238,5%

71,7%

161,6%

0%

100%

150%

200%

250%

300%

Zona norte* Gasandes Pacífico Zona sur**

Fuente: elaboración en base a datos de la CNE

(*) Atacama y Norandino(**) Posesión + Dungeness + Bandurrias

CAPACIDAD EXPO UTILIZ. CAP. PROYECC. UTILIZ. CAP.GASODUCTO ACTUAL ULT 12 m INSTALADA S/CNE 2011 INSTALADA

(MMm3/dia) (MMm3/dia) 2002 (MMm3/dia) PROY. 2011

Norandino 5,0 1,3 26,0% 6,0 42,7%

Atacama 9,0 2,2 24,2%

Gasandes 10,0 5,8 57,7% 23,9 238,5%

Pacífico 3,5 0,8 21,9% 2,5 71,7%

Methanex YPF 2,0 1,9 93,9% 8,5 161,6%

Methanex SIP 1,3 1,1 86,3%

Methanex PAN 2,0 1,9 95,7%


79

PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL 2002-2011CONSUMO REGIONAL

Escenario: considera proyección de demanda de gas natural en aquellas regiones que al 2002 cuentan con el energético y ademas a partir del 2004 la materialización de los

proyectos de transporte de gas natural en otras regiones (VII, IX, X Y XII)

2002 197.250 302.356 730.185 0 0 290.620 0 0 0 3.804.438 1.672.503 1.185.908 8.183.2602003 273.000 320.597 797.771 49.005 0 418.628 0 0 0 3.820.141 1.959.810 1.232.782 8.871.7352004 302.250 343.578 866.883 102.879 0 541.264 27.988 11.636 11.436 3.891.135 2.106.820 1.267.178 9.473.0462005 377.400 349.676 936.001 115.288 95.783 576.092 41.219 39.042 23.445 4.572.429 2.939.075 1.326.203 11.391.6542006 417.550 370.456 1.003.242 128.524 119.060 602.587 50.340 66.448 35.692 4.583.032 3.540.483 1.326.203 12.243.6182007 457.700 379.278 1.075.841 134.761 135.417 628.335 56.715 92.849 36.406 4.593.953 4.106.684 1.449.710 13.147.6502008 472.300 388.458 1.147.258 140.611 153.006 652.045 60.928 108.258 37.134 4.605.201 4.277.593 1.573.217 13.616.0092009 483.250 407.509 1.211.359 146.706 171.903 672.164 63.811 117.015 37.877 4.616.787 4.800.597 1.632.999 14.361.9782010 501.500 417.359 1.272.111 151.841 192.192 690.646 65.520 123.452 38.635 4.629.721 5.408.771 1.632.999 15.124.7462011 519.750 427.172 1.333.291 157.155 200.840 708.565 66.927 127.793 39.407 4.642.013 6.467.714 1.632.999 16.323.626

Crec. Prom. 11,4% 3,9% 6,9% 15,7% 13,1% 10,4% 13,3% 40,8% 19,3% 2,2% 16,2% 3,6% 8,0%anual

2002 0,54 0,83 2,00 0,00 0,00 0,80 0,00 0,00 0,00 10,42 4,58 3,25 22,422003 0,75 0,88 2,19 0,13 0,00 1,15 0,00 0,00 0,00 10,47 5,37 3,38 24,312004 0,83 0,94 2,38 0,28 0,00 1,48 0,08 0,03 0,03 10,66 5,77 3,47 25,952005 1,03 0,96 2,56 0,32 0,26 1,58 0,11 0,11 0,06 12,53 8,05 3,63 31,212006 1,14 1,01 2,75 0,35 0,33 1,65 0,14 0,18 0,10 12,56 9,70 3,63 33,542007 1,25 1,04 2,95 0,37 0,37 1,72 0,16 0,25 0,10 12,59 11,25 3,97 36,022008 1,29 1,06 3,14 0,39 0,42 1,79 0,17 0,30 0,10 12,62 11,72 4,31 37,302009 1,32 1,12 3,32 0,40 0,47 1,84 0,17 0,32 0,10 12,65 13,15 4,47 39,352010 1,37 1,14 3,49 0,42 0,53 1,89 0,18 0,34 0,11 12,68 14,82 4,47 41,442011 1,42 1,17 3,65 0,43 0,55 1,94 0,18 0,35 0,11 12,72 17,72 4,47 44,72

