Componente Gas y Sus Derivados

Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II.Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPALONU 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 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. 2 6. estructura de la oferta. brindando en primer lugar una descripción de las ventajas naturales del gas en sí mismo (es decir. Estudio 1. evolución. tanto nacionales como internacionales y papers o bibliografía especializada en la reestructuración del sector en Argentina.33. 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. un aporte significativo fue sin duda la información que se obtuvo de las diversas entrevistas mantenidas con empresas. habiendo contribuido todos estos en gran medida a delinear y más adelante profundizar los conceptos aquí vertidos sobre las 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). proponiendo en consiguiente políticas que promuevan la superación de estos últimos. En este sentido. quedaron algunas cuestiones pendientes de alcanzar aunque sin por ello afectar las conclusiones generales del trabajo. potencialidad y dificultades de la coyuntura. La mayoría de estos contactos ya se habían realizado al momento de entregar el Informe de Avance. 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. Y finalmente. Con dicho propósito. todas éstas citadas en la parte final del presente estudio (sección “Fuentes consultadas”). cámaras. De todos modos y en este aspecto. Pre II. 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. su performance durante el proceso devaluatorio y pos default. Para el desarrollo de este estudio se consultaron numerosas fuentes de información. Caruso. atendiendo a la situación energética de nuestros países vecinos (también clientes comerciales) y su potencial de demanda futura. En primer lugar. con mayor grado de detalle y análisis. se intenta cuantificar los beneficios que sobre la producción. instituciones privadas del sector y organismos oficiales (Enargas y Secretaría de Energía). dadas las características particulares de cada uno de estos mercados. Sector gas natural y derivados. por lo que en esta ocasión se suman las experiencias logradas con las autoridades de la Secretaría de Energía y el IAPG. que terminarán siendo determinantes al momento de explicar los alcances e implicancias de la actual coyuntura para el desarrollo del sector. Ministerio de Economía de la Nación. realizar un adecuado diagnóstico del sector. el presente trabajo aborda desde su inicio mismo la cuestión central que aquí nos trae.EG. identificando las potencialidades o ventajas comparativas del mismo y los obstáculos (derivados o no de la actual coyuntura) que impiden su normal desenvolvimiento. en relación con otros combustibles sustitutos). a los efectos de calcular la evolución que a nuestro entender sufriría el mercado doméstico de gas natural en los N. limitaciones y obstáculos económico-financieros que enfrenta la generalidad del sector. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. incluyendo las características esenciales que hacen del negocio gasífero una actividad particular.acarrearía el aprovechamiento de tales potencialidades. 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. 3 . Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. se tratan las potencialidades o nichos que detentan particularmente las empresas gasíferas argentinas a nivel mundial y regional. Préstamo BID 925/OC-AR. Y tras una descripción de la estructura del sector gasífero argentino. Esto es. exportaciones y empleo –entre otras variables. 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. esta consideración y una explicación más detallada de las razones que llevaron a adoptar este tratamiento son explicadas en el capítulo inicial del trabajo). Luego se hace una breve reseña de la evolución durante los ’90 y a continuación.Análisis de la tarea desarrollada y consideraciones generales del trabajo Por el presente. De allí la existencia de un capítulo propio para GNC y otro para GLP (igualmente. mecanismos de financiamiento de la actividad. habiendo resultado muy difícil (y a veces imposible) su desagregación. 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). inversiones recientes.EG. Estudio 1. Algunas de ellas directamente (sin ningún tipo de excusas) negaron su apoyo. exportaciones.6. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. clima de inversión. importaciones. En este sentido.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. Mosconi) y de la Secretaría de Energía. En segundo término. relaciones y características de los vínculos con otros sectores económicos e instituciones (cámaras. 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. por lo que se debió trabajar sobre los números presentados en la Prospectiva 2001.33. la participación en el Mercosur. 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”. Por último. los principales mercados. participación y relevancia de la trama para la economía regional. En el mismo sentido obró la Cámara de Exploración y Producción de la Argentina (CEPA). ciencia y tecnología. agencias de fomento a las Pymes. 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). 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). Pero tal como indica este título. aspectos relacionados con la actividad primaria de la actividad. 4 . empleo. 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 3: “Caracterizar la inserción internacional del sector: describiendo el patrón de exportación y de importaciones.próximos años. etc). Caruso. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. aquí se tratan conceptos mucho más amplios que los N. una de las dos cámaras que agrupa las empresas del sector primario. Sector gas natural y derivados. etc. 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. en ocasión de exponer éstas los problemas operativos y financieros derivados de la devaluación y pesificación de contratos. Y en tercer lugar. Pre II. 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. la principal dificultad estuvo planteada por el hecho que las estadísticas en este segmento -por las características naturales de la actividad. Algunos aspectos son también tratados de manera complementaria cuando se describe la evolución del sector durante la década de los ’90. Préstamo BID 925/OC-AR. Ministerio de Economía de la Nación.” Estos aspectos se desarrollaron en el capítulo “Inserción internacional y ventajas competitivas”. Inclusive y ésto debe resaltarse. En consecuencia. negando todo tipo de información o bien aceptando en un primer momento y luego dilatando el contacto hasta el cansancio. • Actividad 2: “Descripción de la trama productiva del sector y su contribución al desarrollo local: número y tamaño de las empresas. etc. Ver también capítulos de GNC y GLP. 45 debe verse el correspondiente a “Efectos de la devaluación sobre la competitividad del sector”). • Actividad 7: “ Identificar aquellos agentes claves en la trama evaluada que controlen recursos. particularmente cuando se trata. • Actividad 8: “Estimar el impacto del aprovechamiento de las posibilidades y oportunidades halladas sobre la producción (“dirección” del crecimiento). considerando en particular los aspectos regionales involucrados”.” Este punto está relevado a lo largo de los diferentes subrubros del título “Estructura de la Oferta” del capítulo inicial “Mercado de gas natural”.supuestamente involucrados en los requisitos enumerados precedentemente bajo Actividad N°3. Ministerio de Economía de la Nación. obstáculos. tipo de organización de la firma. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. • Actividades 9. • Actividad 6: “Identificar los obstáculos o problemas pertenecientes al entorno meso o macroeconómico que impiden la explotación de las posibilidades y oportunidades halladas. importaciones (volumen y tipo). • Actividad 5: ”Identificar para cada uno de ellos las posibilidades u oportunidades existentes para: diferenciar productos. políticas e instituciones involucradas son tratados en el capítulo final de “Obstáculos y Políticas de Acción”. por un lado. el empleo (aumento/disminución en puesto de trabajo. las ventajas comparativas pre y post devaluación de Argentina en la región como proveedor del recurso (aquí. cambios en las calificaciones/habilidades requeridas).6. 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. Estudio 1. 5) y. además del capítulo ya citado de la pág. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Sector gas natural y derivados. • Actividad 4: “Conformación de grupos o subsectores según aspectos tecno-productivos: entre otros. pero adicionalmente en los apartados o capítulos correspondientes a GNC y GLP.” En el capítulo “ El sector a partir de enero 2002” se brinda un completo y exhaustivo detalle de las cuestiones planteadas por esta actividad. procesos y aspectos organizacionales. N. etc. capacidades endógenas para el desarrollo de actividades de innovación. por otro. 5 . mientras que los agentes claves de su desarrollo.33. como ser las potencialidades naturales del sector gas natural y las proyecciones de demanda por exportaciones para los próximos años. procesos o canales determinantes para la dinámica del sector. Mercosur (patrón de complementación). las exportaciones (volumen y tipo). Esta tarea ha sido desarrollada a lo largo de diferentes pasajes del trabajo.EG. 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. ganar o consolidar posiciones en los mercados internacionales. sustituir eficientemente importaciones. Pre II. 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”). el cual es tratado en la sección “Inserción internacional y ventajas competitivas”. reconversión de empresas del sector y desarrollo de proveedores”. Caruso. 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. Préstamo BID 925/OC-AR. luego utilizadas para calcular el impacto sobre la economía real del aprovechamiento de tales potencialidades contemplado en uno de los últimos capítulos del estudio. innovar en productos. las ventajas del uso del gas natural como combustible (pág. grado de complejidad tecnológica de los productos y de los procesos. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Sector gas natural y derivados.El mercado de gas natural Descripción de la actividad y características del negocio gasífero. se utiliza como combustible vehicular dado su bajo costo y su menor poder contaminante en relación a otros líquidos). industria.1% (gaseoso) Gasolinas (líquido) GLP (líquido) Propano 1. finalmente.6. 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). cilindros y a granel Etileno Por redes (GN seco) Combustible Uso vehicular (GNC) Aplicación El gas se consume en estado gaseoso (el caso del metano. hidrocarburos en estado líquido (como el pentano.9% (Pentano. según se encuentre o no junto al petróleo. 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. 6 . Líquidos 0.1% (gaseoso) Componente hidrocarburo del GN Naftas para motores de combustión interna Insumo Petroquímico Combustible Etano (gaseoso) GN seco (gaseoso) / GNC (condensado) Productos derivados del GN Insumo Petroquímico Garrafas. de ahí su condición o denominación de gas asociado o libre. Pre II. N. junto al propano y butano constituyen el componente más pesado del gas natural) y. Estudio 1. garrafas y a granel para su consumo en hogares. Ministerio de Economía de la Nación. hexano y heptano) se obtienen gasolinas (denominadas gasolinas naturales) que son demandadas por las refinerías para mezclar con naftas. El etano es usado en la industria petroquímica como insumo del etileno mientras que de los componentes líquidos del gas natural (pentano. distribuido a través de grandes redes. El gas fluye por las tuberías del pozo hacia la superficie. anhídrido carbónico y gas sulfídrico. Proviene de yacimientos subterráneos de gas o de petróleo y gas. Hexano. Préstamo BID 925/OC-AR. hexano y heptano. Heptano) Butano 1.5% (gaseoso) Etano 4% (gaseoso) Metano 90. Caruso. denominado gas licuado o GLP (almacenándose a temperaturas muy bajas y presión atmosférica. en estado líquido (propano y butano). comercio y usinas eléctricas).33. elementos no hidrocarburos como nitrógeno. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.EG. butano) en estado gaseoso. que es el gas que se consume en domicilios. propano. comercializado en tubos. petroquímica y otras industrias) y/o en estado condensado conocido como gas natural comprimido o GNC (almacenado a alta presión. industrias. 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. Finalmente el fluido llega a las empresas distribuidoras que lo miden y le imprimen el olor característico del gas.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. Sector gas natural y derivados. para luego enviarlo a consumidores finales (hogares. El GLP. ya sean líquidos -agua. Caruso. El restante 8% se reparte entre otras industrias y comercios. Sin embargo. Desde la misma el gas licuado pasa a un sofisticado tanque cilíndrico de almacenamiento donde se mantiene a bajas temperaturas. proviene de la refinación del petróleo. Préstamo BID 925/OC-AR.EG. usinas eléctricas) por otro sistema de tuberías. 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. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Ministerio de Economía de la Nación. comercios. Adicionalmente y en una actitud precautoria frente a posibles picos de demanda. además de ser un derivado del gas natural. las compañías cuentan con plantas almacenadoras de gas donde pueden stockear en promedio hasta el 20% del consumo en épocas invernales1. La industria petroquímica es el segundo consumidor de GLP en importancia. Pre II. El uso del GLP como combustible para automotores en Argentina fue autorizado por el Decreto N° 1395/01 en noviembre de 2001. construída para hacer frente a picos de demanda estacional. ya que lo consumen usuarios que no disponen de los ingresos suficientes para pagar la conexión a la red de gn.33. propiedad de la distribuidora GasBan) o de “peak shaving”. 7 . por lo que en la práctica la medida aún no es efectiva. Allí el gas queda en reserva (el gas se almacena durante el verano. ocasión en la que además se remueven las impurezas del hidrocarburo. 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. por ser muchos pozos petrolíferos y gasíferos al mismo tiempo) y al mismo tiempo atienden necesidades similares (básicamente como combustible 1 En Argentina existe la única planta de GNL de América Latina (ubicada en Gral Rodriguez. Desde allí el gas natural se adentra al sistema de transmisión por gasoductos. acaparando el 24% del consumo interno. 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).o gases inertes como helio que podría reducir el valor energético del gas. MATRIZ DE TRANSFORMACION DEL GAS NATURAL 6% 3% 1% 90% 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. N. Estudio 1.6. dióxido de carbón o sulfuro que podría corroer los ductos. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Se lo conoce también como el gas de los pobres. es uno de los países de mayor consumo de gas natural (ver sección de Inserción Internacional). MATRIZ ENERGETICA SECUNDARIA Miles de TEP Fuente de energía Producción 1992 2001 19.2% 1.054 nafta 3.EG. Por ese motivo es que ambos mercados se tratarán a lo largo del presente trabajo de manera separada.0% 13.753 electricidad 7.0% 100.0% Importaciones 1992 2001 0 0 207 16 0 638 74 105 51 84 13 559 57 40 51 21 0 0 0 105 0 0 0 0 0 0 0 0 930 1.578 275 1.904 8.3% 2.4% 0.091 Exportaciones 1992 2001 0 0 1.504 191 1. Si bien desde el punto de vista de la producción Argentina no es un actor relevante a nivel mundial.4% 0. Ministerio de Economía de la Nación.3% 0. 8 .168 kerosene 1.462 3.002 1.594 226 1.302 fuel oil 2. Estudio 1. MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIA AÑO 1992 Otras primarias 1% Bagazo 1% Nuclear 2% Hidráulica 4% Gas natural 40% Leña 1% MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIA AÑO 2001 Carbón mineral 2% Petróleo 49% Fuente: SE Otras primarias 2% Hidráulica 5% Nuclear 2% Bagazo 1% Leña 1% Carbón mineral 1% Petróleo 41% Gas natural 47% Fuente: SE En Argentina la base fundamental de la matriz energética primaria descansa en el petróleo y el gas (90% en conjunto).3% 1.758 1. etc).831 10.9% 6. su importancia se acrecienta en la matriz energética secundaria. Inclusive. bienes sustitutos. Préstamo BID 925/OC-AR. pero la importancia de este último ha sido creciente en el tiempo.146 1. 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).475 1. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.3% 100.645 785 1.357 3. pasando a competir con el GNC).742 1.739 7.624 no energético 1.8% 1. Sector gas natural y derivados.1% 2.7% 4. Pre II.3% 16.079 70 245 21 35 377 214 86 175 0 0 0 0 0 0 0 0 4.residencial y en un futuro como combustible vehicular.6% 18.896 gas licuado 2.7% 10.580 0 -151 1.6% 3.245 Balanza Comercial 1992 2001 0 0 1. Caruso.183 1.4% 3.834 9.787 0 487 1.1% 1. 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).510 Participación Prod.400 diesel oil 4.046 7.154 Fuente: SE N. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.3% 0.4% 0.9% 3. la estructura del negocio del GLP es totalmente diferente a la del gas natural.2% 3.391 gas natural por redes 26.313 3. competencia y transparencia. 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.6.702 9.1% 0.2% 1.3% 2.2% 12. entre otros factores) como en la demanda (perfil del consumidor. tanto en lo referente a la oferta (regulación del mercado. 1992 2001 37.503 64.7% 41.6% 9.33.066 30 188 0 -16 377 214 -19 175 0 0 0 0 0 0 0 0 3.101 carbón residual 777 646 coque de carbón 683 595 gas de refinería 253 213 gas de alto horno 196 216 carbón de leña 164 144 gas de coquería TOTAL 51. De allí que en los últimos años se ha convertido en una fuente de energía de creciente importancia. k. No es un commodity. 5) la coyuntura es menos relevante para la toma de decisiones en relación a otras actividades. La ventaja comparativa es una ventaja de localización (por su carácter de recurso natural y la alta rigidez del transporte).6. 36 o. Ministerio de Economía de la Nación. eficiencia energética. CUADRO RESUMEN Características principales del negocio gasífero Ventaja como combustible fósil: abundantes reservas. existen varios mercados regionales (tecnología de GNL costosa y poco difundida). Se autoabastece de gas natural. motorizada principalmente por el sector de generación eléctrica (centrales de ciclo combinado). pasada y proyección futura. Hoy se utiliza en una variedad de sectores y aplicaciones y está experimentando un significativo crecimiento como combustible para generación de electricidad. Caruso. líquidos –GNL. Sector gas natural y derivados. La percepción del gas natural actualmente es radicalmente diferente de lo que era hace 10 o 20 años. Actividad muy captial intensiva: elevada inversión en infraestructura fija y elevados costos de exploración y explotación (asociados en parte al riesgo minero). TABLA COMPARATIVA DE COMBUSTIÓN AMBIENTAL DE COMBUSTIBLES FÓSILES b. eficiencia energética. 2 q. Petróleo g. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. 731 r. d. American Gas Association El gas ofrece muchas ventajas comparado con otros combustibles fósiles: abundantes reservas. 4) estrategias diversificadoras del riesgo productivo (formación de consorcios de productores y diversificación geográfica).UU. 359 n.3 m. 430 p. 1333 Fuente: Agencia de Protección Ambiental de EE. A. competitividad y el hecho de ser el más limpio en materia ambiental. GLP. petróleo (y derivados) y electricidad.33. Entre 1970 y 2000 el consumo de gas natural en el mundo más que se duplicó y su participación en N. petroquímica-. Pre II. 0. Oxido de nitrógeno h. (kg de emisión por TJ de energía consumida) c.Por otro lado. cuando era percibido como un combustible noble. Estudio 1. Ello implica: 1) los proyectos se concretan si hay demanda asegurada. 3) estabilidad política y jurídica (tanto o más importante que la económica) perdurable en el tiempo. 43 i.. se debe remarcar que Argentina es un país rico en materia energética en general. reservado para usos especiales. generando inclusive excedentes comerciales en los dos primeros casos y un muy ligero déficit en materia de energía eléctrica. competitividad y baja combustión ambiental. Préstamo BID 925/OC-AR. 2) la inversión se recupera en el largo plazo (por ello los contratos se pactan por tiempo prolongado). Partículas s. 142 f. energía eléctrica. Participación creciente en la matriz energética mundial. Carbón j. Gas Natural e.EG. Dióxido de sulfuro l. 9 . a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Alta integración en la cadena de valor energética como manera de monetizar las reservas (upstream. considerando la situación de los países vecinos. Esta coyuntura le asigna un lugar de privilegio como actor del mercado energético regional. 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). Sector gas natural y derivados. aunque en la Argentina dicha participación supera el 45%. A lo largo de varias décadas. Tanto a nivel internacional como en la Argentina. Sin embargo y de acuerdo a 600 proyecciones de la Agencia INDUSTRIA 400 Internacional de Energía (AIE). Esto es así pues el cambio tecnológico (de la mano del surgimiento N. 0 proyectando un 28% de participación en la matriz de Fuente: EIA. Ministerio de Economía de la Nación. 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 GRAFICO COMPARATIVO DE PRECIOS DE FUENTES DE ENERGIA SEGUN SEGMENTO (OCDE año 2000) participación en la matriz de 1200 demanda (gran parte de la demanda de petróleo provendrá del sector 1000 transporte. Préstamo BID 925/OC-AR. Estudio 1. ya que allí la posibilidad HOGAR de sustituir petróleo por otro 800 combustible es muy limitada). a solicitud de la Secretaría de Política Económica. gran parte del crecimiento de la demanda surge de la generación de energía eléctrica.la matriz de consumo energético mundial evolucionó desde el 17% hasta poco más del 23% actual. 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%. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. "Energy Prices and Taxes" consumo mundial hacia el 2020. Pre II. el ELECTRICIDAD gas natural será el componente 200 energético de mayor crecimiento en la matriz de consumo mundial. 10 .33. el 40% de la demanda de gas proviene de la industria. ubicando a este país entre los de mayor consumo gasífero en relación a su consumo total de energía. desregulación de mercados (en gas y electricidad) y crecimiento del PBI mundial. Caruso.EG. A nivel internacional. alrededor del 25% se destina al consumo residencial y otra proporción similar. Pero adicionalmente se cuentan otros factores dinamizantes como diversificación de combustible y/o elementos de seguridad energética. a generación eléctrica.6. Fuel Oil Carbón GN Electricidad Fuel Oil GN Fuel Oil Carbón GN u$s/TOE También el futuro es auspicioso. 5 uso en el futuro. Short T erm Outlook October 2002 también ensanchó la base de venta.33. su distancia a los mercados.6 billones de pies cúbicos hacia el 2020. Préstamo BID 925/OC-AR. Estudio 1.EG.3 podrían incrementar aún más su 1. En el sector 2.0 1.9 B PRECIOS DE LA ENERGIA EN EE. Se estima que 3. el gas hizo un gran Gas Natural Fuel Oil Carbón 1.1 1.4%. a una tasa promedio anual del 7.UU PARA GENERACION m3.0 1. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.4 4. Y particularmente en América Central y América del Sur el consumo crecerá a 14. lo que ha tornado más competitivo al mercado de generación de electricidad.0 1. la madurez de los mercados y finalmente pero no menos importante. la demanda de gas evolucionará en forma diferente de una región a otra según el tamaño de las reservas. 11 . La demanda mundial para este segmento (usinas) se proyecta en 58.7 B m3 desde 5. Caruso.2 hacia el año 2030. tales DE ELECTRICIDAD como la GTL (Gas-to-Liquids: 5.2% para el mundo en su conjunto.0 1. Ministerio de Economía de la Nación. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Sector gas natural y derivados. De acuerdo a proyecciones de la AIE el crecimiento del consumo será más intenso en los países en desarrollo que en el resto del mundo. Pre II.3 3.1 residencial.2 2. 2.2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 u$s/Mbtu u$s/Mbtu de las denominadas plantas de ciclo combinado) unido a la reducción del precio del gas natural en relación al de otros combustibles. la competencia de otras fuentes y formas de energía.2 B m3 en 1999.6.9 billones de m3 para el 2020 desde los 27.0 los “condensing boilers”. en particular carbón y derivados del petróleo.5 natural en derivados del petróleo) 4.5 aporte a la competencia gracias a 1. ha hecho económicamente posible la generación de electricidad en plantas mucho más reducidas y eficientes (plantas que incrementan la eficiencia productiva de un combustible fósil entre un 40% y un 80% promedio). Nuevas tecnologías.0 1.5 térmicas explicarán el 30% de la demanda total de gas.4 conversión catalítica directa de gas 1.3%. comparado con el 2. previendo para los mismos una tasa promedio anual de 5. N. las centrales 1.3% en Europa del Este y la ex URSS y 3. La demanda de vehículos a gas natural Fuente: EIA. Fuente: EIA En la práctica. triplicándose en el caso de los países en desarrollo a 17.4% en los países industrializados. mientras a fines del 2000 el precio en boca de pozo en la cuenca neuquina era de 1.000 / u$s 300. cuando el ingreso marginal es positivo). Por ello es que para comprobar la presencia del recurso natural se debe recurrir a la perforación de pozos exploratorios. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Así. sin embargo aún no se ha podido hallar un método que permita en forma indirecta definir la presencia de hidrocarburos en el suelo. conectada por un gasoducto. 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%). Pero aún suponiendo que la exploración fuera exitosa. el consumo con un factor de carga tal que permita amortizar las inversiones aguas arriba.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. más moderna esta última pero su costo por km es tres o cuatro veces superior al de la tecnología lineal). en desarrollo de yacimientos y fundamentalmente en infraestructura de transporte y de distribución. Pero además y precisamente porque se trata de inversiones con un horizonte largo de maduración. incurriendo en elevados costos que aún así no garantizan el hallazo final del combustible. Estudio 1.se sientan seguros que los lineamientos políticos básicos y las variables macroeconómicas no vayan a cambiar demasiado con el tiempo. 12 . precios finales específicos y patrones de demanda distintos. detección por radar de manaderos de hidrocarburos en el mar. gravimetría (estas dos nunca podrán reemplazar la información sísmica pero constituyen una ayuda efectiva para una racional programación de los trabajos de prospección sísmica. Cada uno de estos mercados regionales de gas natural se caracteriza por tener costos específicos. 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. Por otro lado. el cual en en promedio representa alrededor del 50% del precio de la materia prima. La tecnología de exploración evoluciona de manera constante en pos de minimizar dichos riesgos. Se trata pues de una actividad de alto riesgo y elevados requisitos de capital (también de personal altamente capacitado). o sea. Por el contrario. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. 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. es esencial (más que en otro tipo de industria o actividad) que los inversores –que procuran minimizar el riesgo. Diversas son las técnicas aplicadas para el estudio del suelo: imágenes satelitales. un porcentaje muy superior al observado en petróleo y/o derivados. los proyectos gasíferos se desarrollan de manera lógica.7 u$s/Mcf.33. razón por la cual participan de la misma empresas de muy alta envergadura y fuerte respaldo financiero. de allí que los precios pueden variar considerablemente entre países (en definitiva.4 u$s/Mcf.UU. en el sentido que para concretarse necesitan tener en una punta las reservas y en la otra. aeromagnetometría.000 km2. con un mercado spot desarrollado y un precio de referencia para las transacciones internacionales (WTI). condiciones específicas. Caruso.6.EG. al igual que la inversión de fuertes sumas de capital. está en el rango de los u$s 200. Pre II. que implican una gran infraestructura fija. el gas natural no es un commodity). en el sentido que el descubrimiento del yacimiento a menudo se produce sólo luego de varios y costosos intentos fallidos. la misma unidad de medida costaba u$s 3. 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.Una de las características esenciales de la actividad es el elevado riesgo exploratorio. cubriendo una superficie de 5.7 y el costo de importación en la UE alcanzaba los 2. Ministerio de Economía de la Nación. Préstamo BID 925/OC-AR. 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. sísmica de reflexión (en 2 o 3 dimensiones. Al menos los riesgos no comerciales de esos proyectos deberían estar protegidos. Esto signfica que desde el descubrimiento de un yacimiento hasta su total desarrollo pueden ser necesarios varios años de trabajo. en EE. Las distancias importan N. Sector gas natural y derivados. Su costo. 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. Esta es una tecnología que dominan pocas empresas en el mundo.6. 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. 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. sumado a que los costos en la cadena de LNG han ido en descenso. siendo pionero el mercado asiático (el mercado americano fue el factor dinámico detrás del rápido desarrollo del mercado spot de LNG internacional en 2000.. Ministerio de Economía de la Nación. En el pasado..33. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. 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. Sector gas natural y derivados. las transacciones spot de LNG ofrecen nuevas oportunidades comerciales que un creciente número de jugadores están probando. Pero si bien la tecnología de transformar gas natural en su estado original (gaseoso) a estado líquido ha descendido en el tiempo. que hace al menor o mayor costo de extracción del mismo. El mercado spot es muy nuevo y todavía no ha despegado internacionalmente. Estudio 1. principalmente desde España y Corea del Sur). el hecho que muchas fuentes de gas natural estén alejadas de los centros de demanda. En defintiva. Transportar gas natural por ductos tiene sentido económico hasta cierta distancia. motivando un redireccionamiento de los volúmenes exportados a EE. Por otro lado. para luego regasificarlo en el puerto de destino (o centro de consumo final). Es un sector muy capital intensivo. el costo actual de producir GNL es aún muy superior al de producir gas natural.y segundo por la menor o mayor facilidad para extraer el recurso del yacimiento. contribuyen a la expectativa de un fuerte crecimiento comercial de LNG. A medida que la utilización y comercio del gas continúe creciendo. para transportar similar valor calórico el GNL demanda mucha mayor capacidad de transporte (ocupa mayor volumen) que el petróleo. en términos del petróleo) evolución tecnológica y costos asociados marco de inversión seguro y estable financiamiento N. el gas natural irá adquiriendo características de commodity que aún hoy no reviste. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. facilitando el comercio internacional y marcando el camino para un mercado de gas natural globalizado. se espera que el mecanismo de formación de precios vaya evolucionando. mientras que el grueso (80% restante) se canaliza por gasoductos. 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. De todos modos. Pre II. O bien dicho de otra manera. revendiendo los volúmenes no demandados a terceros. Pero ésto a su vez dependerá de otros factores: precio (absoluto y relativo. Préstamo BID 925/OC-AR. se está desarrollando recién en Europa y EEUU. Un reflejo de ello es que sólo el 20% del volumen comercializado internacionalmente se realiza por buques metaneros (bajo la forma de GNL).UU. como arbitraje de precios entre mercados. 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.EG. 13 . Como en cualquier otro sector. 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). Caruso.tremendamente en el negocio del gas. La mayor competencia que este proceso de desregulación y apertura traerá aparejado (derivada de la mayor inversión y producción a él asociado). China National Petroleum Corporation (China). más elástica es la curva de demanda de ambos bienes. Short Term Energy Outlook October 2002 elegir otro combustible en el corto plazo le permite al usuario final ajustar rápidamente su demanda a los precios relativos de los combustibles. IEA.0 fuertemente influenciados por el 2. En relacióna esto último también surgen otras cuestiones. Canadá y el Reino Unido indica que la competencia tiende a contraer los márgenes en la cadena de valor. Ministerio de Economía de la Nación. 1998.EG. frente a variaciones en el precio relativo de los combustibles.El precio del gas y del petróleo 2 3 u$s/Mcf u$s/BdP La forma de determinar los precios del gas varía de una región a otra según las características físicas y estructurales PRECIOS DE LA ENERGIA EN EE. Petronas (Malasia). Coordinación del Estudio: 14 Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. National Iranian Oil Company. Pemex (México). Adgas (subsidiaria de Abu Dhabi National Oil Company). Sonatrach (Algeria).0 30 desregulación del sector que se haya WTI Gas Natural 3.33.5 precio del petróleo.0 contractualmente desvinculados de 15 los del petróleo. WTI competencia alcanzado por los 4.6. Pertamina (Indonesia). aunque el precio de este último seguirá incidiendo sobre los del gas a través de la competencia entre combustibles. citando los ejemplos de Kogas (Corea). Gazprom (Rusia). Préstamo BID 925/OC-AR. cuánto mayor es el grado de sustitución entre dos productos.5 35 sectores del upstream y downstream (que depende del modelo de 4. Egyptian General Petroleum Company y Mossgas (Sudáfrica). . Por ello.. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Sector gas natural y derivados. 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. Nigerian National Petroleum Corporation.5 pueden incidir sustancialmente en la 10 1. Pero en la práctica los precios del gas siempre son 25 3. Un análisis detallado se haya en Natural Gas Pricing in Competitive Markets. Sencillamente pensar en la capacidad de un consumidor residencial de.UU DESPUES DE LA del mercado y el grado de DESREGULACION: GAS NATURAL EN BOCA DE POZO vs. provocando una reducción en los precios finales y en boca de pozo. 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.5 implementado2).UU. 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. N. Aún en los 20 mercados donde los precios están 2. Y por otro lado. Caruso. la experiencia en EE. 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. Estudio 1.0 formación de precios del gas. 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. es probable que la incertidumbre que surge en un período de transición. Esto se 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 produce cuando la capacidad para Fuente: EIA. Pre II. Omán LNG. estos últimos 1. O dicho de otra forma. sustituir en el corto plazo y de manera económica su sistema de calefacción a gas por otro que le brinde similar satisfacción. N.EG. Al respecto. Sector gas natural y derivados. La aparición y desarrollo de los ciclos combinados en la generación de energía eléctrica es un ejemplo de ello. 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. 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. Por último. Pre II. En la década pasada el desarrollo 100 tecnológico. 19762000 Y relacionado con esto último.UU.6. EE. El metano tiene una distintiva estructura molecular rica en hidrógeno. 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). 15 .poderosos incentivos para invertir en tecnologías más limpias y eficientes. el hidrógeno que requieren tendría que derivarse de una fuente de energía renovable.33. Office of Oil and Gas forma sustancial los costos de Nota: los costos operativos no incluye costos indirectos ni impuestos. En el mismo sentido. considerando la alta rigidez estructural de este 150 componente. la tecnología de células de combustible hidrogenado es una prometedora innovación que potencialmente podría reemplazar los motores de combustión interna. por lo que será necesario una nueva “revolución tecnológica” en perforación e ingeniería de producción y transporte por gasoductos y GNL. el segundo gran interrogante es la evolución del precio del gas. El proceso de cambio de las políticas ambientales en el mundo ha generado -y lo seguirá haciendo en el futuro. que emanan emisiones dañinas para el aire. COSTOS OPERATIVOS Y COSTOS DE EQUIPO (VALORES DEFLACTADOS). 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. una vez más. Sin embargo. lo cual no es áun posible económicamente. Por lo que. Para que estas células capturen plenamente su ventaja ambiental. 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). 2000 1998 1996 1994 1992 1990 1988 1986 1984 1982 1980 1978 1976 indice 1976=100 INDICE DEL PRECIO DEL GAS NATURAL. Ministerio de Economía de la Nación. Caruso. una mirada hacia el futuro. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. el mejoramiento de las prácticas de gestión y los 50 avances en diseño de proyectos y productividad han reducido en Fuente: EIA. El costo en equipos incluye los drilling costs. 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.Tecnología: después de la ventaja de localización. Préstamo BID 925/OC-AR. 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. el factor clave En párrafos anteriores se dejó en claro la importancia fundamental de la 300 tecnología de transporte como costos operativos uno de los componentes clave precio boca de pozo 250 costo equipos de la ventaja competitiva del productor (por supuesto luego 200 de la ventaja de localización del recurso). Estudio 1. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. EG. Shell). Ministerio de Economía de la Nación. sino que. Kozulj y H Pistonesi. Caruso.. sobre la base de precios fijados o de acuerdo con las sucesivas renegociaciones que se admitieron desde la esfera oficial. (YPF) y Gas del Estado (Gas del Estado) concentraban la mayor parte de las actividades en las cadenas productivas de los hidrocarburos. El resto de la producción de esos hidrocarburos era efectuada por agentes privados mediante contratos de explotación suscriptos en diferentes períodos por gobiernos. provocaron un creciente desequilibrio financiero de YPF S. 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.E. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. la actividad privada en el sector tuvo un carácter esencialmente rentista. Otro tanto ocurrió con el gas natural entregado por los contratistas a partir de 1981.. las empresas estatales Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.E. 16 . Préstamo BID 925/OC-AR. N. 1990).6. Sector gas natural y derivados. las empresas privadas extraían el petróleo y el gas natural que debían entregar a YPF S. con el consiguiente efecto sobre la apropiación de la renta petrolera.LA REESTRUCTURACION ARGENTINA DEL SECTOR ENERGETICO EN DECADA DE LOS ‘80: CRISIS ENERGETICA Y SITUACION PRE-REFORMA Hasta la introducción de la reforma energética.E. Pistonesi. el costo de ese petróleo resultaba superior al precio fijado para su venta a las refinadoras privadas (Esso. De acuerdo con estos contratos. 1990). sólo extraía en forma directa alrededor del 62% del total del petróleo producido y entre el 80 y 85% del gas natural. En algunos casos los precios a los contratistas llegaron a superar los valores del mercado internacional (H. bajo la órbita de la Secretaría de Energía y con el marco jurídico de la Ley 17319 de 1967. la renegociación de los precios que habían pactado logrando importantes aumentos en términos reales. ya que los contratos no implicaban ningún riesgo de carácter minero o comercial.E. en un volumen similar. A pesar de no cumplirse con los compromisos de producción e inversión establecidos. además le significaron una pérdida neta: con el agregado de las regalías que debía afrontar. sólo que en este caso la pérdida ocasionada a YPF S. los precios pagados por YPF S. había realizado hasta ese momento la casi totalidad del esfuerzo exploratorio. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. las empresas privadas que habían suscrito los contratos obtuvieron.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. Las políticas de precios aplicadas al petróleo y sus derivados por las autoridades nacionales a partir de 1976. fue considerablemente menor (R. Estudio 1. De este modo.33. a partir de 1983. Pre II.E. A pesar de que YPF S. junto con las ventajas otorgadas a las compañías privadas.E. De este modo. Ministerio de Economía de la Nación. la reformulación del régimen de Inversiones extranjeras (dándoles un trato equivalente a las nacionales). la transferencia de la Secretaría de Energía a la esfera del Ministerio de Economía.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 18% menos que en 1981. la reforma alcanzó al conjunto de las cadenas productivas más relevantes. con importantes aportes de la cuenca noroeste y de la austral. que preveía la conformación de Uniones Transitorias de Empresas (UTE’s) entre YPF y productores locales para explotar áreas de baja producción (secundarias). 4 Leyes 23. sin dudas incrementaba las probabilidades de una eventual privatización. la suspención de los subsidios y vigencia del Compre Nacional en el ámbito público.697/89 respectivamente. crecieron de 648437 millones de m3 a 773016 millones de m3. por su parte. y un 8% las reservas. fijándoles una remuneración equivalente al 80% del precio internacional para la producción incremental que pudieran obtener de los yacimientos. y se firmaron 61 contratos. Entre los más atinentes al objeto de este trabajo pueden mencionarse aquellos referidos a la anulación del carácter específico de los Fondos Energéticos.Terragno impulsó lo que se conoció como Petroplan. se adjudicaron 77. permitiendo una recuperación del 7% en el total producido en el país. desregulación del funcionamiento de los mercados.1 millones de m3 de petróleo. Estas ideas no llegaron a ponerse en práctica en el gobierno de Alfonsín. En 5 rondas de licitaciones realizadas entre 1985 y 1990. A diferencia de los grandes países petroleros latinoamericanos (México. Estas leyes fueron acompañadas por un conjunto de Decretos que reglamentaron y especificaron su contenido. poderes especiales para proceder a la reestructuración de las actividades y funciones en el área pública. Venezuela) en los que el petróleo representaba una fuente de ingresos en divisas significativa para el fisco.9 millones de m3. Sector gas natural y derivados.696/89 y 23. Estudio 1. Pre II. Caruso. Préstamo BID 925/OC-AR.EG. En 1988 se produjeron 26. Esta legislación estableció las bases formales para acelerar la implementación del proceso de transformación. se reestructuró la organización productiva en las industrias de red con la finalidad de introducir ámbitos de mercado. que fue orientado por los principios generales de retiro del Estado de las actividades productivas. De este modo.33. privatización y/o concesión de las empresas públicas. Las ventas en el mercado interno de naftas cayeron un 22%. la asociación con grandes empresas en áreas centrales. 17 . Sobre el final del gobierno radical el entonces ministro de Obras y Servicios Públicos R. 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. la capitalización de la deuda externa. situación que independientemente de sus causas. En este marco. se eliminaron todas las trabas a la entrada de nuevos actores privados. En el sector energético.6 MM. En el mismo período las reservas cayeron de 385 MM de m3 a 362 MM de m3. pero serían la base para las reformas petroleras de Menem. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. La producción de crudo de los contratistas creció un 13% entre 1987 y 1989. Entre 1983 y 1987 la producción de petróleo cayó un 13%. un nuevo intento de incorporación de capitales privados en la exploración que no tuvo mayor impacto. Las refinerías argentinas procesaron 24. un 9. mientras que las de gasoil/diesel crecieron un 7%. se dispuso la liberación de los precios de los energéticos comercializables. en la Argentina de fines de los ‘80s la empresa estatal petrolera requería sistemáticamente de asistencia financiera del Tesoro. 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. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Las estadísticas correspondientes al año 1988 revelan el fracaso de la política petrolera. con inversiones pautadas por US$ 951 MM de las cuales llegaron a concretarse US$ 231.6. 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. y la desregulación de la industria. gracias a la ampliación de la capacidad de transporte desde la cuenca neuquina.5% menos que en 1981. Las reservas. se concursaron 165 áreas. N. la formulación del programa de privatización y concesión de empresas públicas. Pre II. Estos cambios implicaron una drástica modificación en la modalidad de coordinación de las industrias del sistema energético. limitando sus funciones a la formulación de las normas regulatorias y al control y fiscalización. El criterio utilizado fue establecer un régimen de asociación con YPF S. Los más importantes por su volumen eran los viejos contratos de Amoco en la Patagonia y Oxy en Mendoza. 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). tomando el conjunto de los contratos ponderados por sus niveles de producción YPF mantuvo una participación del 11% en las áreas reconvertidas. De este modo. Como resultado de la operación.1% de la producción nacional. en lugar de responder a finalidades políticas generales. Inicialmente se adjudicaron 29 de las 258 áreas de YPF S. pudiendo de este modo estar presentes de manera simultánea en varios eslabones de una misma cadena energética. Sin embargo. Cadipsa). Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. con motivo de las dificultades presupuestarias que tuvo que enfrentar a partir de 1995. Las principales acciones que plasmaron dicho proceso fueron las siguientes: a) Reconversión de los contratos de explotación. 18 . El Estado nacional mantuvo inicialmente una porción de la propiedad de las empresas públicas privatizadas. N. Se reconvertieron en concesiones de libre disponibilidad todos los contratos de producción (24 en total) que unían a YPF con empresas privadas. como ocurría en el período anterior. especialmente en el caso de los servicios que tuvieran las características de monopolios naturales. que se enajenó a través de la venta de sus acciones. que había mostrado una continuidad destacable desde la postguerra.33. b) Privatización de las Áreas Marginales.E. aunque el contratista más importante era. las cuales representaban el 5. contratos cuyo vencimiento operaba mayoritariamente en 1999. por las cuales el Estado embolsó u$s 188. la empresa argentina Pérez Companc. LA REFORMA EN EL SECTOR PETROLERO La concreción del proceso de reforma se realizó mediante un conjunto de instrumentos legales que se promulgaron entre fines de 1989 y 1991. Esta modalidad de privatización dio lugar a que algunos grupos económicos locales o extranjeros pudieran formar parte de diferentes consorcios adjudicatarios. esto implicó que las decisiones referidas al uso de los recursos naturales energéticos de carácter agotable quedaran en el ámbito privado. Ministerio de Economía de la Nación. e incluso. se sujetan a una racionalidad guiada por la búsqueda de ganancia. por un valor de u$s 245 M.se procedió a la privatización o la concesión de la casi totalidad de las empresas del sector y se redefinió el rol del Estado. el Estado fue desprendiéndose progresivamente de tales activos mediante la venta de las acciones correspondientes. Tecpetrol.E.EG.5 M. la privatización y/o concesión de las empresas del sector se realizó por medio de la adjudicación a consorcios a través de mecanismos licitatorios. en conformidad a la normativa establecida. Posteriormente se realizaron dos licitaciones más en dos tandas de 22 áreas secundarias cada una. para aquellos contratos en los que el precio vigente fuese inferior al internacional y de concesión para los restantes. La asignación de los recursos pasó a depender de las decisiones de los nuevos actores privados que. Este hecho limita considerablemente el margen disponible para la acción futura de la política energética. Sector gas natural y derivados. 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.6. salvo las centrales binacionales (Salto Grande y Yacyretá) y nucleares (Embalse y Atucha I). sumando todas sus áreas. todas las actividades del sector energético se encuentran actualmente bajo el control privado. en los correspondientes a varias de ellas. Estudio 1. Se trataba de áreas previamente abandonadas o de baja producción. La producción de crudo por contratos involucraba a 12 empresas / consorcios y explicaba a mediados de 1990 al 35% de la producción total nacional. En particular. Préstamo BID 925/OC-AR. Caruso. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. variable según las diferentes actividades del sector. Astra. 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). d) Elaboración de un nuevo Plan de Exploración. en cuatro de las cinco principales áreas productoras del país y la venta de las cuencas Austral y Noroeste. bajo la forma de asociación con YPF S. N. Estudio 1. La modalidad jurídica utilizada es la concesión y el crudo obtenido será de libre disponibilidad. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Areas ofertadas.A.EG. YPF retuvo sólo el 10% en el Vizcacheras. Gana quién ofrece más UT’s (lo que implica mayor inversión) ajustado por el 5 Para un mayor detalle de las áreas ofertadas. etc. Implicó la transferencia de derechos de explotación de reservas. 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. El Plan de Exploración estableció que las empresas que descubran petróleo no deberán compartirlo con YPF S.) están valuadas con cierta cantidad de Unidades de Trabajo (UT). y que sólo tendrán que pagar regalías y los impuestos vigentes para cualquier actividad minera. el 40% en el Area Puesto Hernández y el 10% en El Tordillo. Estas áreas registraban los más bajos costos operativos y costos totales inferiores o muy inferiores a los precios internacionales. Como resultado de la licitación. Las empresas que reúnen ciertos antecedentes técnicos.c) Privatización de las Áreas Centrales. por medio de la privatización de las áreas centrales. económicos y financieros. compiten en las licitaciones ofreciendo UT’s. pozos. .6. Pre II.A. las diversas actividades de exploración (líneas sísmicas. el 30% en El Huemul.) e internacionales. adjudicadas y a licitar ver Plan Argentina (Decreto N° 2178/91) publicado en la página web de la Secretaría de Energía. Plan Argentina. En función de este plan se obligó a YPF S.33. se entregó al control de las compañías privadas entre 31% y 35% de las reservas y alrededor del 23. industrial o comercial. Coordinación del Estudio: 19 Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Ministerio de Economía de la Nación. Préstamo BID 925/OC-AR.5% de la producción petrolera al momento de las adjudicaciones. Sector gas natural y derivados.A. Caruso. de libre acceso para todas las empresas nacionales (incluyendo YPF S. cada una por un valor de US$ 5000.E. a devolver la mayor parte de las áreas que tenía en prospección. Es decir que. la autorización a las empresas privadas para importar y exportar hidorcarburos libre de tasas y/o retenciones (decreto N° 2178/91) y la libre N. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Se paga un canon de exploración de US$ 10 anuales por Km2. se procedió a la desregulación del mercado de petróleo y de sus derivados.EG. Plan Argentina. Existe una restricción de inversión mínima de US$ 1. 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. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Sector gas natural y derivados.6.33. el ganador de la licitación recibe un permiso de exploración por 2/3 años (3/4 si es área marítima). Pre II. t. Caruso. se declara la comercialización del yacimiento y se obtiene una concesión de explotación por 25 años prorrogables. estando obligado en el segundo período a perforar al menos un pozo.5 MM. Cuencas sedimentarias Fuente: Secretaría de Energía e) Desregulación del mercado del petróleo crudo.cronograma de trabajos propuesto (se privilegia a quienes ofrecen hacerlo en menor tiempo). estableciéndose la libre disponibilidad de los hidrocarburos provenientes de las concesiones y asociaciones. Estudio 1. Préstamo BID 925/OC-AR. debe revertir el 50% del área. Si finalizado el período pretende seguir explorando. estando obligado a desarrollar el programa de inversiones comprometido o entregar el dinero equivalente. De manera previa o simultánea con la reconversión de los contratos y la privatización de las áreas. en el caso de que la exploración sea exitosa. Ministerio de Economía de la Nación. 20 . Este porcentaje podría ser reducido por el Poder Ejecutivo hasta el 5% teniendo en cuenta la productividad. aunque de un monto mayor. a nivel de productor.145. Antes de la desregulación del mercado de derivados. La ley de hidrocarburos 17. en 2001 el gobierno implementó un plan de competitividad.A. la transferencia a las compañías privadas del 16% de su capacidad primaria de refinación. f) Venta de destilerías. 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. Ministerio de Economía de la Nación. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. quedando un 20% en manos del Estado Nacional y el resto (12%) en poder de los Estados Provinciales (en compensación por las regalías adeudadas). En el caso de la exploración. la empresa REPSOL logró concentrar en su poder la casi totalidad de las acciones de YPF S.A. 21 . YPF mantenía todas las condiciones de empresa líder. En el caso del N. a través de la Ley 24.EG. Caruso. 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). El abastecimiento de la demanda es concentrado por las tres principales empresas (YPF S. A. Como era de esperar.A. ESSO y SHELL) y. realizándose la distribución o venta de acciones. la desregulación no resultó eficaz para la promoción de la competencia. para que pudieran ser utilizados por terceros.A. En 1992. con capacidad de fijar los precios de los derivados. 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. Estudio 1. Más recientemente. y se transfirieron al Estado Nacional las deudas de la empresa. 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. que pasó casi del 62% al 51. En el caso de la extracción de gas natural. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.380. a través del decreto 1.A.319 a los cambios de la ley 24. a pesar de las transformaciones realizadas.145): Luego de las privatizaciones de los activos mencionados. 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. oleoductos y otros medios de transporte de YPF S.. sin embargo.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. adaptar y perfeccionar el régimen de la Ley Nº 17. el personal de la empresa y los jubilados..6. 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. fueron fijados en niveles cercanos a los internacionales por la Secretaría de Energía de la Nación. los precios de los mismos.33. se procedió a la valorización de los activos restantes de YPF S. Préstamo BID 925/OC-AR. con el objeto de reactivar los pozos hidrocarburíferos de baja productividad. 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.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. La venta de tres de sus destilerías menores implicó para YPF S. h) La privatización de YPF S. La transferencia del dominio se iba a perfeccionar después de sancionada y promulgada dicha ley. establecía el pago anual de un canon por cada kilómetro cuadrado del área de exploración. Pre II. la Nación transfirió a las Provincias el dominio público de los yacimientos de hidrocarburos (salvo algunos casos) ubicados en sus respectivos territorios.A. condiciones y ubicación de los pozos. Sector gas natural y derivados. En la primera etapa de privatización de la empresa se vendió el 46% de las acciones a inversores privados. En lo que se refiere a los medios e instalaciones de transporte se decidió la privatización de los oleoductos AllenPuerto Rosales (con su correspondiente terminal marítima) y Puerto Rosales-La Plata y la flota naviera de YPF S. (Ley 24.A.145.9%. los concesionarios también debían pagar un canon anual por kilómetro del área de explotación. Finalmente. g) Desregulación del mercado de derivados y el cambio en la política impositiva. Esto explica que el gas natural haya incrementado su participación en el consumo de fuentes primarias de 17.000 m3 en el mismo lapso. Ministerio de Economía de la Nación. Sector gas natural y derivados. de tasas municipales que afecten los procesos productivos y del impuesto a los sellos.4% en 1970 a 42% en 1989. 1990). hacia fines de la década del 70. facilitó notablemente esta rápida penetración del gas natural. 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. Préstamo BID 925/OC-AR. 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. la situación económico-financiera de Gas del Estado se vio negativamente afectada. Perez Companc. especialmente a partir de 1980. Todo el gas natural captado para su comercialización era entregado por YPF S.EG. En relación a los impuestos nacionales. Debido al objetivo principal de la política energética. del impuesto a los ingresos brutos. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. especialmente hasta mediados de los años 70. la empresa de Gas del Estado tenía a su cargo el transporte. Al igual que en el caso de YPF. concentraba toda la disponibilidad nacional de gas natural. 22 . Hacia fines de la década del 80. Total. Estudio 1. por la política tarifaria adoptada. dispuso la exención o reducción en el pago de regalías conforme se acuerde con las provincias. encargado de la construcción de dicha infraestructura.E.6. Astra. El consumo de gas natural se incrementó a una tasa media anual superior al 7. a Gas del Estado.gas natural. Pre II.33. 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. Caruso. Tecpetrol. Entre los contratos desventajosos con el sector privado se destaca el correspondiente al peaje por el uso del gasoducto Centro-Oeste. Deminex. esos precios de transferencia se mantuvieron muy bajos. mientras que en el orden provincial. que estaba dirigida a sustituir los combustibles líquidos por gas natural en los usos residenciales.5% entre 1970 y 1989. En efecto. 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. por contratos desventajosos con actores privados y por los precios convenidos para la importación de gas desde Bolivia. en tanto el consumo total de energía se expandió en ese mismo período a una tasa anual media inferior al 1. tratamiento. dando lugar a un progresivo incremento en los niveles reales de las tarifas a usuarios finales. y otras menores). mientras que los ingresos tarifarios medios de Gas del Estado mostraron en términos reales una tendencia declinante (Kozulj y Pistonesi. El descubrimiento de importantes reservas en la Cuenca Neuquina (en particular. industriales y la generación eléctrica. LA REFORMA EN LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL Antes de la puesta en marcha de la reforma. La decisión de licitar la construcción de ese gasoducto N. a un precio de transferencia fijado por la Secretaría de Energía. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. YPF S. desde mediados de los años 70. Coastal. tratamiento y distribución de gas natural en todo el país.E. 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. a partir de 1976 fue incrementándose de manera muy significativa la carga impositiva sobre la venta de gas natural. especialmente si se considera el grado de cobertura alcanzado con respecto a los usos calóricos en el sector residencial. transporte y comercialización asociadas a los pozos de baja productividad para estimular su explotación. Esta situación posibilitó una transferencia de renta que permitió a Gas del Estado realizar las grandes inversiones requeridas para expandir la cobertura del servicio. La norma estableció una serie de estímulos fiscales por un plazo no mayor a los 10 años a las actividades de explotación. Pluspetrol. del impuesto a la ganancia mínima presunta y del impuesto sobre los intereses pagados. Por su parte. suscrito con el consorcio COGASCO.7%. 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. el yacimiento gigante de Loma de la Lata). en algunos años. al iniciarse el proceso de privatización la empresa de Gas del Estado mostraba una situación financiera aceptable y un buen desempeño técnico-económico. Dicho precio fue muy superior a los niveles pagados por el gas importado en otros países y. Pampeana. expresados en unidades equivalentes. Buenos Aires Norte. incluso mayor que los precios medios CIF del petróleo. en los hechos dicha decisión implicó un incremento en los costos de transporte de gas que debió erogar Gas del Estado. Cuyana. Ministerio de Economía de la Nación. buscó evitar que una determinada empresa (o grupo) tuviera control sobre todo el negocio gasífero. 7 Transportadora de Gas del Norte y Transportadora de Gas del Sur. Noroeste. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. 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. operando el Sistema de Gasoductos respectivo (primordialmente de alta presión). No obstante esas medidas adversas sobre precios.0766 (privatización de Gas del Estado). operando una red de gasoductos de menor nivel de presión. Préstamo BID 925/OC-AR. cuya renovación estuvo motivada principalmente en razones de tipo geopolítico. estableció el nuevo marco regulatorio de la industria gasífera en Argentina. Pre II. Distribución: las empresas licenciatarias8 (8) reciben el gas natural de las transportistas y lo distribuyen. 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. promulgada parcialmente el 09/06/92. que llega hasta los usuarios o consumidores finales.6. 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. Sector gas natural y derivados. impuestos y contrataciones con grupos privados. 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). De igual modo. que reglamentan y especifican los principios en ella establecidos. 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). dando así lugar a una drástica reducción de sus excedentes operativos. no se reflejaron en las tarifas percibidas por la empresa distribuidora.EG. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Litoral y del Sur. 1990). Por último. 8 Metropolitana. También existen subdistribuidores. del Centro. Estudio 1. aumentando al mismo tiempo su endeudamiento en divisas. Caruso.respondió a la orientación de la política económica que postulaba una función subsidiaria del Estado. catalogando a estas últimas como “servicio público nacional”. 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. Sin embargo. N. especialmente hasta 1985 (Kozulj y Pistonesi. Transporte: las empresas licenciatarias7 (2) están obligadas a recibir y transportar el gas. MARCO REGULATORIO La Ley N° 24. Los mayores costos de ese contrato de importación.33. 23 . Parte del gas producido no entra al sistema de transporte. de Energía (Resoluciones) (transporte. • Inicio de lic. 24 . N. Préstamo BID 925/OC-AR. Sector gas natural y derivados. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.EG. tratamiento PRODUCTORES: y distribución) Ley N° 17. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.076 (Privatización GE) PRIVADOS Ms DESDE (3%) BOLIVIA (10%) ENARGAS y decretos regulat . Caruso. 28/12/92 • 35 años con opción a 10 (Resoluciones) adic . Pre II.319 Sector desregulado: y decretos varios • PRODUCCION (31) Precios de transferencia OFERTA GN • Concesiones por 25 años Sector • Canon y regalías Regulado: TRANSPORTE Y YPF S. Ministerio de Economía de la Nación.GAS Y DERIVADOS Reestructuración del sector Situación post-reforma Antes de la reforma Marco legal GAS DEL ESTADO Sec. • TRANSPORTE (2) DISTRIBUCION • DISTRIBUCION (9) Ley N° 24.E.33. Estudio 1.6. confiabilidad. captadores. El precio del gas en boca de pozo es uno de los componentes de la tarifa al usuario final. Pre II. dos 11 y ocho distribuidoras (cuyas licencias fueron transportistas otorgadas el 28/12/92 por el lapso de 35 años con opción a 10 adicionales) que cubrían todo el territorio nacional. 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$s 2.145 de 1992 –Ley Federal de Hidrocarburos y privatización de YPF-). velando por la adecuada protección del medio ambiente. 11 Sobre la base de gasoductos existentes.62 el millón de BTU en el período 1984-89 a US$ 0. transportistas. 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. .6. 2411/91 y la Ley N° 24. El gas en boca de pozo pasó de un nivel medio (en dólares de 1990) de US$ 0. 9 Ver sección Reforma Petrolera. y apunta a compensar los costos por explotación. d) Regular las actividades del transporte y distribución de gas natural. N. igualdad.319 y sus modificaciones más fundamentales provenientes del proceso de desregulación petrolera9 (Decretos 1055/89. de reciente creación cubrió precisamente esta región y fue adjudicada a un consorcio controlado por Gas de France International. Ministerio de Economía de la Nación. El ENARGAS debe promover también la competencia en esta etapa. 44/91. libre acceso. 2178/91. distribuidores. delimitación de reservas y compresión del gas. 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%. Coordinación del Estudio: 25 Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. almacenamiento.EG. excepto la 12 región Noreste . asegurando que las tarifas que se apliquen a los servicios sean justas y razonables de acuerdo a lo normado en la presente ley. 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). Préstamo BID 925/OC-AR. 1589/89. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. además.076. los precios fueron incrementados antes de la reforma.700 M). c) Propender a una mejor operación. se refiere al requisito de transparencia y de información en tiempo real. y alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo.33. procesadores. Gas del Estado fue fraccionada en diez compañías. b) Promover la competitividad de los mercados de oferta y demanda de gas natural. Según la Ley 24. 1212/89. 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 ” . f) Incentivar el uso racional del gas natural. e) Incentivar la eficiencia en el transporte. mientras que TGS quedó integrada por los gasoductos troncales del Sur. almacenadores. Cerri (62% de la capacidad de transporte y una parte sustancial de la capacidad de tratamiento). la extracción de gas natural -que comprende las actividades de producción.La ley prevé las figuras de los productores. Estudio 1. captación y tratamiento del producto. Caruso. 12 La novena área de distribución.se rige por la Ley de Hidrocarburos N° 17. Sector gas natural y derivados.88 en 1990-92. del Oeste y Neuba II y la planta separadora de Gral. 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. distribución y uso del gas natural. Gas NEA Mesopotámica. 10 Tal como ocurrió con el precio del petróleo y sus derivados. no discriminación y uso generalizado de los servicios e instalaciones de transporte y distribución de gas natural. comercializadores y consumidores. se refiere al precio en el punto de ingreso al sistema de transporte. 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. Se consideran transportistas a las personas jurídicas del derecho privado que. ni empresa controlada o controladora de los mismos podrán tener participación controladora en una sociedad habilitada como transportista. o grupo de ellos. La seguridad del suministro no interrumpible recae en transportistas y distribuidores. sin requerimiento de compra mínima. reconoce dos variantes de acuerdo a la modalidad del servicio: transporte en firme (otorga abastecimiento prioritario al distribuidor que lo suscribe. El transportista está obligado a permitir el acceso a sus instalaciones y servicios sobre una base no discriminatoria. en las directivas del ENARGAS). eventualmente. Sin embargo. que deben además satisfacer toda demanda razonable (en última instancia dicha razonabilidad está fundada en el criterio de rentabilidad y. y no es atendido bajo un contrato de servicio de gas.6. pero no les está permitido el control de las firmas transportistas. d. Los distribuidores deben llevar a cabo sus funciones con instalaciones permanentes. Tampoco podrán ser distribuidores los consumidores que contraten directamente con los productores14. ni ser productores o almacenadores. Los distribuidores reciben el gas del transportista (pueden comprarlo o simplemente. N. almacenadores o grandes consumidores. entre otros cargos (por ejemplo. los cargos por volumen transportado bajo el servicio de transporte interrumpible. multas por entregas menores o mayores a las autorizadas). reducir sus tarifas reguladas. La retribución del transportista está regulada13.33. El transportista podrá en forma discrecional. b. Pueden contratar directamente con productores o comercializadores. transportarlo) y tienen a su cargo el abastecimiento de los consumidores hasta el medidor de consumo. los cargos por servicio de intercambio y desplazamiento. los costos directos o indirectos de la instalación serán soportados por quien requiera la interconexión. . y en caso de que se decidiera preservar alguno de ellos. 14 El nuevo marco tarifario eximió a las distribuidoras de la aplicación de regímenes tarifarios preferenciales. no pudiendo interrumpir el suministro del fluido mientras dure el contrato entre ambos) o interrumpible. Los transportistas no pueden comprar ni vender gas. dentro de una región determinada. como así tampoco ningún almacenador. a la sola opción de la distribuidora. Estudio 1. El transportista está obligado a transportar gas en tanto la capacidad existente en el gasoducto lo permita. Ministerio de Economía de la Nación. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Sector gas natural y derivados. distribuidor y consumidor que contrate directamente con el productor. Se establecen las siguientes categorías de usuarios: a. los transportistas no podrán acceder a la distribución. El cliente no tiene una cantidad contractual mínima. Coordinación del Estudio: 26 Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. condujeran gas desde el punto de ingreso al sistema hasta su recepción por parte de distribuidores. La tarifa. con excepción de las compras que hagan para consumo propio y mantener la operación del sistema (los volúmenes los decide el ente regulador). A fin de evitar la integración vertical en la cadena gasífera. la cual en ningún caso puede ser inferior a 1000 m3 durante un período mínimo de un año. de conformidad con las modalidades del servicio a contratar. General P (SG-P): todos los consumos no residenciales sin requerimiento mínimo de compra. Grandes Usuarios: estos podrán contratar servicios de distribución firmes o interrumpibles: 13 Inicialmente. Préstamo BID 925/OC-AR.EG. habilitadas por concesión. Caruso. licencia o permiso. c. este acceso libre no implica que se pueda exigir al transportista una amplicación de sus instalaciones. El servicio interrumpible prevé que se deberá aceptar la interrupción del servicio. el estado deberá explicitar los mecanismos presupuestarios a través de los que el Tesoro resarcirá al distribuidor privado por los quebrantos ocasionados. Residencial R: medidores domésticos no comerciales. 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. El transportista facturará los cargos por la reserva de capacidad de transporte (en el caso del transporte en firme). pero la reducción se deberá realizar para todos los que contratan en los mismos términos. la determinación de la tarifa apuntó a reflejar los posibles costos de ampliación de la capacidad de transporte en el mediano plazo. producción ni almacenaje. cuando se avise con la debida antelación. Pre II. El servicio prestado es firme.000 m3 y un plazo contractual no menor a doce meses en todos los casos. • FD: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una estación de GNC. Ninguno podrá otorgar ni ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a sus instalaciones. El coeficiente entre la capacidad contratada y la efectivamente utilizada. Estudio 1. un cambio en el precio de transporte se aplica a la tarifa antes abonada.000 m3 por año. 27 . 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). • IT: Servicio para un cliente de una distribuidora con conexión directa al sistema de transporte. En los casos de compra de gas por usuarios finales.000. conectado directamente a al red troncal de gasoductos de TGN). Ministerio de Economía de la Nación. siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas que incluya una cantidad mínima anual de 3. El servicio prestado es interrumpible. Las tarifas SG-G. se permite que los grandes usuarios (más de 10. Se legisla la figura de la comercialización.6. Préstamo BID 925/OC-AR. Las tarifas ID e IT no requieren el pago de cargo de reserva de capacidad. corregido por el factor de carga.000 m3 y un plazo contractual no menor a doce meses en todos los casos. Caruso.EG. el usuario sólo paga por los m3 consumidos. ni ser una estación de GNC. en el mismo período. 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.000. No debe utilizar el gas para usos domésticos. • 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. Debe comprar una cantidad mínima contractual de 3. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. • FT: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una estación de GNC.• ID: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una estación de GNC. Se presta sobre base interrumpible. es el coeficiente de utilización de la capacidad contratada en firme. el pago de un cargo por reserva de capacidad. que prevé la aparición de brokers que intermedien en la compraventa del gas.33. Los propietarios de las comercializadoras no podrán ostentar el control de las compañías de transporte o de distribución. ni un subdistribuidor. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. A efectos de introducir mayor competencia en el segmento regulado (donde la demanda es cautiva). tanto en su forma de composición como en su valor. que es estimada de acuerdo a los volúmenes máximos que se esperan transportar en el transcurso del año. ni un subdistribuidor. El servicio es firme. FD y FT requieren el pago de cargo por reserva de capacidad además del cargo por m3 consumido. y el consumo pico diario de la categoría en cuestión. Los transportistas y distribuidores están obligados a responder toda solicitud de servicio dentro de los 30 días desde la solicitud. siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas que incluya una cantidad mínima diaria contractual de 10. y un plazo contractual no menor a doce meses. excepto las que puedan fundarse en diferencias concretas. ni un subdistribuidor. • 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. ni un subdistribuidor. Sector gas natural y derivados. Para operar como SDB definitivo debe mediar una autorización del regulador. en las condiciones convenidas por las partes. siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas que incluya una cantidad mínima diaria de 10. Las tarifas varían según tipo de usuarios y zonas del país. Como el precio del transporte se considera una parte de la tarifa que fija la distribuidora. Un comercializador es quien compra y vende gas natural por cuenta de terceros. que se computa como el cociente entre el consumo promedio diario de la categoría en los últimos doce meses previos al ajuste. Este servicio está disponible para cualquier cliente con conexión directa al sistema de transporte y se presta por contrato sobre una base firme. La contratación del servicio de transporte en firme implica. por parte de la distribuidora.000 m3.000 m3/día) puedan celebrar contratos N. Pre II. deberán abonar la tarifa de distribución que corresponda. podrán construir. Préstamo BID 925/OC-AR. etc.6. En este sentido. en tanto el distribuidor no deje de recuperar sus costos. La primera revisión tarifaria determinó un factor X para cada transportista y cada distribuidora. 16 Será de aplicación si el ente requiriese inversiones adicionales a las inicialmente previstas. y que no puedan ser recuperadas mediante tarifas vigentes.EG. se presentaron 123 proyectos de inversiones a considerar.directamente con el productor y/o comercializador (by pass comercial. 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. no podrán controlar firmas transportistas o distribuidoras que sirvan a la región donde esté situado el consumidor15. 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). sus propios ramales de alimentación.33. amortización de activos. Estudio 1. En materia tarifaria y tal como se dejó trascender en párrafos precedentes. se refieren al control empresario. Ministerio de Economía de la Nación. Para el factor K. Pre II. y que utilicen instalaciones del distribuidor. a su exclusivo costo. pudiendo. la tarifa de transporte y la tarifa de distribución. Como este factor conduce a la elevación de las tarifas por programas de inversión. controladora de una distribuidora o transportista. 28 . negociar un acuerdo entre las partes. sin embargo. donde PPI es el índice de precios al productor de Estados Unidos.). se deberá probar que los mismos benefician a la mayoría de los usuarios del sistema de transporte y distribución. sin llegar al control (que está prohibido). Caruso. Sector gas natural y derivados. 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. 28 de ellos descalificados por el ente. las tarifas de los segmentos de transporte y distribución están reguladas. Los consumidores que hagan uso del derecho de adquirir el gas directamente. libre interacción entre oferta y demanda Downstream (distribución y transporte): componente regulado. Si lo hicieran con los primeros. 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. Consideraciones: TARIFA al usuario final = Costo del gas + T + D Price Cap sobre T y D Cobertura: costos operativos. Si contratan directamente con el productor.X + K. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. 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. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. el ENARGAS debe autorizar la operación. En caso que una empresa participe en varias actividades. o transportista más distribuidor. opción que implica el pago de un peaje al distribuidor correspondiente) o conectarse directamente a un trasnportista (by pass físico). 17 N. Sistema de precios en el mercado gasífero Upstream: mercado desregulado. 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). Las cláusulas que determinan la separación de la industria. también se aplica que el costo atribuible a este servicio pueda ser recuperado mediante tarifas a otros consumidores. 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. De acuerdo con dicha regulación. El mecanismo utilizado para regular las tarifas de los servicios mencionados corresponde a una fórmula tipo “Price Cap” o de valores máximos: PPI (USA) . 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. serán considerados justos y razonables. El impugnante soportará la carga de la prueba del exceso injustificado. de carácter quinquenal. ajustando las tarifas por productividad (factor X) e inversión (factor K) Por las licencias. Caruso. los precios libremente negociados entre partes independientes. Ministerio de Economía de la Nación. 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).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). contemplando que dicha rentabilidad sea similar a la de otras actividades de riesgo comparable. 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. Sector gas natural y derivados. 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). el cual podía elevarse hasta el 40% en función del desarrollo competitivo del mercado de gas natural. Estos ajustes se realizan al comienzo del período invernal (mayo) y estival (octubre). En ausencia de mala fe. Se prohíbe efectuar subsidios cruzados entre usuarios.33. ámbito adonde acuden los productores y otras figuras habilitadas por la ley 24076. y que guarde relación con el grado de eficiencia y prestación satisfactoria de los servicios. El incentivo se expresa como uno de premios y castigos de modo tal que: i) si las distribuidoras compran por N. 29 . el contrato seguirá vigente. previa autorización del ente de dichos contratos.EG. Pre II. no se deberá vulnerar la confidencialidad. 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. Se encuentra suspendido desde enero de 2000. Si se revisan contratos. no simplemente el criterio automático del menor costo. La tarifa de transporte y distribustión que de estos ajustes resulte deberá alcanzar para cubrir los costos operativos. Préstamo BID 925/OC-AR. En relación al upstream el Decreto N° 2731/93 (mencionado al inicio de esta Sección). Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. 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.6. al influenciar también sobre la formación de precios en el mercado de largo plazo. Estudio 1. 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. En ningún caso los costos atribuibles al servicio prestado por un consumidor podrán ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros consumidores. 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. 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. no obstante. Aunque se impida el traslado. El ente debe tomar en cuenta todas las características de las operaciones de las distribuidoras. las tarifas son calculadas en dólares y convertidas en pesos al momento de su aplicación. se realiza dos veces por año (enero y julio). Las compañías podrían fijar tarifas menores al price cap. pero deberán siempre recuperar todos los costos. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. por variaciones en el PPI. debajo del precio de referencia que fija el ENARGAS para cada cuenca al inicio del año. 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). al parecer no están totalmente explicitados. ii) si compran por encima de dicho precio de referencia. y por otra los precios de referencia reflejan aún la estructura fuertemente concentrada de la oferta. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. 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. . serían: • una duración máxima de 5 años y mínima de 2. aunque generalmente pareciera ser que lo hace sobre la base del precio promedio de los contratos. Préstamo BID 925/OC-AR. Ministerio de Economía de la Nación. generalmente anual o plurianual. • la decisión política del ENARGAS respecto a los niveles en que fijará los precios de referencia. Sin embargo. lo que implica es aceptado sólo por aquellos distribuidores que a priori estiman que obtendrán ventajas con este sistema. en el resto. El régimen es optativo. Estudio 1. En materia de inversiones. y • a más largo plazo. la evolución de la demanda de gas para exportación. a otros derivados (con lo que rige el precio del crudo en última instancia aunque atenuado).33. Por una parte. • un ajuste de precios basado en una polinómica. en la práctica. Pre II.6. con una contrapartida para los productores en cláusulas del tipo delivery or pay (despáchelo o páguelo). Con respecto a los contratos de largo plazo. se pueden establecer algunos principios acerca de cómo opera el mercado en la práctica. 18 Una forma contractual que obliga al comprador a tomar una cantidad de gas determinada sobre una base temporal. a saber: • el grado de concentración de la oferta. mientras que los de referencia serían un factor arbitrario (instrumento de política) aplicable a los precios de cuenca. las condiciones aunque diversas. • cláusulas del tipo take or pay18 aplicables a volúmenes de entre 70 y 90% del volumen máximo contratado. 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. entre un 95 a un 97% de este último. Sector gas natural y derivados. sobre todo porque en dicha formación son preponderantes tres factores. Están contempladas en las tarifas que perciben las prestadoras. los precios de cuenca reflejarían el promedio ponderado (precios por cantidades anuales incluyendo los de los contratos de exportación/volumen total contratado). pero por una parte los volúmenes totales comercializados en dicho mercado siguen siendo relativamente bajos. N. están autorizadas a retener hasta el 50% del diferencial de precios obtenido. con un factor que rondaría. que por lo general incluye en uno de sus factores el precio internacional del crudo y. Como se puede apreciar entonces.EG. si bien los mecanismos para establecer los precios de referencia y de cuenca. total y por cuenca. Coordinación del Estudio: 30 Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. entonces sólo se les permite trasladar a tarifa el 50% de la diferencia entre el precio testigo y el de compra. el mercado spot juega un papel relativamente secundario en la formación general de precios. Caruso. 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). o por las N. 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. las distribuidoras pueden requerir el aporte de los (nuevos) usuarios.Ri Donde: IR = Indice de reposición de reservas de gas natural vigente al momento de presentación de la autorización. 31 . 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. 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. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Ri = reservas de gas natural totales del país al 31 de diciembre del sexto año anterior al de la presentación. Estudio 1. en la medida que no se afecte el abastecimiento interno. si se realiza antes del 1º de junio de cada año. Caruso. si se realiza antes del 1º de junio de cada año. Cuando las tarifas autorizadas no proveen el ingreso suficiente. 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. Las condiciones que deben cumplirse son las siguientes: a) El índice de reposición de las reservas de gas natural. si la misma se realiza a partir del 1º de junio de cada año o del anteúltimo año anterior. En caso de obras de terceros (cooperativas.EG.6. Ministerio de Economía de la Nación. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. en cada caso. 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. Pre II. excluyendo los volúmenes reinyectados en formación. dentro del plazo de noventa (90) días de recibida la solicitud. las exportaciones de gas natural deberán. el nuevo marco autoriza las importaciones de gas natural sin necesidad de aprobación previa. si la misma se realiza a partir del 1º de junio de cada año o del séptimo año anterior.• No obligatorias: incluye dos categorías: 1) categoría II: inversiones relacionadas con el crecimiento esperado de la demanda y. Sin embargo. calculado de la siguiente manera: IR = Rf. Rf = reservas de gas natural totales del país al 31 de diciembre del último año anterior al de la presentación. ser autorizadas por el Poder Ejecutivo Nacional. Por último. sea igual o mayor a DOCE (12). 2) categoría III: inversiones deseables para hacer eficiente la operación del sistema. unidades vecinales. debe ser mayor o igual a CERO (0). etc) las distribuidoras deben realizar un aporte (generalmente en m3 de consumo) a cambio de la transferencia de la propiedad de las obras (redes). del año inmediato anterior a la fecha en que se presente la solicitud de autorización de exportación.33. 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. Posteriormente. Préstamo BID 925/OC-AR. Sector gas natural y derivados. 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. 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. 