1

II Región SINGV Región R. M. XI Región XII Región SICVI Región VII Región VIII Región

II Región SINGV Región R. M. VI Región VII Región VIII Región IX Región

Consumo Anual (Mm3)

Consumo Diario Medio (MMm3)

X Región

TOTALX Región XI Región XII Región SIC

IX Región TOTAL

PROYECCIÓN CONSUMO REGIONAL DE GN2002-2011

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

14.000.000

16.000.000

18.000.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

(mile

s de

m3)

SINGSICXII RegiónXI RegiónX RegiónIX RegiónVIII RegiónVII RegiónVI RegiónR. M.V RegiónII Región


80

Escenario: considera proyección de demanda de gas natural en aquellas regiones que al 2002 cuentan con el energético y ademas a partir

del 2004 la materializacion de proyectos de transporte de gas natural en otras regiones (VII, IX, X Y XII)

2002 406.839 78.470 1.044.913 2.930.570 3.045.000 662.549 14.919 8.183.2602003 452.032 87.181 1.318.791 3.266.916 3.051.000 676.610 19.206 8.871.7352004 510.855 100.098 1.528.801 3.450.551 3.112.000 704.731 26.386 9.433.4222005 630.335 117.385 1.775.160 4.344.128 3.782.000 704.731 37.915 11.391.6542006 715.322 130.532 1.912.796 4.947.902 3.782.000 704.731 50.335 12.243.6182007 790.876 140.928 2.021.377 5.640.046 3.782.000 704.731 67.692 13.147.6502008 852.213 149.445 2.103.040 5.936.971 3.782.000 704.731 87.610 13.616.0092009 903.195 156.928 2.189.386 6.522.342 3.782.000 704.731 103.396 14.361.9782010 951.461 163.256 2.275.762 7.133.179 3.782.000 704.731 114.357 15.124.7462011 993.958 169.217 2.353.741 8.194.864 3.782.000 704.731 125.115 16.323.626

Crec. Prom. 10,4% 8,9% 9,4% 12,1% 2,4% 0,7% 26,7% 8,0%anual

2002 1,11 0,21 2,86 8,03 8,34 1,82 0,04 22,422003 1,24 0,24 3,61 8,95 8,36 1,85 0,05 24,312004 1,40 0,27 4,19 9,45 8,53 1,93 0,07 25,842005 1,73 0,32 4,86 11,90 10,36 1,93 0,10 31,212006 1,96 0,36 5,24 13,56 10,36 1,93 0,14 33,542007 2,17 0,39 5,54 15,45 10,36 1,93 0,19 36,022008 2,33 0,41 5,76 16,27 10,36 1,93 0,24 37,302009 2,47 0,43 6,00 17,87 10,36 1,93 0,28 39,352010 2,61 0,45 6,23 19,54 10,36 1,93 0,31 41,442011 2,72 0,46 6,45 22,45 10,36 1,93 0,34 44,72

Industrial Termoeléctrico

Residencial Comercial Industrial Termoeléctrico Petroquímica (XIIa)

Refinerías y Procesos ENAP

Transporte TOTAL

PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL 2002-2011CONSUMO SECTORIAL

Consumo Anual (Mm3)

Consumo Diario Medio (MMm3)

Petroquímica Refinerías y Procesos ENAP

Transporte TOTALResidencial Comercial

PROYECCIÓN CONSUMO SECTORIAL DE GN 2002-2011

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

14.000.000

16.000.000

18.000.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

(mile

s de

m3)

Transporte

Refinerías yProcesos ENAPPetroquímica

Termoeléctrico

Industrial

Comercial

Residencial


81

PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL 2002-2011CONSUMO GN NACIONAL E IMPORTADO

Escenario: considera proyección de demanda de gas natural en aquellas regiones que al 2002 cuentan con el energético y ademas

a partir del 2004 la materializacion de proyectos de transporte de gas natural en otras regiones (VII, IX, X Y XII)

Nacional Magallanes (XII)

Importado Cuenca Austral (Arg)

Importado Cuenca Neuquén (Arg)

Importado Cuenca Noroeste (Arg)

TOTAL

2002 2.073.438 1.731.000 2.995.664 1.383.158 8.183.2602003 2.083.141 1.737.000 3.545.812 1.505.782 8.871.7352004 2.102.135 1.800.436 4.001.048 1.569.428 9.473.0462005 2.214.429 2.381.445 5.092.176 1.703.603 11.391.6542006 2.225.032 2.393.692 5.881.140 1.743.753 12.243.6182007 2.235.953 2.394.406 6.609.881 1.907.410 13.147.6502008 2.247.201 2.395.134 6.928.156 2.045.517 13.616.0092009 1.601.787 3.052.877 7.591.064 2.116.249 14.361.9782010 1.614.721 3.053.635 8.321.891 2.134.499 15.124.7462011 1.627.013 3.054.407 9.489.456 2.152.749 16.323.626

Crec. Prom. -2,7% 6,5% 13,7% 5,0% 8,0%anual

Nacional Magallanes (XII)

Importado Cuenca Austral (Arg)

Importado Cuenca Neuquén (Arg)

Importado Cuenca Noroeste (Arg)

TOTAL

2002 2.073 1.731 2.996 1.383 8.1832003 4.157 3.468 6.541 2.889 17.0552004 6.259 5.268 10.543 4.458 26.5282005 8.473 7.650 15.635 6.162 37.9202006 10.698 10.044 21.516 7.906 50.1632007 12.934 12.438 28.126 9.813 63.3112008 15.181 14.833 35.054 11.859 76.9272009 16.783 17.886 42.645 13.975 91.2892010 18.398 20.940 50.967 16.109 106.4142011 20.025 23.994 60.456 18.262 122.737

Aporte mg 16,3% 19,5% 49,3% 14,9% 100,0%de c/cuenca

Consumo Anual (Mm3)

Consumo Acumulado (MMm3)

PROYECCIÓN CONSUMO GN POR ORIGEN 2002-2011

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

14.000.000

16.000.000

18.000.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

mile

s de

m3

ImportadoCuencaNoroeste (Arg)

ImportadoCuencaNeuquén (Arg)

ImportadoCuencaAustral (Arg)

NacionalMagallanes(XII)


82

BRASIL ESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA DE GAS NATURAL La industria brasileña de gas natural tuvo históricamente una configuración organizacional

basada en un monopolio público estatal, en el cual Petrobrás integraba horizontal y verticalmente todas las etapas de la cadena productiva, con excepción de la distribución, que correspondía constitucionalmente a los estados federales. De esta forma, la empresa estatal tenía el monopolio legal de las actividades de exploración, producción, procesamiento y transporte.

En los noventa el gobierno brasileño llevó a cabo un proceso de reforma de la actividad que propició una mayor participación del sector privado nacional y extranjero en las actividades relacionadas con el gas natural, una salida del estado de las actividades productivas para pasar a las regulatorias y la introducción de la competencia en aquellas etapas del sector donde fuera posible. Las actividades de exploración y producción, importación y exportación y transporte permanecieron monopolizadas por el estado nacional, pero con la posibilidad de que empresas privadas puedan realizar dichas actividades mediante la concesión o autorización de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP).

Con la quiebra del monopolio legal de Petrobrás diversas empresas pasaron a actuar en diferentes actividades de exploración y producción a través de la participación en las licitaciones de zonas realizadas por la ANP. En el segmento de transporte, la llegada de nuevos agentes fue más compleja debido a los elevados montos de inversión requeridos para armar la infraestructura de transporte. No obstante, algunas empresas se incorporaron a esta actividad participando de consorcios o de empresas constituidas específicamente para la construcción de los gasoductos. En la distribución, la entrada de nuevos participantes ocurrió mediante la adquisición de participaciones en las empresas estaduales de distribución de gas natural, quedando los estados federales como accionistas mayoritarios. A pesar de la entrada de operadores privados, Petrobrás y los estados federales continúan teniendo un importante peso en las actividades del sector.