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 PRODUCCION FACTURACION Mill. $ EMPLEO 31 2.210,2 TRANSPORTE 2 794,7** DISTRIBUCION 9 2.965,0 8.000* 42 5.969,9 31.500 TOTAL 23.000 * 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 especializadas Los datos son a dic 2001, excepto empleo en Producción que corresp. a 2000. VALOR AGREGADO DEL SECTOR GAS NATURAL EL SECTOR ES MUY POCO TRABAJO INTENSIVO 90% 25% 80% Retribución L / VAB VAB/VBP 70% 60% 50% 40% 30% 20% 15% 10% 20% 10% 5% 0% 1994 Petroleo & Gas Transportadoras Distribuidoras Fuente: CNE94 y SPE MINAS Y CANTERAS: VAB GE COMO % VAB DEL SECTOR 1996 1997 MINAS Y CANTERAS ENGE 2000: VBP POR ORIGEN DEL CAPITAL 100% 86% 90% Fuente: ENGE 2000 y SPE Participación en VBP MyC 84% 1995 Fuente: SPE Nota: los datos se refieren a la etapa extractiva 82% 80% 78% 76% 74% 72% 80% de origen nacional* Fuente: ENGE 2000 y SPE de origen extranjero 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 70% 0% 68% 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 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. 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 LICENCIATARIAS AÑO 2001. MILLONES $ FACTURACION ACTIVOS EMPLEADOS* FACT. POR EMPLEADO (mil$) Transporte 794,7 3.552,1 1.200 662,3 TGS 541,7 2.262,2 650 833,4 TGN 253,0 1.289,9 550 460,0 Distribución Metrogas Gasban Cuyana Centro Litoral Gasnor Gasnea Pampeana Sur 2.170,3 657,7 415,9 163,0 87,5 159,4 139,5 322,3 216,5 8,5 3.902,0 1.087,5 692,4 217,7 208,9 269,5 307,5 610,0 425,5 83,0 4.303 1.033 676 323 336 302 252 70 905 406 504,4 636,7 615,2 504,6 260,4 527,8 553,6 4.604,3 239,2 20,9 TOTAL LICENC. 2.965,0 7.454,1 5.503 538,8 * Incluye solo personal de planta permanente Fuente: Enargas y empresas En general se trata de empresas de gran envergadura (mientras que la cadena gasífera en su conjunto representa alrededor del 2.3% del PBI argentino, aunque la evolución durante la última década permiten suponer que esta cifra es cercana al 3%), estructura que está intimamente ligada al elevado uso del factor capital en la actividad (en el gráfico adjunto se observa no sólo el alto valor agregado de la cadena gasífera –mayor en las dos primeras fases que en la etapa distributiva- sino N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación. 34 además la baja incidencia del ORIGEN DE LA IED EN EL SECTOR DE HIDROCARBUROS factor trabajo en el valor 19 agregado bruto ). De todo modos, esta fisonomía no es EEUU exclusiva de la etapa post FRANCIA regulación (dado que la mayor CHILE parte de la actividad se concentraba en la empresa estatal) ITALIA pero lo que sí se observa a lo UK largo de la misma es una ESPAÑA creciente participación en el giro CANADA del negocio de las firmas de capital extranjero en detrimento de las firmas nacionales, factor Fuente: CEP BASE: u$s 37,000 M 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$s 10.252 M). IED EN EL SECTOR HIDROCARBURIFERO ARGENTINO (1990-2000). Millones de u$s Formación de Adquisiciones y TOTAL Capital Fusiones Petróleo y gas 5.874 21.369 27.243 Derivados de petróleo y gas 3.332 521 3.853 Oleoductos, gasoductos y poliductos 1.141 39 1.180 Provisión de gas 1.907 2.820 4.727 TOTAL 12.254 24.749 37.003 Fuente: 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. 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. N. Caruso; Sector gas natural y derivados; Estudio 1.EG.33.6; Préstamo BID 925/OC-AR. Pre II. Coordinación del Estudio: 35 Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As, a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de Economía de la Nación. 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 TGS TGN Subtotal Transportistas 45,1 17,1 62,2 178,4 168,7 347,1 183,5 187,8 371,3 147,1 137,0 284,1 61,1 154,6 215,7 Acumulado 1993-2001 191,1 1.176,5 36,9 1.013,4 228,0 2.189,9 Metrogas BAN Camuzzi Pampeana Camuzzi Sur Centro Cuyana Litoral Gasnor Gasnea Subtotal Distribuidoras 24,3 64,2 34,4 19,3 6,6 8,3 9,0 9,8 175,9 50,1 29,3 31,0 11,1 5,1 26,0 16,1 11,1 179,8 55,9 31,6 26,2 24,8 28,4 16,1 16,2 17,4 0,5 217,1 44,4 28,6 36,9 20,8 16,4 12,3 21,0 11,9 2,5 194,8 45,1 26,5 35,1 20,4 7,6 7,9 8,7 12,0 1,2 164,5 62,5 21,7 22,5 21,6 4,3 7,4 10,9 10,4 4,0 165,3 524,3 443,1 342,8 187,7 86,2 112,6 124,4 100,0 8,2 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 1.400 Millones de u$s 1.200 Deuda Financiera 1.000 Capital propio 800 600 400 200 0 TG S Fuente: ENARGAS TG N RO ET M G AS L O IT RA L BA N G N AS O A A R O TR YAN SU EAN N M P CU M CE CA PA M CA R 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. 36 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.28 4.00 54.96 18.00 TIBSA Inversora SA Tractebel SA Tecgas NV Programa de Propiedad Participada 90.03 0.30 25.67 3.00 50. Caruso. LICENCIATARIA TGS TGN Metrogas Gas Natural Ban Litoral Gas Gasnor ACCIONISTAS Compañía de Inversiones de Energía (CIESA) Pecom Energía SA Pecom Hispano Argentina SA Enron Argentina CIESA Holding SA Enron Pipeline CO Arg. Ministerio de Economía de la Nación.03 0. Pre II. aunque a simple vista puede observarse el interés de las empresas de posicionarse tanto en el upstream como en el downstream del gas. Préstamo BID 925/OC-AR.36 2. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.00 30.33.00 1000.31 10.00 27.00 28.00 16.00 Gascart SA José Cartellone Construcciones Civiles SA GASCO SA 51.62 70.00 10. el sector tiene una alta participación de capitales extranjeros (en cualquiera de las cías dicha participación no baja del 50%).42 0.00 19.00 10.67 45.73 70.01 0. Estudio 1.33 1.EG.61 6.00 25.44 27. Sector gas natural y derivados.33 20. SA Pecom Hispano Argentina SA Pecom Energía SA Enron de Inversiones de Energía SCA Oferta Pública GasInvest SA Tecgas NV TotalFinaElf Gas Transmission Argentina SA TotalFinaElf SA Transcogas Inversora SA CGC SA Petronás Argentina SA CMS Gas Argentina Company Transcogas Inversora SA CGC SA TotalFinaElf Gas Transmission Argentina SA TotalFinaElf SA Petronás Argentina SA Tecgas NV Gas Argentino SA British Gas International BV YPF SA Oferta Pública Programa de Propiedad Participada PARTICIPACION % 55.00 Invergas SA Gas Natural International SOG SA LGE Power Argentina III LLC Manra SA Gas Natural SDG Argentina SA AFJPs Otros 51. 37 .03 0. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.01 0.24 20.00 N.63 22.04 70.29 29.00 50.67 33.00 29.00 21.6.TITULARIDAD DEL CAPITAL Como puede observarse en el cuadro adjunto y tal como se mencionara en párrafos precedentes. (25%) pasaron a Pecom Energía S.00 Gas del Sur SA Gaseba SA Servicios del Centro SA Pan American Energy Holdings Ltd Provincia de Entre Rios 56. pasó de 44% al 41%.4% pasó a ser propiedad de diversas Administradoras de Fondos de Jubilación y Pensión (AFJP). a Pecom Energía S. pasaron a ser propiedad (a nivel Licenciataria e Inversora) de TotalFinaElf Gas Transmission Argentina S..33.91 43.A.60 10.55%) y Sempra Energy International Chile Holdings I.A. Por su parte. Ministerio de Economía de la Nación. Gasnor.93 76.09 13. y la de Gaseba S.3%).00 20.00 80. Estudio 1. del 30% en Oferta Pública 27. los porcentajes de Astra CAPSA (26.A. respectivamente.A. respectivamente. las acciones de Pérez Companc S.EG.65 0.B.00 56. (45.00 75.00 10. Metrogas: en la Sociedad Inversora.00 23. las participaciones de CNG Cayman Three Limited (21. 38 .A.84 2. Por su parte.7% en Oferta Pública se redujo al 29.91 43. del 12% al 15%.54%) pasaron a Sempra Energy (Denmark-1) ApS (43.09 Gas Nea 41.7%) y Argentina Private Development Company (18.16 30.6.A. Préstamo BID 925/OC-AR.09 10. en la Sociedad Inversora.C. Gasnea: la participación de Gas del Sur S.00 31.6%) pasaron a YPF S. Pre II.30 7. TGN: las participaciones de Nova Gas Internacional S. el 44. (3.A.V (21. (25%) y de Pérez Companc Int.A.A. y Pecom Hispano Argentina S. (1.A.A. Sector gas natural y derivados. Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana no se produjeron cambios en la composición del capital accionario.00 51. La diferencia pasó a Pecom Hispano Argentina S.09%).Distribuidora de Gas del Inversora de Gas del Centro SA Centro LGBE International Inc Societa Italiana per il gas per Azioni LGBE International Inc Societa Italiana per il gas per Azioni Programa de Propiedad Participada Distribuidora de Gas Cuyana Camuzzi Gas del Sur Inversora de Gas Cuyana SA LGE Power Argentina III LLC Societa Italiana per il gas per Azioni LGE Power Argentina III LLC Societa Italiana per il gas per Azioni Oferta Pública Programa de Propiedad Participada Sodigas Sur SA Camuzzi Argentina SA Sempra Energy (Depmark-1) ApS Programa de Propiedad Participada 51. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.07 6.00 25. Caruso.26 Composición accionaria al 31/12/01 Fuente: 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. y Nova GasAndes Gas Transmission (Argentina) Ltd. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Gas Natural BAN: en la Licenciataria.00 15.7%). Camuzzi Gas del Sur y Pampeana: en la Sociedad Inversora.7%.3%) y a Enron de Inversiones de Energía S. en Litoral Gas.00 12.00 12. y TotalFinaElf S.A.00 Camuzzi Gas PampeanaSodigas Pampeana SA Camuzzi Argentina SA Sempra Energy (Depmark-1) ApS AFJPs Otros 86. N. 6% del capital accionario de Pérez Companc S. con lo cual se hace fuerte en el upstream (gas y petróleo) y transporte de gas (TGS) y electricidad (Transener).Durante el corriente año no se han detectado cambios de importancia en el segmento. está en el rango de los u$s 200. etc) que se embarca por períodos de 15 a 30 días. cubriendo una superficie de 5. Particularmente. Su costo. logística (distancia a fuentes de agua.000 / u$s 300. con lo cual termina posicionándose como uno de los grandes productores de la cuenca nequina. Con respecto a esto último. Caruso. de 5.EG. barcos/remolcadores/almacenaje.500 km.000 mientras que el costo de prospección sísmica de 3D cubriendo sólo 250 km2 puede llegar a diez veces dicho monto) y geoquímica de superficie.A. geometría del pozo (perforación vertical o desviada). a manos de Petrobrás por u$s 1. local. profundidad. las plataformas que operan a mayor profundidad el alquiler puede llegar a u$s 150. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. la perforación of shore es mucho más costosa que la realizada en tierra (si bien el sistema de perforación es similar a este último) dada su ubicación en el lugar. Adicionalmente Petrobrás adquirió Petrolera Santa Fe en u$s 90M. 39 .000/día. más moderna esta última pero su costo por km es tres o cuatro veces superior al de la tecnología lineal). puede llegar a u$s 15. cuidado y conservación del medio ambiente. Y de esta forma continúa avanzando estratégicamente en el posicionamiento de la cadena de integración energética en el país: en el 2001 hizo un canje de activos con YPF por el cual se quedó con 700 estaciones de servicio de EG3 (refino) y una refinería en B.000/día. Préstamo BID 925/OC-AR. aeromagnetometría. gravimetría (estas dos nunca podrán reemplazar la información sísmica pero constituyen una ayuda efectiva para una racional programación de los trabajos de prospección sísmica. Sí en cambio se destaca en el upstream la venta del 58. diversas son las técnicas aplicadas para el estudio del suelo: imágenes satelitales. operación que le permitió a la empresa brasileña tomar el control de la cía. el tipo de instalaciones.000/día y en los buques de perforación a u$s 250. a provisión de combustibles y a poblaciones).000 km a 6. Pre II. Blanca (petroquímica) y ahora tomó el control de PC y PSF. mientras que un equipo para perforación of shore a similar profundidad pero en aguas de 350 m de profundidad llega a u$s 70. Inclusive. Sector gas natural y derivados. Diversos elementos o factores condicionan la actividad de perforación (en cuanto a la tecnología y procedimientos a aplicar): ubicación del yacimiento (tierra o agua). Estudio 1. el de mayor riesgo es la producción por las importantes inversiones de riesgo minero y los tiempos de desarrollo de los yacimientos. el uso de herramientas especiales y una logística mucho más compleja. carácterísticas del suelo e información de pozos vecinos. N.120 M.000/día. medidas de seguridad. detección por radar de manaderos de hidrocarburos en el mar. De los 3 segmentos. porque se trata de negocios capital intensivos.6. sísmica de reflexión (en 2 o 3 dimensiones. Ministerio de Economía de la Nación.33. El alquiler de un equipo para un equipo de perforación profunda en tierra. BARRERAS DE INGRESO AL MERCADO Requisitos de capital Este requisito es el de mayor incidencia para cualquiera de las tres etapas. sin incluir el costo del apoyo logístico (helicópteros.000 km2. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. buzos. se realiza en la medida que resulte económicamente factible ya que es un método que demanda altas inversiones.000 COSTO TOTAL DE DESARR. demás materiales y servios utilizados sólo en la perforación del pozo. 1.000 5. En enero’99 sólo el 2. 11.8% de los pozos en extracción efectiva fueron surgentes (método de expulsión natural del fluído) y el resto movilizados por métodos artificiales: u. 1.800 30 160 25 15 25/30 200 30 250 10/15 160 200 COSTO DE TERMINACION** diario total (u$s) (u$s) (B) 14. Bombeo electrosumergible ee. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. 80.000 Chubut 2.29 5 z.000 20. Cruz 2. motivo por el cual.020. Sector gas natural y derivados. se trata de un mercado donde hay economías de escala. % x. Ello también se produce con otras cadenas energéticas y ello explica la tendencia a la integración vertical de los holdings.000 19.840.500 6.500.400.6.COSTO DE DESARROLLO DE UN POZO EN ARGENTINA. Estas economía de escala se generan por los elevados costos hundidos de la actividad.8 kk. hasta donde permite la regulación tienden a integrarse para aprovechar la estructura fija del negocio.000 20. Plunger Lift cavidades Por otro lado. La recuperación terciaria o mejorada.7 gg.000 16.000 20. Estudio 1.800 3.020.000 Sur 1.000 50. Pre II. es común aplicar algunos medios para mejorar los valores de recuperación (por ejemplo. Este proceso se denomina “recuperación secundaria”. de integración vertical y de integración horizontal. Ministerio de Economía de la Nación.000 16.720.200.000 15.000 15.000 7.000 4. Gas Lift hh.200.500.000 Sta.000.6 jj.227. Costo aprox.220.000 4.5 dd.000 3. 40 .500 (*) Estos valores cubren: el alquiler del equipo de perforación.000 40.8 nn. VALORES PRE-DEVALUACION Cuenca Austral (on shore) (Tierra del Fuego) Cuyana (Mendoza) Nequina (Neuquén-Mendoza) Noroeste (Salta-Jujuy) San Jorge (Chubut-Santa Cruz) Profundidad promedio (mts) COSTO DE PERFORACION Tiempo estimado Costo aprox.000 5.000 5. de operación por metro * total* (u$s) (días) (u$s/día) (A) 3.430.000 22. w.420.000 37. Caruso.000. Bombeo progresivas por mm.747. 941 ff. 6.870. 204 cc. 259 ii. 4.000 19. Bombeo mecánico y. la inyección de agua o gas en determinados pozos) con el objetivo de desplazar volúmenes adicionales de fluido hacia el resto de los pozos del yacimiento que conservan el carácter de “pozos productores”.8 aa. Un N. Préstamo BID 925/OC-AR.000 7.000 22.000 3.000 4.300 Norte 3. solventes. SISTEMA v. derivados de los altos requisitos de inversión en infraestructura fija.000 35. (u$s) (A) + (B) 14.200 (Loma de la Lata) 3. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.000 15. 1. Economías de escala En principio.000 37.000 15.000 35. Bombeo hidráulico bb. para generar competencia en algunos segmentos del mercado se apeló a desintegrar el mercado vertical y horizontalmente por vía de la regulación.000 10.000 3. Por ello es que las empresas.000 25.000 6.545. polímeros o vapor. (**) Terminaciones de pozos normales) Fuente: IAPG 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.400.545. 673 ll.000 8. por la cual se inyecta anhídrido carbónico.33.000 5. 225 oo.EG. Estudio 1. fundamentalmente debido a que en los últimos años se ha verificado una fuerte concentración. tanto de la oferta como de la demanda. tercerizándose sólo una pequeña parte. Sector gas natural y derivados. pueden ser relevantes. 41 . Los proveedores de mantenimiento de maquinarias y equipos tienden a desarrollarse internamente en cada empresa productora. el acceso al canal constituye una barrera de importancia media en la distribución. ninguna empresa local posee tecnología exclusiva propia. El mercado proveedor no presenta relevancia para aquellos insumos varios tales como combustibles utilizados en las plantas. etc). También en este caso el poder negociador es bajo. En el caso de la producción. Las interrelaciones estratégicas. por lo que la exploración y explotación de hidrocarburos se realiza con equipo importado. De todos modos. Pre II. Acceso a los canales de distribución En la producción o upstream el acceso a los canales (al gasoducto). lubricantes.33. ya que la experiencia en este sector es tan especializada que constituye un activo. En este sentido. varillas. y una sobreoferta de tecnologías para los distintos segmentos. La exploración de pozos nuevos requiere de una curva de experiencia que evite o minimice el encontrar pozos sin potencial comercial. Por otro lado. que operan áreas geográficamente unidas. 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. 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. por su parte. En el caso de las distribuidoras. la curva de experiencia será determinante para la mejora en los márgenes de un sector con precios controlados. bombas. el canal está definido originalmente por la misma concesión. Préstamo BID 925/OC-AR. N. Ministerio de Economía de la Nación. En las distintas fases de la producción de gas (y de petróleo). a pesar de ser pocos los que poseen este know-how. El poder negociador de los proveedores en esta etapa es bajo. en el mercado del gas natural si bien los costos fijos de salida pueden ser elevados y algunos activos difíciles de liquidar. desde un punto de vista físico. no es una barrera si el gasoducto existe y se posee capacidad adicional. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. trépanos. Para la venta de contratos de término. como es el caso del grupo Techint. existe interés en desarrollar mercados si ello permite colocar mayor capacidad y las firmas producen petróleo y/o otros energéticos.6. y material destinado a mantener constantemente las instalaciones. los productores pueden acercarse directamente a los grandes usuarios para ofrecer la venta en forma directa. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. insumos que inclusive se exportan. Caruso. 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. Para el caso de transporte y distribución. en la que existe una proporción de mercado cautivo y otra en la cual se suscita una competencia potencial con los productores y comercializadores. cierto tipo de materiales utilizados en la etapa productora son en gran parte de origen nacional (caños.ejemplo de este tipo de aprovechamiento son Sodigas Pampeana y Sur (grupo Camuzzi) e Inversora de Gas del Centro y Cuyana (Louisiana Gas & Energy). estos factores no inciden en la decisión del inversor.EG. además de gas natural. Curva de experiencia Este requisito es relevante en las tres etapas. etc.33. eléctricas y petroquímica y el alcance geográfico (diversificación) N. Sector gas natural y derivados. INTEGRACION VERTICAL Y ESTRATEGIAS EN LA INDUSTRIA GRUPOS ESTRATEGICOS ALTAMENTE INTEGRADAS REPSOL . El mantenimiento de los gasoductos se convierte en el tema de mayor relevancia para los costos de estas empresas. 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. Caruso. El poder de negociación del proveedor de este insumo es alto. 42 . es decir considerando las actividades petroleras. 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. Por ello. principalmente por el grado de integración vertical en el negocio energético en sentido amplio en el mercado local. Préstamo BID 925/OC-AR. como fuera mencionado anteriormente. De manera similar al caso de las transportistas y por referirse también a una red. gasíferas. 1. el insumo más importante son los tubos utilizados para el tendido de los gasoductos. ITALIANA GAZ DE FRANCE LG&E SANTA FE VINTAGE TRACTEBEL SEMPRA AMARILLA GAS CAÑUELAS GAS CHIVILCOY GAS QUINTANA Los grupos estratégicos están definidos. tratándose de una firma de envergadura con una sólida posición internacionalmente. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.Media/Alta. 4.Baja Para el caso de las transportadoras. Para las empresas dedicadas a la distribución de gas natural.Alta. El grupo Techint. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. por un lado porque la producción. las empresas distribuidoras han desarrollado un sistema de mantenimiento propio. en comparación con el resto de insumos requeridos por una transportadora. debido a la incidencia de este costo. Pre II.EG. está especializado en la producción de tubos. Ministerio de Economía de la Nación. Estudio 1.YPF PANAMERICAN PETROBRAS PARCIALMENTE INTEGRADAS TOTAL TECHINT ENRON CAMUZZI PLUSPETROL CAPEX CMS CGC SHELL FOCALIZADAS CHEVRON BRITISH GAS GASCO SOC. presenta una estructura oligopólica con un actor que define el nivel de precios. Por lo tanto.Media. a través de distintas empresas del grupo.PODER NEGOCIADOR DE LOS PROVEEDORES RUBRO PRODUCCION Tecnología Mantenimiento caños Insumo caño Gas Transporte Insumos varios GAS NATURAL TRANSPORTE DISTRIBUCION 1 2 4 1 2 5 1 1 2 2 5 4 1 1 Referencia: 5.). 3.6. sobre todo si se tiene en cuenta que sólo existen en el mercado 2 empresas transportadoras. El poder de negociación de las empresas proveedoras de este servicio es bajo. Cabe mencionar que también abastecen de plantas para el tratamiento de gases (elaboración de gas licuado. 2.Media/Baja. Luego hay grupos posicionados exclusivamente en la distribución de gas como Louisiana G. producción de GLP y toda la cadena de electricidad (generación. La incursión en el fraccionamiento y distribución se realizó. Pluspetrol. Por otra parte. promovieron mercados en los países limítrofes para la exportación participando de consorcios donde su rol es el abastecimiento de la materia prima. entre otros insumos para el mercado. Sector gas natural y derivados. Quintana o Vintage. como Techint participan en el upstream de petróleo y gas. desarrollaron a través de empresas del mismo holding o promovieron en terceros el desarrollo de la petroquímica y finalmente. CMS. La envergadura de Repsol-YPF en el mercado local. o por medio del desarrollo de la demanda. 43 . Aquí se encuentran grupos que. N. 