El mercado brasileño de gas natural puede considerarse incipiente. La participación de gas natural en la matriz energética primaria fue de apenas 6% en el año 2001. La oferta de energía está liderada el petróleo, mientras que en un segundo orden se ubican la energía hidráulica, la leña, el carbón y los derivados de la caña de azúcar.

Matriz primaria energética - Año 2001

Carbón7,1%

Hidráulica13,0%

Leña11,6%

Petróleo45,4%

Caña11,7%

Gas natural6,6%

Otras fuentes2,2%

Uranio2,3%

Fuente: ANP.


83

En Brasil el gas natural se destina principalmente al sector industrial que abarca un 63% del consumo final, básicamente a la industria siderúrgica, la química, la papelera y la de producción de cerámicas. En segundo lugar se ubica la demanda proveniente de las centrales termoeléctricas que concentra un 26% del consumo de gas natural, seguido por la utilización de GNC en el transporte

que participa con el 7,2%, mientras que el consumo residencial abarca sólo con el 1,8% de la demanda, destino en el que dominan el gas de garrafa (GLP), la leña y el carbón.

Geográficamente, el consumo de gas natural se concentra en la región sudeste, que participa con un 56% de la demanda, especialmente en los estados de San Pablo (26%) y Río de Janeiro (22%). Por su parte, la región Nordeste recibe el 29% del gas consumido en Brasil, en particular el estado de Bahía (17%), en tanto la región Sur demanda el 14% del gas (Paraná: 1,4%, Santa Catarina: 2,5% y Río Grande del Sur: 10,1%).

CONSUMO DE GAS NATURAL POR DESTINO AÑO 2001

Usinas eléctricas

26,4%

Residencial1,8%

Comercial1,7%

Transporte7,2%

Industria62,9%

Fuente: ANP.

DESTINO DE GAS NATURAL EN LA INDUSTRIA AÑO 2001

Química32,1%

Siderúrgica18,0%

Cerámica8,6%

Pepelera7,4%

Alimentos y bebidas

6,1%

Minera4,5%

Textil4,4%

Cemento1,3%

Otras17,7%

Distribución geográfica del consumo - Año 2001

Sudeste56,1%

Sur14,0%

Nordeste29,3%

Centro Oeste0,6%

Fuente: ANP.

Por otra parte, las reservas y la producción de gas natural se concentran principalmente en

la región sudeste, en el estado de Río de Janeiro que tiene cerca de la mitad de las reservas comprobadas y un 42% de la producción de gas natural, con participaciones menores de Espíritu Santo y San Pablo. La actividad extractiva también es importante en el norte del país, en los estados de Amazonas (reservas comprobadas: 20% y producción: 17%), de Bahía (reservas comprobadas: 9% y producción: 14%) y Río Grande del Norte (reservas comprobadas: 9% y producción: 9%). En tanto en los estados del sur como Santa Catarina, Paraná y Río Grande del Sur prácticamente no cuentan con el recurso natural.


84

Reservas y producción por jurisdicción:Año 2001

Reservas (mill. m3) Reservas dist. % Producción Res/producción (años)Totales Comprob. Totales Comprob. (mill. m3) Dist. % Totales Comprob.

Rio de Janeiro 159.425 106.246 48,0% 48,3% 5.968 42,5% 26,7 17,8 Amazonas 75.324 44.549 22,7% 20,3% 2.427 17,3% 31,0 18,4 Bahia 33.603 19.967 10,1% 9,1% 1.966 14,0% 17,1 10,2 Rio Grande do Norte 19.223 19.848 5,8% 9,0% 1.198 8,5% 16,1 16,6 Espírito Santo 19.230 11.787 5,8% 5,4% 389 2,8% 49,5 30,3 Alagoas 10.155 6.920 3,1% 3,1% 763 5,4% 13,3 9,1 Sergipe 7.374 4.996 2,2% 2,3% 812 5,8% 9,1 6,2 Sao Paulo 4.273 4.273 1,3% 1,9% 344 2,4% 12,4 12,4 Ceará 1.239 1.186 0,4% 0,5% 93 0,7% 13,3 12,8 Paraná 2.527 68 0,8% 0,0% 85 0,6% 29,6 0,8

TOTAL 332.373 219.841 100,0% 100,0% 14.045 100,0% 23,7 15,7

Fuente: ANP. En los primeros ocho meses de 2002 la oferta interna de gas natural (producción más

importaciones) alcanzó los 36,8 millones de m3 diarios, de los cuales cerca de un 40% fueron abastecidos por las importaciones desde Bolivia (comenzaron en julio de 1999) y desde Argentina (se iniciaron en junio de 2000), de las cuales el 91,6% ingresa desde el primer país.

En la actualidad son tres los gasoductos de importación que llevan el gas a Brasil. El gasoducto Bolivia - Brasil (operado por TBG), el gasoducto Uruguayana - Porto Alegre (trechos 1 y 3 - operado por TSB), cuyo segundo tramo que une Uruguayana con Porto Alegre está en construcción, y el gasoducto lateral de Cuiabá (operado por Gasocidente). Esta red tiene una extensión total de la red de 2.900 kms y una capacidad de transporte de gas de 35,6 millones de m3 diarios (ver cuadro). Con la finalización del segundo trecho del gasoducto Uruguayana - Porto Alegre la extensión de la red aumentará a 3.465 kms y la capacidad de transporte a 44,8 millones de m3 diarios.

Gasoductos de transporte de gas importado - Año 2002

Gasoducto Estado Diámetro (pulgadas)

Extensión (km)

Capacidad (mill. m3 diarios)

Bolívia - Brasil (*) Trecho Norte Operando 24 a 34 1.418 30,0Trecho Sur Operando 16 a 24 1.165

Lateral Cuiabá Operando 18 267 2,8

Uruguaiana - Porto Trecho 1 Operando 24 25 12,0Alegre (**) Trecho 2 Construcción 565

Trecho 3 Operando 25TOTAL 3.465 44,8

(*) El trecho norte corresponde al trayecto entre Corumbá y Guararema, en tanto el trecho sur corresponde al trayecto entre Guararema y Canoas.(**) Trecho (1): frontera hasta punto de entrega de Uruguayana, trecho (2): Uruguayana hasta Puerto Alegre y trecho (3): Copesul hasta Porto Alegre.

Fuente: en base a datos de ANP. El gasoducto Bolivia - Brasil une Santa Cruz de la Sierra (Bolivia) con Porto Alegre (Río

Grande del Sur-Brasil) pasando por el estado de San Pablo entre otros. Está compuesto de dos


85

trechos, el norte que une Corumbá (Mato Grosso del Sur) con Guararema (San Pablo), y el sur que conecta Campinas (San Pablo) con la refinería Alberto Pasqualini en Canoas (Río Grande del Sur) y abastece de gas los estados de Paraná, Santa Catarina y Río Grande del Sur. La mayor parte del gas transportado se consume en el estado de San Pablo (75,0%), 3,6% fue consumido por el estado de Mato Grosso del Sur, 8,8% por el estado de Paraná, 6,9% por el Santa Catarina y 6,1% por Río Grande del Sur. Cabe destacar que en la estación de entrega de Canoas al final del trayecto sur del gasoducto se realizan transferencias de gas al trecho 3 del gasoducto Uruguayana-Porto Alegre.

El gasoducto Lateral Cuiabá tiene una extensión de 267 km y conecta el trecho boliviano del Gasoducto Bolivia-Brasil (Gasbol) con Cuiabá en el estado de Mato Grosso, pasando por San Matías (Bolivia), y por Cáceres, Nossa Senhora do Livramento, Poconé y Várzea Grande en Mato Grosso. Todo el gas transportado por este ducto se destina a la central termoeléctrica de Cuiabá.