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. & Electric.33. Sempra. Panamerican Energy y Petrobrás (a partir de la reciente adqusición de Pérez Companc y Petrolera Santa Fe) entre las empresas de mayor envergadura.6. si bien también participa de concesiones de gas. distribución de gas y/o generación termoeléctrica. Préstamo BID 925/OC-AR. 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. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. En este último negocio. Shell. fundamentalmente. transporte y distribución). en su mayoría se trata de empresas de origen extranjero cuya inversión en Argentina es una forma de diversificación geográfica de la actividad. cabe mencionar a firmas que operan exclusivamente en el negocio de gas licuado como son Amarilla Gas. El grupo Socma (a través de Sideco) participa en la generación y distribución eléctrica. alimenta una central termoeléctrica y en 1998 absorbió una porción del negocio de gas licuado de Repsol. Entre las empresas focalizadas o concentradas en algún segmento del mercado. a través de la compra de empresas líderes en marcha. en la mayor parte de los casos mencionados. en el marco del negocio hidrocarburífero. como es el caso de Chevron. en la producción de gn y glp y la generación de energía eléctrica. Estudio 1. actuando en el transporte. Petrolera Santa Fe (adquirida por Petrobrás). British Gas. CGC. la tendencia de las líderes ha sido la integración hacia adelante. apostaron a maximizar la rentabilidad global de sus explotaciones y agregar valor al gas natural a través de la integración vertical. que se concentra en el upstream además del transporte de GN (local y de exportación) y la comercialización de derivados (específicamente GLP y lubricantes). Capex. cabe mencionar a las petroleras que explotan gas natural y glp. Estas firmas son especialistas en algún negocio en particular. y con el cambio estructural del mercado energético a partir de fines de la década del ’80 y comienzos del 90. Caruso. en la distribución de gn. De esta manera incursionaron en la actividad de generación eléctrica cuando el insumo base del equipamiento es gas natural. 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. El objetivo de estos grupos es aprovechar algunos beneficios de la integración vertical en más de una cadena energética. Cañuelas Gas y Chivilcoy Gas. Camuzzi. transporte y distribución de GN y además es un relevante proveedor de tubos y plantas de separación de gases. Entre las empresas que integran este grupo se destacan Repsol-YPF. con relación al resto de las competidoras. Ministerio de Economía de la Nación. TotalFinaElf.EG. 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. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. en tanto Enron se caracteriza por ser un comercializador y por desarrollar negocios de gas y electricidad. hace relevante su diferenciación del resto de las firmas. 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). Pre II. en transporte de gas (local y de exportación) y downstream del petróleo. Sociedad Italiana y Gasco. que actúa en el upstream y con parte del gas producido. Tractebel.de la actividad. EG. respaldo técnico y financiero. 44 . existe una tendencia de las distribuidoras de gas a desarrollar actividades de trading. la estrategia de los holdings apunta a la integración vertical y en este sentido es importante distinguir las estrategias de las empresas. probablemente a un mercado integrado. apostando. Por ese motivo. Minorista Refinación • • • Producción GLP 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 Explotación GN . se distinguió la distribución -aludiendo específicamente al negocio de operación y mantenimiento de redes.6. en particular cuando están reguladas. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. ha sido la venta de las empresas locales a inversores internacionales.PARTICIPACION EN LOS ESLABONES DE LA CADENA Empresa • • • • • • • • • • • • • • • • Como se desprende de lo expuesto en el cuadro. fundamental en un sector en el cual las inversiones maduran lentamente.de la comercialización. en particular al tratarse de grandes usuarios. N. Sector gas natural y derivados. Por otro lado. Pre II. en un marco de importantes fusiones internacionales. Caruso. Ministerio de Economía de la Nación. INTEGRACION VERTICAL DE LOS PRINCIPALES GRUPOS/ EMPRESAS • • • • • • • • • Distribución GN • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • Distribución GLP / GNC • • • Transporte GN Comercializ. Las empresas nacionales se ven motivadas a vender o fusionarse porque el negocio energético tiende a ser un mercado para empresas de envergadura. Préstamo BID 925/OC-AR.33.En el último lustro la tendencia. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. en el mediano plazo. Estudio 1. Préstamo BID 925/OC-AR.EG. • • Generac.33.6. Ministerio de Economía de la Nación. • Transporte Electricid.• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • Insumos/serv. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Caruso. Estudio 1. sector energía • • Petroquím • Distrib. Sector gas natural y derivados. 45 . RepsolYPF Panamerican Energy Total Techint Camuzzi Pérez Companc (Petrobrás) Capsa/Capex Chevron Pluspetrol CMS Shell Louisiana G&E CGC Quintana British Gas Tractebel Sempra Producción (GN/GL) GRADO DE DIVERSIFICACION DE LOS PRINCIPALES GRUPOS Grupo / Empresa • • • • • • • • • • • N. Eléctrica • • Downstream petróleo Upstream petróleo Distrib GN Transporte GN • • • • GasoductExpo rt. Electricid. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Pre II. 912 100.5% 92.526 100.891 49.1% 7. la zona sur de Santa Cruz y la Cuenca Marina.909. una superficie de 117. Pre II. y la provincia de Chubut. En primer lugar.6% 128.4% 377.0% Fuente: elaboración en base a la SE 1) Sistema Norte .2% 226.2% 504 0.210 19. abarcando las provincias de Neuquén.554 1.068.0% RESERVAS (probadas) Millones m3 % del total 26.700 km2.645 21.066 2.593 16. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.625 21.8% 75374 9.Cuenca Neuquina: Cubre una extensión de 124.0% 3.640 km2.8% 9.7% 45.5% 473. Caruso.806 45.9% 5.6.748 21. en Argentina.0% 763.0% 103 0.152 0.1% GOLFO SAN JORGE 3.099 1.889.001 12.607 6.1% 582 0.7% 847.296 0. Neuquén-Bahía Blanca-Buenos Aires (NEUBA II). Préstamo BID 925/OC-AR.683 40.700 3.988 23.7% 4.909 2.3% 161. Jujuy y Formosa.522 21. y al NEUBA II.650 1.2% 67.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.33.Cuenca Austral: Esta cuenca abarca.666 17.119 56.028 0.0% 103 0.4% 15. abarcando parcialmente a las provincias de Salta.395 6.877 10.0% 1.5% CUYANA 76. y un sistema de suministro regional: Plaza Huincul-Zapala-Bariloche-Chelforó.372.3% NOROESTE 7.987.2% Total 45.814. La producción de esta cuenca es entregada a tres gasoductos principales: Neuquén-Bahía Blanca. 2) Sistema Sur . El conjunto de gasoductos mencionados se halla operativamente interconectado.0% 22.195 44. AÑO 2001 CUENCA PRODUCCION RESERVAS (probadas) RESERVAS (probadas + probables) Miles m3 % del total Millones m3 % del total Millones m3 % del total AUSTRAL 8.2% 790. 46 .932. Sector gas natural y derivados.1% 226.882 100.841 9.912 100.446 27.254 8.524 100. La mayor parte del gas de esta cuenca se N. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.0% 161.0% 3. esta cuenca abarca la parte norte de la provincia de Santa Cruz.9% 47.172 8. Estudio 1. Los aportes de estos yacimientos van a los gasoductos Neuquén-Bahía Blanca.0% 42.029 1.EG.064 7.0% 340.4% 20.954 3. El aporte de esta cuenca se canaliza a través del gasoducto Campo Durán-Buenos Aires.5% 175.185.776 0.927 0.0% 763.0% RESERVAS (probadas + probables) Millones m3 % del total 46.826.3% 0 0.100 km2.8% 23.068.881 100. se encuentra en las provincias de Tierra del Fuego. cabe observar la distribución geográfica de dichas reservas: DISTRIBUCION GEOGRAFICA DE LAS RESERVAS Y PRODUCCION DE GAS NATURAL.280 0.0% PROVINCIA CHUBUT FORMOSA JUJUY LA PAMPA MENDOZA NEUQUEN RIO NEGRO SALTA SANTA CRUZ TIERRA DEL FUEGO ESTADO NACIONAL Total PRODUCCION Miles m3 % del total 1.776.5% 0 0. Centro Oeste.Cuenca Golfo San Jorge: En su extensión de 114. .9% 53801 7.930.241 12. Río Negro y el sur de Mendoza.497 4.9% 427.0% 293.1% 349.0% NEUQUINA 25.0% 1.909.400 KM2.7% 7.2% 101.663 52.2% 75. . Centro Oeste. Ministerio de Economía de la Nación.Cuenca Noroeste: La extensión de la misma es de unos 149. Estructura que no mutó TOTAL AUSTRAL 20. Sin embargo. Esta distribución no sufre mayores cambios si incorporan al cálculo las reservas probables. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.3 Pan American Energy 13.Cuenca Cuyana: Es la cuenca menos importante del sistema.0% 53. En efecto. N. Sin Fuente: elaboración en base a SE embargo.2% como consecuencia del redimensionamiento de BRIDAS 7. tres empresas concentraban en 1994 el 68.5 7.4 Total 89. cinco el 81. 21 Pan American Energy surge de la fusión de Amoco con Bridas. así: tres empresas concentran 62.1 52.3% y siete el 89%. Pero sin duda el aspecto más importante no es la distribución geográfica sino la que se produce a nivel operador/empresa.3% demasiado en la última década. cinco el 83. denotando la mayor productividad y menores costos asociados de explotación respectivos. cuatro el 76. se encuentra en la zona norte de Mendoza.1%.0% empresa poseía el 34% de las reservas. que aportan su producción al gasoducto Cañadón Seco-Comodoro Rivadavia.2 Nota: Reservas y Producción al 31/12/2001.1 30.4 Pluspetrol 11. con carácterísticas propias de un RESERVAS GAS NATURAL POR OPERADOR. Caruso.1% 83.3 9. PLUSPETROL TECPETROL 7. dicha SHELL OTROS 11. de la misma manera que si observamos la composición de la producción. las reservas probadas se concentran básicamente en las cuencas Neuquina. Pre II. según contratos presentados al ENARGAS. puesto que su producción es eminentemente petrolera. es decir.33.7 4. .encuentra en el norte de Santa Cruz. hacia 1994 cuando ya estaba en vigencia P.1 Tecpetrol 7.8% 76. en menor medida.8 9. Ministerio de Economía de la Nación.3 11. COMPANC 3. Estudio 1. Préstamo BID 925/OC-AR.0% el nuevo Marco Regulatorio de gas.8 Otros (25) 10.2%. Los datos de ventas corresponden a los volúmenes de gas contratados por los distribuidores y cargadores directos para el período may00-abr01.0% 100. RESERVAS Y PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR OPERADOR. con claras y disímiles implicancias para el desarrollo de sus economías (como se verá más adelante).8% 87. Al respecto y como como se desprende del cuadro anexo.8% 14.2 11. Santa Cruz y Tierra del Fuego. Esta cuenca tiene la particularidad de que el gas obtenido tiene un alto contenido de propano y butano.6 7.9% boca de pozo. AÑO 2001 Operador o Empresa Reservas Producción Ventas Repsol YPF 27. más allá de algunos cambios de posiciones en el ránking se mantienen los mismos nombres21. apenas distinto que en la situación inicial reflejada en las cifras de 1994 año en que quedó desregulado el mercado mayorista de gas.6. AÑO 1994 oligopolio. Nótese que a fines del 2001 la participación de YPF como operador de yacimientos con reservas comprobadas de gas bajó a 27.5 86.5% 68. Sector gas natural y derivados.3% del total.8 Pecom 8. 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.9% 89.3% YPF.7 8.2% del total.8 Total Austral 22. no se ha alterado mayormente el elevado grado de concentración.0 9. con una empresa líder (Repsol Participación % en total marginal acumulada YPF) con capacidad para fijar los precios en YPF 33.7 88. Los centros de recolección más importantes son Pico Truncado y Cañadón Seco. Inclusive.5 13. Austral y Noroeste mientras que a nivel de distritos las provincias con mayor participación son Neuquén.1%.6% y siete el 92. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.2 17.EG. una de las principales características del mercado mayorista de gas natural es la elevada concentración de la oferta.0 7.1% 1. donde la misma suele seguir el patrón de distribución de las reservas. Geográficamente hablando y como se mencionara en párrafos precedentes. Salta y. en cuyo caso la cuenca Austral gana unos puntos a expensas de la cuenca Neuquina. 47 . 493 2.587 2. Pluspetrol). con el negocio de transporte de TGN. el: IHH = 602 + [4 * (102)] = 4 000 o sea. Repsol-YPF domina en forma absoluta la tenencia de reservas en la CNQ. donde Repsol acapara más de la mitad del mercado de distribución. De modo que 0 = Si = 100. y en consecuencia. Esas divergencias entre los porcentajes de producción y ventas se explican por la preexistencia de contratos de compra de YPF con algunos operadores (vgr. Ministerio de Economía de la Nación. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. 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. Estudio 1. con las exportaciones de gas al centro de Chile que se realizan a través del gasoducto GasAndes.451 2. por una parte.841 Si bien la concentración ha ido disminuyendo con el correr de los años.EG.978 2. Por último. esa concentración es mucho más marcada cuando se analiza la comercialización de la producción.725 3. J. Novara para el año 1997 y el Enargas para los años 1998-99 en el mercado mayorista de gas. por tanto. por otra. Los valores calculados por las distintas fuentes son: Año 1997 1998 1999 INDICE DE HERFINDHAL-HIRSCHMAN Neuquén Austral NOA Total País 4.6. altamente sensitivo a una distribución muy desigual de las mismas: • En un monopolio: IHH = 10 000 • En una industria formada por cinco empresas independientes. tanto más alto resulta el grado de concentración del mercado.Fuente: elaboración en base a datos de la Secretaría de Energía e Informe Anual del Enargas año 2000. del cual participa también este grupo además de haberlo construido Techint. siendo (qi/Q) la participación relativa de mercado de la firma iésima. unidad en la cual participa el grupo TECHINT y Nova Gas International de Canadá y.271 5. mientras que Pérez Companc ocupaba el tercer lugar en ella y el segundo en la Cuenca Austral (CA). El conjunto de estos factores permitió a REPSOL –YPF concentrar poco más del 50% de la oferta en el mercado mayorista y. por ejemplo: las reservas de Tecpetrol y Pluspetrol en la CNO y las de Petrolera Santa Fe en la CNQ se vinculan. el mercado mayorista de gas en Argentina aún presenta una figura claramente cercana a la de un oligopolio concentrado. parece apropiado observar la evolución del Índice de HerfindahlHirschman (IHH) calculado por J. El IHH es una función convexa de las participaciones de mercado. Por su parte. Nótese así que cuanto mayor es el valor del IHH. Caruso. actuar como empresa líder en una estructura de oligopolio homogéneo. Préstamo BID 925/OC-AR. el doble de puntaje que en el caso anterior. Así. existe un alto grado de concentración espacial de las reservas por operador y con relación a la integración vertical de la cadena del gas.898 3. por la participación de YPF en yacimientos manejados por otros operadores y por la compra de ASTRA por REPSOL. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Pre II.771 5. Más aún.33. En este sentido. también surgen algunas relaciones interesantes cuando se asocia la distribución geográfica de los recursos naturales a la distribución por operador.: Total Austral. participando ambos en los eslabones superiores. Sector gas natural y derivados.703 3.772 3. en la cual difícilmente se encuantran las condiciones mínimas de competencia previstas entre los objetivos centrales de la Ley N° 24 076. Como se puede apreciar. El IHH se define como: donde (Si) es igual a 100(qi/Q). Pérez Companc en TGS (o al menos muy recientemente hasta la N. 48 .973 3. 2% total de reservas TECPETROL 55.075 km.2% presión significativa CAPEX 21. Sector gas natural y derivados. las que operan por medio de un sistema Norte y Sur de gasoductos troncales. Transportadora de Gas del Norte y Transportadora de Gas del Sur. Caruso.8% 99.180 5. 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. la REPSOL YPF 197.479 13.988 TOTAL AUSTRAL 91. SECTOR TRANSPORTE El servicio de transporte es prestado por dos compañías licenciatarias.592 52. y por la venta de algunos yacimientos como ocurrió en el caso del yacimiento Río Neuquén cuyas reservas fueron adquiridas por Pérez Companc.33.6% sobre los precios está PET SANTA FE 18. Coordinación del Estudio: 49 Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.4% comprobadas en dicha PAN AMERICAN E. Fuente: elaboración en base a SE y sin considerar el hecho de haber obtenido cuantiosas reservas en la CNQ en forma totalmente gratuita22. N.658 cuenca y con 20.614 20.3% Subtotal empresas 160. dado que es de Austral Total cuenca 175. incluyendo los tramos que alimentan GBA. 33. Préstamo BID 925/OC-AR.427 44. 24. El Gasoducto Norte nace en Campo Durán (Salta) y luego de recorrer 1.083 4.338 7. que tienen el 75% de las reservas totales de la Argentina y operan a presiones variables entre 70 a 20 Bar. El Gasducto Centro Oeste comienza en el yacimiento Loma de La Lata (Neuquén) y recorre 1. El único operador petrolero que no figura como vinculado a alguna de las etapas del downstream de la cadena es Total RESERVAS: CONCENTRACION POR OPERADOR Y CUENCA.3% capacidad de ejercer una TOTAL AUSTRAL 77.9% más desfavorecido.8% limitada por la capacidad 90.891 CNQ. Estos reciben gas de las cuencas Noroeste y Neuquina.4 MMm3/dia y una longitud total de 3. claro 88.705 20. A lo largo de su traza se encuentran ocho plantas compresoras. • TGN: el sistema de trasnporte de gas natural propio está compuesto por dos gasoductos troncales de 24’’ y 30’’. la que presenta CUENCA RESERVAS PROBADAS EMPRESA Millones m3 % particip.748 en la CA. A partir de San Jerónimo.3 millones de metros cúbicos diarios y 2331 km de cañerías en paralelo. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. una posición dominante Noroeste Total cuenca 161.454 km llega a la Planta Compresora San Jerónimo (Santa Fe).6.EG. Posee una inyección de 33.617 34. en la provincia de Entre Ríos.venta de la tenencia de activos energéticos a Petrobrás) y Repsol-YPF en esta última en Metrogas. Posee una capacidad de inyección de 22.0% todos los grandes PECOM ENERGIA 39. Ministerio de Economía de la Nación. AÑO 2001 Austral.121 km para llegar a la planta compresora de San Jerónimo.5% Subtotal empresas 341. respectivamente.528 52. Sin embargo. Pre II.740 22. dos líneas troncales paralelas se conectan con el anillo de alta presión que alimenta el Gran Buenos Aires y la Capital Federal.898 de transporte y su elevado costo. recorre 188 km hasta la ciudad de Santa Fe. cruza el Río Paraná y termina en la localidad de Aldea Brasilera.6% PECOM ENERGIA 27. con el 52% del PLUSPETROL 71. .6% productores el que resultó PAN AMERICAN FUEG. Estudio 1. A lo largo de su traza se ubican nueve plantas compresoras.5% Subtotal empresas 155.747 está en términos relativos.6% de las comprobadas en la Nequina Total cuenca 377. Otra rama del sistema nace en San Jerónimo. by pass físicos.197 (recientemente culminó la construcción del TOTAL 7. operando el Complejo de TGN Neuquina 4.4 millones de usuarios Complejo San Martín 2. TGS presta otros Y CUENCA.215 de gas natural y uno de los más importantes Austral 5.Actualmente. Sector gas natural y derivados. Allí se recupera etano Malargüe y otros 1. GasAndes.170 HP. incluyendo aproximadamente 3. posterior fraccionamiento en tubos y Fuente: ENARGAS. siendo uno de los procesadores líderes TGS Neuquina 8.782 finales.2% (que se vende a Dow Chemical para la OTROS elaboración de etileno).2% del total). Estudio 1.311. Norandino. San Jorge y Austral) con las distribuidoras de gas de aquellas áreas.501.6% de Bahía Blanca. 17 plantas compresoras. 300.17 53 Fuente: TGN • TGS opera la red de gasoductos más extensa del país (más de 7. La empresa también realiza operaciones de mantenimiento de gasoductos de propiedad de terceros (pertenecientes al segmento no regulado): Gaducto del Pacífico.683.5M en similar período.406 gasoducto que une Punta Lara con Montevideo – Fuente: TGS Gasoducto Cruz del Sur-. También. No Neuba II 682 posee gasoductos de exportación en servicio Otros (incluye tramos finales) 3.77 21.1 Neuba I 745 millones en el área del Gran Buenos Aires). No incluye el gas de proceso natural (LGN) que luego se venden para su (Planta Cerri). ubicado en las cercanías Subtotal 9. Ministerio de Economía de la Nación.393 Procesamiento de General Cerri ("el Noreste-Bolivia 4.860 38. una capacidad de trasnporte de 55 millones m3/dia y es de la dos compañías de transporte la única cuyos ductos tienen salida exportadora.686. 50 .0% gasolina natural. TGN opera una red propia de 5406 km de gasoducto.467 Complejo Cerri").331 30" 8 169. mientras que el grueso del negocio radica en el transporte de gas natural por ductos (actividad regulada). así como otros N.5 millones de metros cúbicos días ("MMm3/d"). los cuales consisten fundamentalmente en el tratamiento. habiendo entrado en operación a fines de noviembre de 2002). Préstamo BID 925/OC-AR. Además del servicio regulado de GAS RECIBIDO POR DISTRIBUIDORAS POR TRANSPORTISTA transporte de gas.33.303 Subtotal 13. propano. Petrouruguay.400 km) y una capacidad de transporte de 62. La facturación en este segmento ascendió a $ 5. Como parte del Complejo Cerri. siendo esta última la principal zona de servicio (el área total de servicio comprende Km aproximadamente 4.5M en el año 2001 (2.4 31 Total 5.782. TGS entrega aproximadamente el 60% del total del gas consumido en la Argentina a través de un sistema propio. formas líquidas del gas Nota: incluye gas por cuenta de terceros. Pre II. facturación que se ubicó en los $ 247.551 100. Km Diámetro Estación Compresora Miles de HP Contratos Firme MMm3/d Norte 3. los gasoductos a Paso de los Libres (propiedad de TGM) y Paso de los Libres-Uruguayana (propiedad de TSB). en base a datos de las Licenciatarias de Distribución garrafas o se exporta en barcos.038. Entrerriano. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.173 4.406 17 300. butano y TOTAL 24. exportaciones y el gas que no ingresa al sistema de trasnporte.518 57.6.075 24" 9 130. que conecta los principales yacimientos gasíferos del sur y oeste de la Argentina (cuencas Nequina. separación de impurezas y compresión de gas.465. 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.9 Centro-Oeste 2. Año 2001 TRANSPORTISTA CUENCA Miles m3 % servicios no regulados en la industria del gas.1% comercializadores de líquidos de gas natural ("LGN"). TGS es un importante prestador de servicios denominados "Upstream".EG. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.997. Caruso. de la Ciudad de Buenos Aires y del Gran Buenos Aires. Telcosur S. ESTEBAN ECHEVERRIA.895 km. y el gasoducto que lo vincula con la planta de Campo Durán.0% 3. No incluye gas transportado por gasoductos tendidos por los propios productores. Caruso. el pasado 6 de junio se inauguró la Planta de Tratamiento Madrejones (Bolivia). QUILMES Y SAN VICENTE. Por otra parte. El sistema puede considerarse maduro. SAN MARTIN.0% 100. Cerri (Bahía Blanca-TGS). SAN ISIDRO. Durante el año 2001. FLORENCIO VARELA. la separación de gases se concentran en tres plantas fraccionadoras: Gral. MORON. una red de distribución de más de 106.075 km. Coordinación del Estudio: 51 Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. ZONAS DE DISTRIBUCION POR EMPRESA LICENCIATARIA EMPRESA ZONA DE DISTRIBUCION GAS NATURAL BAN PARTIDOS DE BUENOS AIRES: BELEN DE ESCOBAR. SUIPACHA.servicios relacionados con la construcción. Préstamo BID 925/OC-AR. CARMEN DE ARECO.5% restante23. AVELLANEDA. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. N. MORENO. GRAL LAS HERAS. TIGRE. El gas proveniente del bloque Yacuiba (sure de Bolivia). propiedad de Pluspetrol Boliva Corporation. PILAR. el país cuenta con una red troncal de gasoductos de más de 12. a través de su sociedad controlada. BERAZATEGUI. MERLO. LUJAN. VICENTE LOPEZ Y ZARATE.0% Fuente: TGS En la actualidad. TRES DE FEBRERO. GRAL RODRIGUEZ. LOMAS DE ZAMORA.A.5% del total de gas inyectado por los productores al sistema de transporte mientras que TGS acaparó el 55. con una extensión del lado argentino de 34 km. CAPITAN SARMIENTO. GRAL SARMIENTO. CAPITAL FEDERAL Y LOS SIGUIENTES PARTIDOS DE LA PROV. En relación a esta última. SAN ANTONIO DE ARECO. SAN ANDRES DE GILES.A.4 Total 541. En total. luego de un primer acondicionamiento.9 Upstream 16.6.000 km y varios gasoductos de exportación que en territorio argentino suman otros 2. MERCEDES. operación y mantenimiento de gasoductos.33. 23 Incluye gas de proceso (Gral. METROGAS S. con excepción de la zona Noreste donde las redes tendidas a junio 2000 alcanzaban los 1. SAN FERNANDO. DE BUENOS AIRES: ALMIRANTE BROWN. CAMPANA. TGN canalizó el 44. by pass físico y comercial y exportaciones. LA MATANZA. ("TELCOSUR").EG. MARCOS PAZ. 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. FACTURACION TGS (año 2001) Mill $ GN 422. Estudio 1.5 % 78. . Ministerio de Economía de la Nación. 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. Cerri). EXALTACION DE LA CRUZ. TGS ha comenzado a incursionar en el área de las telecomunicaciones convirtiéndose en un importante "carrier de carriers" en su área de servicios. LANUS. Pre II. Sector gas natural y derivados.0% 19.2 Liquidos 102. Mega (Neuquén-Bahí Blanca-Repsol YPF) y Campo Durán (SaltaRefinor).787 km. 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. STA. Y EL PARTIDO DE PATAGONES EN LA PROV. Caruso. BAN y NEA. respectivamente) y las primeras tres posiciones quedan para Litoral.EG. 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. RIO NEGRO.8 Mm3/dia.3. Pre II. CHUBUT.1. la situación cambia drásticamente cuando se observa el consumo per cápita: Metrogas y GasBan se ubican al final del lote (3. SAN NICOLAS Y SAN PEDRO DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA MENDOZA. SUR Y METROGAS) DISTRIBUIDORA DE GAS DEL SUR NEUQUEN. 52 .5 Mm3/dia y 3. apostando a un volumen de ingresos por cantidad.DISTRIBUIDORA DE GAS NOROESTE PROVINCIAS DE JUJUY. como la de la empresa Camuzzi Gas del Sur: ocupa la cuarta posición en consumo total. NEA y Camuzzi Gas del Sur (6. RAMALLO. Por supuesto que ésto es el promedio y por lo tanto se observan situaciones particulares. Camuzzi Gas Pampeana y Gas del Litoral) y algo similar sucede cuando se analiza la concentración por cantidad de usuarios.6. COLON. En cambio. donde Metrogas lidera cómodamente con poco más del 27% del total (le siguen en orden decreciente GasBan.2% del consumo de gas natural medido en metros cúbicos se concentra en cuatro empresas. TIERRA DEL FUEGO. es compensada con una mayor base de clientes. Estudio 1. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. DE BUENOS AIRES DISTRIBUIDORA DE GAS LITORAL STA. Sin embargo. PERGAMINO. quien tiene la restricción de un bajo volumen de ventas por un reducido universo de usuarios. SALTA. MISIONES. 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. TUCUMAN Y STGO DEL ESTERO DISTRIBUIDORA DE GAS CENTRO CATAMARCA. Aquella firma que tiene mayor costo fijo por tendido de redes y bajo consumo unitario. 5. Ejemplos más visibles: Metrogas. 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. FE Y LOS SIGUIENTES PARTIDOS DEL NORTE DE LA PROVINCIA DE BUENOS AIRES: BARADERO. 2) son también las que necesitan de un mayor tendido de km de redes para acceder a dichos clientes. Sector gas natural y derivados. CORRIENTES Y ENTRE RÍOS Fuente: elaboración en base al ENARGAS. Préstamo BID 925/OC-AR. CRUZ. BARTOLOME MITRE. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. tercera en consumo p/c y un bajo tendido de ductos/cliente. Observando las estadísticas principales se extraen algunas conclusiones interesantes.3 y 5. respectivamente). N. Ministerio de Economía de la Nación. El 71. se ve incentivado por los menores costos de extensión de ductos y una mayor demanda per cápita. SANJUAN Y SAN LUIS DISTRIBUIDORA DE GAS NORESTE ARGENTINO CHACO. LITORAL.33. FORMOSA. N.5% 5.649 1.486 1.061 6.9 3.2 6.1 4. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. TENDIDO DE RED Y CANTIDAD DE USUARIOS.923 24.590. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. No incluye el gas de proceso (Planta Cerri).5 5.254 12.8 4.791 8.9% 0.081 322.811.231.8 5.173 4.252 6. Caruso. by pass físico.3 43.903.501 1.047 2.620 414. 53 .DISTRIBUIDORES: GAS CARGADO AL INGRESO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE*.822 63. Préstamo BID 925/OC-AR.6% 7.769 20.022 19.580 355.753 27.5 48.5 3.351 11.750 12. Sector gas natural y derivados.1 48.535 1.6.6 consumo por usuario (Mm3) 3.EG. Estudio 1.33.3 4.107.004.5 6.9 62.4% 15.288 1.3 4.119 425.450. Pre II.1 Nota: incluye gas por cuenta de terceros.941 1.9% 8.423 904.895 104.5 37.0% 15.022 8. mientras que prácticamente la mitad de la demanda de usinas términas se concentra en el área de influencia de Metrogas. 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.018.4 57. AÑO 2001 Km red usuarios usuario/km DISTRIBUIDORA Miles m3 % METROGAS BAN PAMPEANA LITORAL CAMUZZI GAS DEL SUR CUYANA CENTRO GASNOR GASNEA TOTAL 6.818 128.059 2.6 34. Ministerio de Economía de la Nación.422.5 42. BAN y Pampeana (pero con un gran consumo p/c en la zona del noreste). Fuente: ENARGAS.7% 16. exportaciones y el gas que no ingresa al sistema de transporte.760.936.6% 11.1% 6.145 417.3% 100.014 3. la cual es más importante en la zona del Litoral.731. 7% Exportaciones Gas año 2000 Millones u$s 132 29** 12 10 32 % del total expo provinciales 10. el desarrollo del sector primario es quien -por sobre la actividad del transporte y distribución. Salta y Tierra del Fuego son quienes presentan un cuadro más Santa Fe Gran Buenos 7% llamativo si se analiza la contribución de esas Aires 33% Tucumán mismas regalías pero esta vez sólo sobre la masa 3% recaudada de fondos de origen estrictamente Mendoza provincial.589 1. los recursos fiscales (básicamente por el pago de regalías que se calculan sobre una base dolarizada.9% 2.9% 7.9% 1.7% 1. 54 .0% 1.7% 20.351 148 255 97 148 96 2.1% 0.861 335 97 3. razón por la cual los precios de cuenca se establecen por el netback).0% 0.0% 16.5% 38. El principal producto hidrocarburífero exportado es el aceite crudo de petróleo ** Corresponden a GLP y butano NOTA: 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 de ambas producción replican el VBP y no el VAB. Año 1999 MM $ corrientes PBG Minería Producción de Gas Producción de Petróleo Electr. el precio del Btu en la cuenca neuquina para distribuidoras es un 19.mayor influencia tiene sobre el desarrollo de las economías regionales.115 49 1 3 60 67 2.2% 2.5% 2.1% 2.1% 2.8% 17. que ascendió a u$s 402 M.2% 57.2% 3.7% más caro.2% 1.8% 1.7% 16. Pre II. respectivamente (ello se debe a la gran injerencia del costo del transporte en la tarifa final.1% 34.493 195 1. mientras que para los grandes usuarios resulta un 26.3% 0.8% 10.6% y 47.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.2% 3.385 2.2% 2.000 29 61 2. 7% Por otro lado. siendo el caso más 10% 16% sobresaliente la instalación de centrales Fuente: Cámara Argentina del GNC. En relación a la Estaciones de carga por provincia parte fiscal.0% 0.6% 2.4% 2.2% 7. N. Caruso.648 sd sd sd sd sd 4.7% 10.33.5% del total.610 1.0% 8. CRUZ T.4% 5. 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).7% 1.8% 6.067 36 640 203 816 3. DEL FUEGO 5. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.4% 6.4% 6.6.507 627 22 616 85 230 2.3% 16. debe resaltarse que si bien estas Noviembre 2002 Resto Bs As mismas provincias son quienes reflejan una mayor 13% Córdoba dependencia del total de sus ingresos corrientes 12% respecto el pago de regalías. como son las exportaciones) y el empleo24.5% más caro que en la cuenca Noroeste y un 42. Gas y Agua Transp y Comunicaciones NEUQUEN CHUBUT JUJUY LA PAMPA MENDOZA RIO NEGRO* SALTA STA.271 45 16 34 51 110 10.8% Particip Prod Gas en Tot país 52.EG. Ministerio de Economía de la Nación.2% 4.6% 2.9% 1.6% 6.144 360 139 234 30 146 Participación % del PBG Minería Producción de Gas Producción de Petróleo Electr. Gas y Agua Transp y Comunicaciones 55.8% 3. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.2% 3.7% % del total expo gas natural 66.085 1. debe tenerse en cuenta el efecto derrame sobre el resto de las actividades (o Capital Otras Federal indirecto sobre el PBG).5% 10.3% 6. Sector gas natural y derivados.3% 1.998 1.0% 0.6% 17. el negocio de exportación.5% más que en la cuenca Austral. Este beneficio se observa en la contribución directa a la formación del PBG.1% * Las exportaciones de combustibles en 2000 represenaron el 41. 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.0% 0. Préstamo BID 925/OC-AR. 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. Estudio 1.9% 12.7% - 3.0% 5.9% 0.4% 6. 017 473.1% 3.585 0.470 100. Buenos Aires Pcia.315 2.576. Buenos Aires Santa Fe Pcia.5% 2.cercanías de los yacimientos. DISTRIBUCION DE EMPLEOS POR PROVINCIA DISTRIBUCION DE EMPLEOS POR PROVINCIA* Chubut Formosa Jujuy La Pampa Mendoza Nequén Rio Negro Salta Santa Cruz Tierra del Fuego TOTAL Empleos Total prov. Buenos Aires Pcia. del Fuego UTE Santa Cruz II Total Austral TGS Shell Refinor Pluspetrol Pecom PBB PASA (Pecom) Pan American Mega Esso EG3 LOCALIZACION Pcia.422 0. Sector gas natural y derivados.460 0. Alfa + Cerri Gral Cerri Dock Sud Campo Durán Centenario Charco Bayo Bahía Blanca San Lorenzo Gral Cerri Bahía Blanca Campana Bahía Blanca PRODUCTOR YPF YPF YPF YPF UTE T.191 1.034 0.4% Rio Negro 2% Salta 17% Santa Cruz 13% Tierra del Fuego 11% Chubut 3% La Pampa 1% Nequén 51% (*) sector primario o extractivo Fuente: en base a datos de revistas especializadas e INDEC Mendoza 2% Adicionalmente se debe tener en cuenta la actividad de líquidos (GLP) desarrollada en plantas fraccionadoras.700 0.33. las plantas fraccionadoras de GLP (envasado de gas en garrafas y tubos) y el emplazamiento de estaciones de servicio para carga de gnc.6.5% 396 552.960 2.896 1.789. del Fuego 1% Salta 10% Santa Fe 2% Santa Cruz 1% Fuente: propia en base a CEGLA y revistas especializadas N. Participación 688 413.484 0. Buenos Aires Mendoza Neuquén Tierra del Fuego Santa Cruz Pcia. Caruso.913 197. básicamente ubicadas en Buenos Aires (Bahía Blanca) y Salta.EG. Préstamo BID 925/OC-AR. Buenos Aires Pcia. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. 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)-. 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).000 5.4% 2.1% 425 1.677 0. Estudio 1. Ministerio de Economía de la Nación.0% 4 611. Buenos Aires DISTRIBUCION DE EMPLEOS EN PRODUCCION DE GLP Mendoza 8% Pcia. Buenos Aires 75% Neuquén 3% T. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.0% 12. Buenos Aires Pcia. 55 .2% 21 485.4% 23.240 0. Buenos Aires Salta Neuquén Neuquén Pcia. Buenos Aires Pcia.0% 170 298. Buenos Aires Pcia.079. Por otro lado. Pre II. PLANTA La Plata Gral Cerri Lujan de Cuyo Loma La Lata San Sebastián El Condor C. 0% 0.0% 0.1% 1.0% 0.9% 5.8% 20.3% 0.33.0% 0.6% 17.7% SANTA CRUZ 7.2% 0.0% 0.4% 0.1% 0.3% 23.3% SALTA 4.5% 5.8% 1. Ministerio de Economía de la Nación.5% 3.0% 0.8% TIERRA DEL FUEGO 4.0% 0.2% 0.7% I T 2002 0. N.5% 1.0% 0.0% 0.0% 0.6% 0.2% MENDOZA 0.0% MENDOZA 0.1% 0.6% 1.0% 0.5% RIO NEGRO 1.4% 12.1% 2.7% TOTAL 0.6% 0.0% 1.8% 9.6% 2.4% 1.6.3% 1.4% 4.5% 2000 0.4% 4.0% 11.0% 0.5% 17.9% TOTAL 0.5% 1. DE ORIGEN PROVINCIAL Provincia / Año 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 CHUBUT 0.REGALIAS DE GAS NATURAL COMO % DE LOS INGRESOS CORRIENTES PROVINCIALES Provincia / Año 1993 1994 1995 1996 1997 1998 CHUBUT 0.3% 1.9% 1. Sector gas natural y derivados. Caruso.9% 3. Estudio 1.7% 4.5% 0.8% 0.7% 3.0% 0.1% 5.0% 0.0% 0.0% 16.6% 5.5% 0.7% 1.0% 0.4% 1999 0.5% 14.4% RIO NEGRO 0.6% 2001 0.3% 0.0% 0.3% 0.2% 0.1% 0.0% 5.0% 0.0% LA PAMPA 0.2% 0.6% 0.5% 6.7% 1.7% 2.3% 2.0% 12.0% JUJUY 0.0% 0.0% 0.0% 0.1% NEUQUEN 13.7% 8.1% Fuente: elaboración en base a Secretaría de Energía y Dirección Nacional de Coordinación con las Provincias.0% 0.1% 0.0% 2.0% 0.5% 0.5% 31.8% 14.4% 4.1% 0.4% 0.0% NEUQUEN 7.0% 0.0% 19.0% 0.6% 0.8% 4.8% 1.6% 0.8% 3.0% JUJUY 0.0% 11.4% 3.3% 6.7% 8.8% REGALIAS DE GAS NATURAL COMO % DE LOS RECURSOS TRIBUTARIOS Y NO TRIBUT.0% 0.1% 5.0% 0.1% 0.7% 7.0% 0.0% 0.0% 0.5% 0.1% 0.0% 0.6% 0.0% 0. 56 .2% 7.5% 15.0% 11.3% 12.4% 0.0% 0.1% 1.0% 0.1% 0.0% 0.0% LA PAMPA 0.0% 0.0% 0.9% 1.1% 4.6% 0.1% 16.4% 3.3% 15.4% 4.3% 0.3% 0.5% 14.8% I T 2002 1.5% 1.0% 0.2% 17.1% 1.0% 0.1% 22.1% 12.0% 0.7% 1.2% 6.0% 12.7% 12.8% 2. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.0% 1.0% 0. Préstamo BID 925/OC-AR.6% 0.0% 0.7% 16.5% 2001 0.9% 5.0% 0.1% 1.4% 2.2% 13.6% SANTA CRUZ 2.1% 0.2% 0.0% 0.1% 0.9% 4.7% 0.1% 20. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.5% 0.4% SALTA 1.8% 1.0% 0.9% 10.4% 0.0% 1.1% 18. Pre II.0% 2.6% 1.0% 0.EG.1% TIERRA DEL FUEGO 10. 1 en América Central (excluyendo México) y del Sur.7%) y Qatar (9. Sin embargo. Posiciones que Nigeria 3.2%) y en última instancia Venezuela 4. a pesar de las altas tasas de crecimiento del consumo de gas particularmente en la última década.1 FSU 82. A fines de 2001.2 62.7% Europa Occidental con el 3. el promedio general es poco más de 63 años.2 Africa 245.1%. Vol. Entre los primeros cinco países se concentra el 62. 2001).0% Oriente y los países miembro de la ex URSS United Arab Emirates 6. RESERVAS / PRODUCCION 9. m3 “un país con gas” y no precisamente un país gasífero.8 Asia Pacífico Am. El resto se reparte de manera relativamente uniforme. seguida por Irán (14. los dos reservóreos regionales más importantes son también los de mayor proyección y rendimiento (en términos de producción). 57 .6.en muchas regiones el ratio Reservas/Producción se ha mantenido en niveles elevados. No.3% Primeros 10 países 117. 99.5% inalteradas hacia el 2025 (según estimaciones del Argentina 38.3% sumando los primeros diez.49 24.51 2. 126-127 Pacífico.5% de las reservas comprobadas a nivel Russian Federation 47. México.6 Argentina 16. De acuerdo a estadísticas de organismos TOTAL MUNDO 156. debe resaltarse RESERVAS MUNDIALES COMPROBADAS.2 Oriente Medio 0 50 100 150 200 250 300 Por otro lado.00 14. sino tan sólo se trata de País Bill.0% internacionales e instituciones y revistas Primeros 5 países 97. De esta manera. Estudio 1. poco más del 72% de las Iran Qatar 14. el potencial.0% inclusive se mantendrían prácticamente 0. Sector gas natural y derivados.40 9.9%) y Africa (7. seguidos muy de lejos por Asia Pacífico USA Algeria 4. pp.76 0.9 Norteamérica Europa 16.” Oil & puesto desde el tercero actual) a expensas de Asia Gas Journal. FINES 2001 que Argentina en el contexto energético mundial Reservas Participación no es un actor de peso.2%).2% mismas se concentra por partes iguales en Medio Saudi Arabia 6.EG. Pre II. con una mejor posición Resto del mundo relativa de Norteamérica (que pasaría al tercer Fuente: “Worldwide Look at Reserves and Production.18 2.9% (7. 81.7% mundial. Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2002 y Secretaría de Energía.Inserción internacional y ventajas competitivas En primer lugar.54 75.9% 5.9 90. Regionalmente. luego.9 en los FSU. Mientras que a nivel país el primer puesto le pertenece cómodamente a Rusia con poco más del 30% de participación.2% (FSU). Central y del Sur 81.57 30. 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. Ministerio de Economía de la Nación.2% I raq 3. Pero es muy importante destacar que en los últimos años hubo descubrimientos en Bolivia N.3% de las reservas probadas mundiales y el 75. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.02 3. 82.5% 23.03 100.52 2. Préstamo BID 925/OC-AR.7% US Geological Survey).33.2 en Africa y más de 100 años en Medio Oriente. 90. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.3% especializadas. nuestro país sólo participa con el 0. 52 (December 24.01 3.6 43.11 2. situación que históricamente la ha ubicado detrás del gran productor de la región que es Venezuela y. Caruso.22 4. 8 12. u$s 2.597 7. Vol 99.077 14.0 holgadamente los 100 T(*OTAL ) Producción 1999 y pozos 1998 “Worldwide Look at Reserves and Production.7 (ver cuadro).4 horizonte de reservas.901 1. precios de explotación muy competitivos y un mercado doméstico muy pequeño.8 sd 246 0.200 338 9. Sector gas natural y derivados. De esta manera.918 6. En relación a 1997 las reservas probadas se multiplicaron por nueve. 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. 2001).6 2.1 producción.8 8.5 5. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.” Oil & Gas Journal.34 por MMBtu (u$s 1. lo cual lo convierte en Venezuela 28. Esta estructura queda claramente evidenciada en los diferenciales de precios en yacimientos.AÑO 2001 que colocan a este país País Reservas Producción Consumo R/P Produc. cuyas reservas (sólo las probadas). 126-127.UU.5 actual y (más aún) proyectado nivel de Chile 3. EEUU Rusia 680. el gobierno de Bolivia desarrolló mercados de exportación a través de los cuales poder monetizar sus recursos (habiéndose concentrado en esta primera etapa en abastecer la zona sur y sudeste de Brasil dada la ventaja de estar más próximo geográficamente).33. años mientras que a nivel Fuente: Secretaría de Energía.1 19.2 (probadas) de Argentina Bolivia gentina 764 45.. A fines de 2001 el precio en boca de pozo de las diferentes cuencas argentinas promediaba u$s 1. Arabia Saudita 36.7 1.056 1.9 1.EG. Perú Brazil 220 14.6 1.190 101. COMPETITIVIDAD Y MAPA REGIONAL DEL GAS NATURAL En Bolivia las reservas probadas de gas natural crecieron explosivamente a partir de 2000.6.44 en la cuenca neuquina.470 1.6 2.8 crecimiento).47 en los estados del sur) y u$s 1.8 504.2 mil MMm3 N. Pre II.121 100.85 en EE.392 4.6 consumo (tiene un gran potencial de Colombia T&T 7. pero insuficientes para su Bolivia Brazil 3.7 Igual suerte corren Uruguay y Chile.465 MMm3.565 23. Mientras que los países ubicados en la costa del Pacífico.6 32.6 aunque a diferencia de Brasil son muy (*) Producción 1997 y pozos 1998 pobres en recursos energéticos pero en Fuente: propia en base a datos del IAPG y EIA (EE.0 97.8 mil MMm3 (221. que en parte es la causa de su menor costo).584 1. prácticamente doblando a las de Argentina. Viceministerio de Energía e Hidrocarburos de Bolivia.1 81.7 0. local esa relación es de PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS* poco menos de 17 años.0 sd vecino del norte.1 mercado interno del Ch ile 98 1.0 15. Préstamo BID 925/OC-AR. más las de Chile (muy pobres) y Brasil confieren un horizonte de 37 años de producción en la región.924 1.9 sd 0. con proyecciones para 2002 del Viceministerio de Energía e Hidrocarburos de Bolivia de 1.RESERVAS Y PRODUCCION DE GAS NATURAL EN SUDAMERICA. Brasil tiene Producción Pozos Producción / una interesante cantidad de reservas y Pozo (MMm3) MMm3 un más atractivo horizonte de Argentina 37. u$s 1.0 97. N°52 (December 24.814 2.0 9.1 Ecuador 100 1. 58 .5 8.6 92 8.03 en la Austral). Con este enorme caudal de reservas. Por otro lado. Bolivia tiene en ejecución proyectos de exportación a Brasil por los próximos 20 años de 254. u$s 1.) definitiva son importadores de energía (Paraguay se abastece prácticamente con la hidro proveniente de Itaipú y Yaciretá). el Cono Sur queda configurado con dos grandes oferentes de gas natural (Bolivia y Argentina).292 15.8 28.3 724.14 en Brasil (u$s 2. 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. / por encima del nivel mil M m3 mil M m3 mil M m3 ratio Pozo (Mm3) actual de reservas Venezuela 4.1 2.085 2.2 1.1 86.9 144.5 4.311 4. Caruso.730 322. vs.1 2.18 NOA y u$s 1.6 6.011 166 12.9 51. cuyo Ar Trinidad & Tobago 660 12. Actualmente. Estudio 1. ANP de Brasil. los pozos argentinos son unos de los más productivos de la región.UU. supera Otros 11. Ministerio de Economía de la Nación.1 319. y adicionales 697 MMm3 de reservas posibles.6 un gran importador de gas natural.00 de la cuenca boliviana.9 16. pp. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. como Perú.180 28.0 sd 0.058 0.9 dado el muy bajo Colombia 120 6. esta última evidenciando su mayor competitividad en la región (además de su abundancia. Estudio 1. Otro yacimiento importante es el de Camisea en Perú. San Pablo e incluso Río de Janeiro. Caruso. estos países se encuentran en las mejores condiciones para abastecer de gas a estos mercados. 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.6 mil MMm3 a Cuiabá). si se lo compara con el mercado doméstico de Argentina. Acambuco y Macueta (noroeste) que en Bolivia conforman el alineamiento estructural de San Alberto. 