Finalmente, el gasoducto Uruguayana-Porto Alegre tiene una extensión prevista de 615 kms y está formado por tres trechos: el trecho I, con 25 kms de extensión, que une Paso de los Libres (Argentina) con Uruguayana (Río Grande del Sur); el trecho II, con un recorrido de 565 kms, que conecta el trecho I con la refinería Alberto Pasqualini (REFAP) en Canoas (Río Grande del Sur); y el trecho III, con 25 km de largo, que une la REFAP con Copesul una petroquímica ubicada en Triunfo (Río Grande do Sur). En la actualidad, sólo están operando los trechos I y III. El trecho I recibe gas argentino para la central termoeléctrica de Uruguayana, en tanto el trecho III, conectado con el gasoducto Bolivia-Brasil abastece de gas boliviano a REFAP y a Copesul.

En los primeros ochos meses del año esta red de gasoductos transportó 14,5 millones de m3 diarios, lo que implica un nivel de utilización del sistema del 41%. En el caso del gasoducto Bolivia - Brasil, el volumen importado alcanzó 11,4 millones de m3 diarios en el mismo lapso con un nivel de utilización de 38%, el gasoducto de Cuiabá transportó 1,4 millones de m3 diarios a la usina termoeléctrica de Cuiabá II y registró un grado de utilización de 48%, en tanto el ducto correspondiente al tramo 1 del trayecto Uruguayana - Porto Alegre que abastece a la usina termoeléctrica de Uruguayana operó 1,8 millones de m3 diarios con un nivel de utilización de 64%.

Utilización del sistema de gasoductos de importaciónOcho meses de 2002

Total Bolivia-Brasil Cuiabá Urug.-PE

(trecho I)Gas transp. (mill. m3/d) 14,5 11,4 1,4 1,8Capacidad (mill. m3/d) 35,6 30 2,8 2,8

Grado utilización 40,9% 38,0% 48,3% 63,7%

Fuente: en base a datos de ANP.

PERSPECTIVAS El mercado brasileño de gas natural presenta un significativo potencial de crecimiento. Se

espera una participación cada vez mayor del gas natural en la matriz energética, dado que aparece un sustituto conveniente de varios combustibles en algunas utilizaciones como la calefacción, provisión de agua y hornos industriales, y para la generación de energía eléctrica a través de las plantas de ciclo combinado.

Sin bien la generación de electricidad seguirá estando concentrada en la energía hidroeléctrica por el elevado potencial de las cuencas fluviales brasileñas, el desarrollo de los generadores térmicos apunta a cubrir la necesidad estratégica de complementar la hidroelectricidad como forma de minimizar las consecuencias negativas de los regímenes hidrológicos críticos.


86

Además las centrales hidroeléctricas tienen períodos más largos de construcción y requieren mayores niveles de inversión en comparación a las centrales térmicas de ciclo combinado. De esta forma, el Plan Decenal 2002-2011 que intenta implementar el Ministerio de Minas y Energía prevé para 2011 una caída de la participación de la hidroelectricidad de 77,1% en la actualidad hasta 73,6%, mientras que la participación de la termoelectricidad pasaría de 20,2% a 21,8% en el mismo lapso, lo que implicará un aumento de unos 10.400 MW en la capacidad de generación termoeléctrica con el consiguiente impacto en la demanda de gas natural.

Otro uso del gas natural que tendría un importante dinamismo en los próximos años es el del gas natural comprimido destinado a la utilización como combustible vehicular, que aparece como una alternativa más económica con relación a otros combustibles. Se espera para los próximos años un proceso de sustitución de gas oil por GNC en las flotas de ómnibus en los grandes centros de población.

En este contexto, el gobierno brasileño espera que la participación del gas natural en la matriz energética pase de 5/6% en la actualidad hasta alcanzar el 10/12% hacia 2010, lo que significaría un aumento de la demanda de gas natural de los 36 millones de m3 diarios actuales hasta 120 millones m3 diarios en 2010. Considerando que el 40% del gas natural consumido en Brasil proviene de las importaciones, el crecimiento de la demanda doméstica implica en principio un potencial aumento de las importaciones provenientes tanto de Bolivia como de Argentina.

Dada la disponibilidad de importantes reservas gasíferas y la productividad de los pozos perforados Bolivia y Argentina cuentan con precios del gas natural en boca de pozo sensiblemente inferiores a los registrados en Brasil. Considerando el año 2001, en Bolivia el precio en boca de pozo alcanzaba los u$s 37,3 por mil m3 y en las cuencas argentinas del noroeste y neuquina u$s 44,1 y u$s 53,8 por mil m3, frente a un promedio cercano a u$s 80 cada mil m3 en Brasil. En el caso Argentino con la fuerte depreciación de la moneda local frente al dólar a partir de principios de 2002, el precio del gas natural cayó por de debajo de los u$s 20 por mil m3.

Precios medios de referencia del gas natural por jurisdicción:Año 2001.

Estados U$S/mil m³ U$S/millones BTU (1)

Precios en Argentina y Bolivia U$S/mil m³ U$S/millones

BTU (1)

Brasil 79,75 2,14 Arg - Noroeste - 2001 44,1 1,18Amazonas 70,23 1,88 Arg - Neuquina - 2001 53,8 1,44Ceará 80,79 2,16 Arg - Noroeste - 2002 16,8 0,45Rio Grande do Norte 82,79 2,22 Arg - Neuquina - 2002 19,6 0,53Alagoas 73,97 1,98 Bolivia - 2001 37,3 1,00Sergipe 75,30 2,02Bahia 79,53 2,13Espírito Santo 74,18 1,99 Fuente: ANP (Brasil) y Secretaría de Energía (Argentina).Rio de Janeiro 81,40 2,18 (1) Factor de conversión: mil m³ = 37,329 millones de BTUSão Paulo 77,76 2,08Paraná 92,29 2,47Santa Catarina 92,29 2,47

Asimismo, la situación de cercanía geográfica de Bolivia y Argentina respecto de los

grandes centros de consumo de Brasil ubicados en el Sur y en el Sudeste, como Porto Alegre, San Pablo y Río de Janeiro, hace que estos países se encuentran en buenas condiciones para abastecer de gas a estos mercados. En tanto, los países ubicados en la costa del Pacífico, como Perú, Ecuador y Colombia, por ahora carecen de reservas o infraestructura suficientes como para plantear un aporte importante de volúmenes de gas para la exportación a Brasil en forma inmediata.

Con este panorama, las posibilidades de incrementar las exportaciones de gas argentino con destino a Brasil dependerán de la evolución de la demanda brasileña, la producción de gas y la


87

política interna de precios para el gas natural establecida en Brasil, la evolución del abastecimiento desde Bolivia, el precio del gas boliviano y del costo del transporte del gas argentino hacia los centros de consumo brasileños.

Respecto de la oferta de gas en Brasil y el desarrollo de nuevos yacimientos en dicho país debe tenerse en cuenta que las cuencas sedimentarias en explotación con mayores posibilidades de éxito exploratorio se encuentran en las cercanías de los mercados consumidores, principalmente en la región del Sudeste, en la plataforma continental en el estado de Río de Janeiro, y en menor medida en los estados de San Pablo y Espíritu Santo, lo que puede amenazar en alguna medida las posibilidades de desarrollo del mercado brasileño para Argentina y Bolivia.

Suponiendo que se verifican las estimaciones del crecimiento de la demanda de gas natural (consumos residenciales, comerciales, industriales y de las usinas eléctricas) realizadas por el gobierno brasileño, la demanda de gas crecería un 16% anual hasta el 2010 (tasa de crecimiento por debajo del 22% promedio de los años 1999-2002), lo que representa un incremento del consumo diario de gas de 84 millones de m3 entre 2002 y 2010. Si se mantiene la participación de las importaciones provenientes de Bolivia y Argentina dentro de la oferta interna (40%), las mismas registrarían un aumento de 34 millones de m3 diarios en ese lapso. Este incremento alcanzaría a cubrir la capacidad ociosa actual del gasoducto Bolivia-Brasil (18,6 millones de m3 diarios). También cubriría la expansión del trecho II del gasoducto Uruguayana-Porto Alegre que tendrá una capacidad de transporte de 12 millones de m3 diarios (actualmente se exportan 1,8 millones de m3 diarios por esta vía), lo que implicaría un crecimiento potencial de las exportaciones argentinas de gas hacia Brasil desde los actuales 550 millones de m3 anuales hasta alcanzar los 4.380 millones de m3 anuales en 2010. De esta forma quedaría un resto de 4,8 millones de m3 diarios a ser abastecidos por ambos países en nuevos gasoductos, de los cuales podría considerarse, de acuerdo a la relación de consumo del Sur y del Sudeste de Brasil, que el 20% sería abastecido por Argentina con destino a los estados sureños y el restante 80% por Bolivia a los estados del sudeste (el menor costos del gas boliviano le otorga al país del altiplano ventajas comparativas en relación al gas argentino en cuanto a abastecer los mercados del sudeste). Esto elevaría el volumen de exportaciones argentinas a Brasil a 4.730 millones de m3 en 2010.

En este contexto, el abastecimiento de la región Sudeste concentra mayores dificultades para el gas argentino por la cercanía de los yacimientos de Río de Janeiro y del gas boliviano. En consecuencia, las posibilidades de incremento de las exportaciones argentinas a Brasil se concentrarían en el abastecimiento de la región del Sur hasta Porto Alegre. Y en este sentido, además de la construcción ya en marcha del trecho II del gasoducto Uruguayana-Porto Alegre, la ANP ya tiene autorizada la extensión del gasoducto Cruz del Sur que llega a Montevideo hasta Porto Alegre.

Sin embargo y pese a estar estos proyectos en ejecución, existen algunos otros en estudio que proponen enviar gas desde la cuenca boliviana también a la zona sur de Brasil a través del tendido de dos nuevos gasoductos: un paralelo al ya existente Bolivia-Brasil y el “Gasoducto de la Integración” (GI), con la idea que este último ingrese a Brasil a la altura de Misiones (con un gasoducto lateral que abastecería la ciudad de Asunción) para desde allí avanzar en dirección a Porto Alegre pero sin llegar a esta última ciudad, virando hacia el norte hasta alcanzar Brasilia pero también contemplando la posibilidad de abastecer a Uruguay. A nuestro entender, en la actual coyuntura y con las perspectivas de consumo que se manejan para el sur de Brasil (y también Uruguay) para los próximos años, no existe peligro de que el gas argentino pueda ser sustituido por gas boliviano en esta región por cuanto no se justifica realizar tamaña inversión con esa carga de demanda. Tampoco lo justifica si es que se pretende alimentar a zonas de Uruguay, ya que por lo pequeño de este mercado los gasoductos que hacia allí se trazan sólo tienen sentido económico si se los considera como zonas de paso y el verdadero fin es alimentar otras ciudades de mayor demanda (como es el caso del gasoducto Cruz del Sur, cuyo extensión a Montevideo se realizará sólo si se logran acordar contratos de suministro a Porto Alegre que demanden también la extensión hasta allí del Cruz del Sur). Sí en cambio se puede pensar en abastecer a Asunción y otras regiones de Brasil


88

situadas en las inmediaciones de San Pablo y al norte del mismo, pero para ello no haría falta un nuevo gasoducto troncal sino que se podría pensar en un lateral del BTB. Por lo tanto y al menos hasta el 2010, no creemos que existan razones económicas que justifiquen una sustitución del gas argentino por gas boliviano en el sur brasileño a través de un nuevo tendido de gasoductos.


89

componente: gas natural y derivados · componente: gas natural y derivados autor: nicolas caruso**...

Documents