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. Sector gas natural y derivados.33. pero está lejos de los grandes centros de consumo (ubicado en el Matto Grosso peruano). 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. aunque en ello Bolivia corre con claras ventajas habida cuenta su cercanía a ese gran mercado (Brasil). 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. Dada la situación de cercanía geográfica de Argentina y Bolivia respecto de los grandes centros de consumo de Brasil tales como Porto Alegre. Por este motivo es que tienen pensado un ambicioso proyecto conocido como “Gasoducto de la Integración”. la supremacía del gas boliviano (por su mayor disponibilidad y menor costo) parece abrumadora. si bien las perspectivas son favorables en cuanto a su potencialidad gasífera (especialmente en las formaciones paleozoicas de la denominada Cuenca de Tarija).4 mil MMm3 de sus reservas probadas. pero si a ello se le suma una demanda interna estimada para igual período de 39. 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. Los yacimientos descubiertos en Bolivia son una continuación de la alineación estructural de los campos argentinos de Ramos. 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. lo cual implica definir el posicionamiento en las cuencas y las alianzas necesarias para el servicio del transporte. país que presenta los volúmenes más significativos de reservas de hidrocarburos y las mejores perspectivas para un futuro mediato. N. una planta petroquímica y otra de fertilizantes y el proyecto de exportación Pacific-GNL a California). En los últimos años las empresas petroleras que operan en Argentina han realizado fuertes inversiones en la búsqueda de hidrocarburos en Bolivia. con un 68% de las reservas de petróleo y un 50% de las reservas de gas de la región. Por lo tanto. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.para luego subir en dirección norte hasta alcanzar Brasilia (en un futuro se podría extender a Uruguay). Sin embargo y como se mencionara en otro apartado de este estudio. Por el mismo motivo la provisión barata de gas desde Venezuela tampoco es competencia. pasando por Misiones y desviando previamente un ducto que lleve el fluido a Asunción. no compite con el gas boliviano de Santa Cruz de la Sierra (como así tampoco el argentino). equivalente a tan sólo el 42. en la medida que el precio resulte competitivo. Ministerio de Economía de la Nación. San Antonio y Margarita. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. San Pedro. así como también el clima tropical con fuertes lluvias y un terreno de difícil transitabilidad. 59 . Pero en relación a la cuenca Noroeste. 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. Bolivia habrá colocado en 20 años 624.EG.6.6% de las mismas y el 35% sumando a las probadas el 50% de las probables. Itau. Pre II. En este sentido. Con solo escuchar estas cifras. Préstamo BID 925/OC-AR. vale destacar la integración de las reservas argentino-bolivianas. la profundidad de sus yacimientos y dificultades de perforación.a San Pablo + Porto Alegre. sus costos de desarrollo relativamente bajos y un mercado interno poco desarrollado. más 33.como un proveedor que abastece aquellas zonas donde el fluido argentino es muy costoso llevarlo por la influencia del transporte.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. implican costos elevados que hacen arriesgada la exploración para compañías de mediano a pequeño tamaño. sobrepasado sólo por los mayores productores de gas a nivel mundial (países de Medio Oriente y los pertenecientes a la ex URSS).3%). En Bolivia alcanza el 25%. Caruso. orientadas básicamente a Chile pero también atendiendo Uruguay y el sur de Brasil. ratio que lo ubica inclusive entre los mayores del mundo. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.3% y en Brasil tan sólo el 6. los proyectos de exportación (ya concretados) N. MATRIZ DE ENERGIA PRIMARIA. Ministerio de Economía de la Nación. 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. 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.2% del balance de energía primaria corresponde al gas. Estudio 1.6%. en Chile el 26. el mayor de la región por lejos. Precisamente. AÑO 2001 URUGUA BRASIL 26% 14% PETROLEO GAS CARBON NUCLEAR HIDRO LEÑA Y OTROS 13% 29% 56% 45% 2% 7% 7% 1% BOLIVIA 16% CHILE 25 7% 61 41% 10% 14 26% Fuente: Secretaría de Energía.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. El 46.6. donde predomina el uso del petróleo y la energía hidroeléctrica. 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). En este sentido y tal como se dijera anteriormente. 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. Pero en los países vecinos el gas natural es un insumo poco difundido a nivel combustible. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Argentina tiene un mercado interno muy maduro.33. Precisamente. Préstamo BID 925/OC-AR.EG. Pre II. BP Amoco Statistical Review of World Energy June 2002 y OLADE Y Yendo precisamente al lado aspecto de la demanda. sobrepasando incluso a la del petróleo (41. Sector gas natural y derivados. 60 . Y las estimaciones de crecimiento para las próximas décadas para el conjunto de la región también son auspiciosas (ver sección perspectivas internacionales). 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. al igual que el gasoducto Mesopotámico que une la provincia de Entre Ríos con Uruguayana (Brasil). quienes operan los yacimientos del sur de Bolivia (Repsol y Petrobrás) estudian el tendido de un paralelo a Santa Cruz de la Sierra.EG.6. También por una decisión política el 90% de su abastecimiento eléctrico es hidráulico y por otra decisión política sus vehículos consumieron alcohol. 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). el mercado es más chico. Por las características del negocio. que aportará un tráfico adicional de 2. Por lo tanto y mientras se argumenta que el futuro del negocio gasífero argentino está en el mercado brasileño. en el sentido que para concretarse necesitan tener en una punta las reservas y en la otra. 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). Por otro lado. deviniendo en la necesidad de implementar cortes de energía de manera tal de reducir el consumo del sector industrial y residencial en un 20%. Estudio 1. Pero los proyectos gasíferos se desarrollan de manera lógica.y el encarecimiento que sufrió el gas boliviano como consecuencia de la devaluación del Real (los contratos de exportación son en dólares) . que requiere fuertes inversiones que maduran lentamente. las distancias son más cortas. pero que sin embargo no entraron por un problema de su propia política energética -la cual a su ritmo va avanzando.UU. 2916 para Italia y 7937 para EE. tal que hoy los brasileños se autoabastecen en petróleo. por el cual fluyen sólo 15 Mm3/día de los proyectados 30 Mm3/día. Es una estrategia general y regional la de Petrobrás. Coordinación del Estudio: 61 Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.33. en desarrollo de yacimientos y fundamentalmente en infraestructura de transporte y de distribución. cubre el trayecto Entre Ríos y Montevideo. 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. avalada por Itamaratí (cancillería). 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. como ocurre en el norte de Chile. y está en estudio su prolongación hasta Porto Alegre) pero es un mercado pequeño.5 Mm3/dia. conectada por un gasoducto. básicamente con Chile a través de 7 gasoductos por los cuales fluyen 14 M m3 diarios porque la infraestructura es menos costosa. Ministerio de Economía de la Nación. N. Lo que sí podría ocurrir y sería inclusive deseable 25 El consumo energético per cápita en la región oscila entre 1726 y 581 kg equivalentes de petróleo por año. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. y a fines de noviembre de 2002 comenzó a operar el gasoducto Cruz del Sur. Inclusive. las empresas locales exportan a Chile. comparado con 2865 kg para España. Préstamo BID 925/OC-AR.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. no exige tantas reservas. aunque ya se está construyendo su prolongación hasta la ciudad de Porto Alegre. Sector gas natural y derivados. Adicionalmente. Caruso. su capacidad máxima). los tiempos de efectivización de estos procesos son relativamente largos. Con esa lógica Argentina concretó conexiones con los países vecinos lógicos. A Uruguay también se exporta (Gasoducto Paysandú. Los proyectos se desarrollan a partir de una demanda claramente definida y con la que existen contratos puntuales: normalmente. que une Punta Lara con Colonia y de allí en un futuro próximo a Montevideo. Dentro de esta estrategia energética el gas es sólo un complemento para ellos. 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). 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. se trata de proyectos de generación termoeléctrica o de emprendimientos mineros. Pre II. el consumo con un factor de carga tal que permita amortizar las inversiones aguas arriba. San Pablo es un mercado muy apetecible pero por el momento en apariencia inaccesible. . 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.994 36.483 6. .688 4.370 4. COMERCIO EXTERIOR ARGENTINO DE GAS NATURAL Las exportaciones argentinas de gas natural en 2001 superaron los 6.452 281 84. es decir con un mercado argentino como el más grande de la región (en términos de su matriz energética).33. Durán (Arg.047 0 3.788 5.005 1.951 0 24.630 3. 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.733 0 137. 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).6. Al final del capítulo se describen en forma más detallada los mercados de gas natural de Chile.880 309.385.047 6.434. sus perspectivas de desarrollo y las implicancias de estas últimas para el desarrollo del sistema gasífero argentino. N. 26 El gasoducto tienen una extensión de 43 km -9 km del lado boliviano y 34 km del lado argentino.742 0 670. Ministerio de Economía de la Nación.7 Mm3 (la décima parte del actual volumen) y tan sólo u$s 25M. 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.y su diámetro es de 12’’ (Bolivia) y 8 5/8’’ (Arg. De todos modos.366 2 3 8 9 9 Fuente: Secretaría de Energía razones diplomáticas entre ambos países. Pre II.742 1997 1998 1999 0 1.029 138. Préstamo BID 925/OC-AR. Caruso.) –previo tratamiento del fluido en la Planta de Tratamiento Madrejones (Bolivia) también inaugurada para esta ocasión-.867 1.000 MMm3.2% del caudal enviado). Las inversiones realizadas al 31/12/01 alcanzaron los u$s 112 M (incluyendo exploración y perforación) y la producción actual de gas es de 600 Mm3/dia. Estudio 1.985. siendo Chile el principal cliente (87.244 22.860 198.).000 1. con horizonte de reservas de corto plazo.979. Brasil y Uruguay.280.646 37.057. Coordinación del Estudio: 62 Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Puede vender excedentes en el exterior pero dentro de una estrategia regional.819 185. Por otro lado.873 2000 1998 1999 2001 170.896 11.EG. Inclusive.363. la participación de dichas importaciones en el mercado local era bastante baja. Sector gas natural y derivados. Vale recordar que entre 1972 y 1999 Argentina era un importador neto de gas natural.que sucediera es que el cono sur adopte una estrategia regional de gas natural basada en las realidades de la región. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. El recurso natural existe.642.127 1. después podrá o no haber un problema de financiamiento o de demanda. por un monto equivalente de u$s 309 M.685 44.360 263. más alla que el fluido que se importaba desde Bolivia obedeció a un acuerdo firmado por EXPORTACIONES DE GAS NATURAL 1997 Mm3 BRASIL CHILE URUGUAY TOTAL Miles de u$s BRASIL CHILE URUGUAY TOTAL Cant gasoductos en operación 0 670.951 0 84. habiendo comenzado en el año 1997 con incipientes 670. que pueda abastecer mercados pequeños como el chileno.265 2001 0 24.704 2000 739. con una capacidad de transporte equivalente del orden de los 15. Y si se tiene en cuenta las ampliaciones previstas en esos mismos gasoductos y los existentes en fase de estudio y/o ejecución (ver cuadro 63 . Caruso. sin considerar la capacidad del gasoducto Cruz del Sur (que entró en operaciones a fines de este año).33. Petrouruguay TGM Methanex PAN Methanex SIP Methanex YPF Pacífico Gasandes Atacama 0% Norandino Actualmente existen en operación diez gasoductos de exportación. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.530 MMm3/año.9% 20% 7.EG.0% 24. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.7% 93. Pre II.UTILIZACION DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE LOS GASODUCTOS DE INTERCONEXION 100% 95.5% 70% 57.4% de su capacidad. el sistema operó en 2001 al 45.9% 86.7% 60% 50% 40% 30% 26. Préstamo BID 925/OC-AR. por lo que entonces.6.0% 10% Fuente: elaboración en base a datos del Enargas N. Ministerio de Economía de la Nación.3% 90% 80% 72. Estudio 1. Sector gas natural y derivados.2% 21. Ministerio de Economía de la Nación. cuando el precio en boca de pozo en Argentina antes de la devaluación era de u$s/MMBtu 1. 3) en el sur de Chile el Gasoducto del Valle Central (u$s 140 M) y centrales térmicas vinculadas (u$s 200 M). ampliaciones en las redes de transporte y distribución (u$s 1. donde además de la fragilidad macroeconómica se agregan aspectos inherente a la inseguridad jurídica que truncan cualquier posibilidad de desarrollo de negocio sustentable. por lo que el sector de gas natural podría verse beneficiado del aprovechamiento de las ventajas competitivas del sector eléctrico proveyéndole el insumo necesario (gas natural) para generar energía barata exportable (tecnología de ciclos combinados) a estos países. De allí se desprenden dos conclusiones: 1) la conveniencia del gas como combustible alternativo para la generación de electricidad (aún a razón de u$s 20 el barril -cuando el crudo hoy cotiza por encima de los u$s/bbl 30.339 MMm3. Debe recordarse que las exportaciones de gas natural requieren la aprobación previa de la Secretaría de Energía (la cual debe asegurar el abastecimiento del mercado interno). el aprovechamiento de la proyectada mayor demanda de gas natural en la región requerirá de adicionales inversiones en infraestructura de transporte. se muestra a partir de los valores de referencia de los distintos mercados regionales eléctricos los precios del gas natural equivalente (boca de pozo). Por otro lado y según estimaciones de las propias empresas. Pero estas inversiones no podrán desarrollarse sin la correspondiente financiación y en este sentido el mercado de capitales es bastante reacio con cualquier inversión en América Latina pero más aún en Argentina. Préstamo BID 925/OC-AR. lo cual le permite generar electricidad a costos muy bajos. Pre II. En este sentido. Caruso.33. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Estudio 1. Entre esta inversiones se mencionan: 1) en el sur de Brasil la ampliación del TGB (u$s 1. donde el costo equivalente del millón de Btu es mayor al vigente en nuestro país. la construcción del gasoducto Uruguayana-Porto Alegre (u$s 320 M). aunque en la actualidad esos permisos son de carácter automático. 64 .205 promedio el millón de Btu de gas.35 MMm3/dia (221. en el cuadro adjunto se observa en primera instancia el costo de los derivados del petróleo que se utilizan en la generación térmica (fuel oil y gasoil) a partir de un crudo de u$s/bbl 20 y.800 MMm3/año.500 M) y más de 20 centrales eléctricas (u$s 6. N.000 M).74 para el promedio de 2001). necesaria para conectar el caudal de los yacimientos del sur del país con el gasoducto TGB (u$s 400 M). En este sentido.adjunto). 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. GENERACION Y EXPORTACION DE ELECTRICIDAD: SINERGIAS CON EL GAS NATURAL Por último. Sector gas natural y derivados. 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).EG.6. inferiores a los de cualquier país desarrollado (pero no a los actuales u$s 7. una breve apreciación en torno al mercado de electricidad. la capacidad de transporte del sistema podría ascender a los 19.la generación de energía térmica a base de fuel oil/gas oil se realiza a razón de u$s 4.3 por Mwh producto de la pesificación de tarifas). a solicitud de la Secretaría de Política Económica. en segundo lugar.800 M). 4) en Bolivia la ampliación del gasoducto BTB. Argentina tiene el parque de generación eléctrica más moderno del mundo. actualmente considerada insuficiente. ver cuadro adjunto). 2) en Argentina la ampliación de la capacidad de transporte de TGN y TGM (u$s 450 M). Los precios relativos de los diferentes combustibles utilizados para la generación de electricidad y el mismo precio de esta última también actúan como verdaderas señales o incentivos para las perspectivas de desarrollo del negocio del gas natural. Hasta el momento el caudal de operaciones de exportación autorizadas por la SE por los próximos veinticinco años asciende a 37. 4 Costo del gas equivalente u$s/MMBtu 4.4) SAN PABLO E.33. u$sMwh 34. u$sMwh 23. Préstamo BID 925/OC-AR. Estudio 1.4) PORTO ALEGRE E.4 (u$s/MMBtu 5.E.9 Gas Oil u$s/m3 165 o u$s/MMBtu 4. Ministerio de Economía de la Nación. u$sMwh 36.85 (u$s/MMBtu 5.Combustibles alternativos para la generación térmica de electricidad* Petróleo u$s/bbl 20 Fuel Oil u$s/m3 125 o u$s/MMBtu 2. u$sMwh 36.E.4) (*) Valores año 2001 N.38 Mercado eléctrico* STGO DE CHILE E. Sector gas natural y derivados.4 (u$s/MMBtu 3.4 Generación CC CMg u$s/Mwh 30.85 (u$s/MMBtu 5.6. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.38 Generación Turbo Vapor CMg u$s/Mwh 27.EG. Pre II. Caruso.E.E.04) BUENOS AIRES E. 65 .03 Costo del gas equivalente u$s/MMBtu 4. Int.6 17.5 2. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Uruguayana / Porto Alegre Montevideo / Porto Alegre Campo Durán / Frontera 12'' / 21 km argentino-boliviana (Pocitos) 70 72 2 /// // 1 1.0 40.0 1. Km 160 / Paso de Jama (Chile) Cnel.0 5. Cornejo / Paso de Jama (Chile) La Mora / Paso del Maipo (Chile) Loma la Lata / Paso Buta Mallín (Chile) El Condor / Posesión (Chile) Cabo Vírgenes / Dungeness (Chile) San Sebastián / Bandurrias (Chile) Aldea Brasileira / Uruguayana (Brasil) Gto. Artigas (Uruguay) Punta Lara / Colonia (Uruguay) DIAMETRO y MAPO CAPACIDAD LONGITUD (kg/cm2. Préstamo BID 925/OC-AR.EG. Norte Prog.0 1.8 57.3 1. Ampliación en suelo chileno y extens. En estudio Proyecto ADICIONAL PROYECTADOS TGN Refinor Gto.9% 2 8'' / 1.5 km R. Sector gas natural y derivados.1 7.3% 300 10'' / 48.0 39.0 5.2 km 85.9% 1.7% 7 24'' / 450 km 75. CAP. 66 .33.0 1.8 21. Estudio 1.7% 162 20'' y 24'' / 296 km 12'' / 8 km 95.0 0.6.5 km 95.0% 241 20'' / 531 km 95. (MMm3/dia) (MM u$s) 20'' / 380 km 95.5 /// // 20 10 /// /// /// // // // 3.0 72.5 0.O.2 14.2 1. Caruso.9 2.U.9 95.0 9.GASODUCTOS DE EXPORTACION DATOS FISICOS GASODUCTO SITUACION Operativo Oct-99 Atacama Operativo Jun-99 Gasandes Operativo Jul-97 Pacífico Operativo Dic-99 Methanex YPF Operativo May-99 Methanex SIP Operativo Ago-99 Methanex PAN Operativo Ene-97 TGM Operativo Ago-00 Petrouruguay Operativo Oct-98 Cruz del Sur Operativo Dic-02 TOTAL EN OPERACIÓN OPERADOR TECNICO Norandino TGN CMS Energy TGN Nova Gas International Respol YPF SIPETROL Bridas SAPIC TGN TGN British Gas CABECERA / TERMINAL Gto.9% 150 66.9 93.8 2. Neuq.1 86.0 6.3 2.5% 125 10'' / 15 km 60.2 24. INVERSION ULT 12 m INSTALADA EN ARG.0 - - 40 42. M) (MMm3/dia) EXPO UTILIZ.0 2.0 10. Ministerio de Economía de la Nación.7 24. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.0% 4 24'' / 55 km 18'' / 38 km 95.3 26.0 3.2 Fuente: ENARGAS e información propia (*) inauguración proyectada para julio 2003 N.261 PROYECTADOS / EN CONSTRUCCION Casablanca Proyecto Gasandes* Proyecto TGM / TSB Cruz del Sur Pocitos En construc. en C.0 1. Entrerriano / Pte.0 1. 70 km planta de compr. Pre II. Entrerriano / Cruce por debajo del Rio Uruguay a 16'' / 10. Gral.2% 230 24'' / 313 km 100. 135 3.13 0. Colbún Uruguay Chile. Chile. BRIDAS AUSTRAL. SE 3/02* 03/04/00 YPF SA. SE 168/00 TOTAL C.35 Methanex Methanex Methanex Methanex Methanex Methanex CUENCA NOROESTE Res.19 0. SE 169/97 Res.00 0. M.75 0. Methanex II 21 15. DEMINEX ARG. Cont. Res. San Jorge 16/09/02 YPF El Cóndor .761 17. WINTERSHALL GasAndes San Roque Sierra Chata Chile Chile Metrogas.622 8.653 820 536 854 15.21 Chile. SE 576/99 Res.70 17 17 15 19 17 10.419 221. SEyP 200/97 Res.959 2. Chile.80 0. NEUQUINA CUENCA AUSTRAL Decreto 584/95 Res.339 1. Colbún 25 15 14.50 Chile.522 60. Ministerio de Economía de la Nación. AMERICAN ENERGY G.04 8. SE 411/99 Res. GasAndes BP. Res. Ancap Brasil.00 Chile.AUTORIZACIONES DE GAS OTORGADAS CUENCA / NORMATIVA ORIGEN FECHA EMPRESAS GASODUCTO DESTINO PLAZO AÑOS VOLUMEN TOTAL MMm3 VOLUMEN DIARIO MMm3 / dia CUENCA NEUQUINA D. WINTERSHALL Cruz del Sur Aguada Pichana 03/09/02 TOTAL AUSTRAL.648 1.231 4. Methanex II 21 7. Edelnor 15 17 14. Chilgener Chile Metrogas Chile. Oeste / Uruguayana Aguada Pichana 24/06/99 TOTAL AUSTRAL. GASSUR 18/04/97 TOTAL AUSTRAL. SE 565/99 Res.. DEMINEX ARG. Oeste/ Del Litoral 25/09/98 YPF C.855 730 18. BRIDAS GasAndes AUSTRAL 20/04/98 YPF GasAndes 11/09/98 PETROURUGUAY SA C. Edelnor Chile.090 13. Estudio 1.268 8. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.40 0. 35/00 Res. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Antonio Sur 20/11/97 PLUSPETROL. SANTA FE.69 37.85 15 10 20 15 9. II II III III III 20 17 17 4 12 21 15. CGC.10 2.022 2. SE 53/02* TOTAL C. Res. ASTRA 10/07/98 TECPETROL.20 2.6. CHAUVO Bandurrias Magallanes RESOURCES G.723 4. Res.80 1. PAN A definir Plat.159 1. BRIDAS. SE 629/99 Res.931 69. Cuiabá Chile. Ad. AMPOLEX. SE 659/99* Res.33. NO Pacífico Brasil. Caruso.16 TOTAL C.668 3. Chile.65 91. Chile. Edelnor Electroandina Chile. SE SE SE SE SE SE 144/97 144/97 449/99 86/02* 351/02* 41/02* Res. Res.60 0.75 0.Posesión Chile.509 22. Aguaragüe S.50 10 10.. Res.000 1.98 Chile.580 0. San Isidro Uruguay. SOSP 140/96 Res.422 4. SE 296/98 Res. AUSTRAL Tierra del Fuego 21/04/95 YPF.330 2. Sector gas natural y derivados. PAN GasAndes San Roque AMERICAN ENERGY 05/08/99 YPF GasAndes 28/02/01 PAN AMERICAN ENERGY.. NOROESTE TOTAL AUTORIZADO Ramos S. Res. Pre II. 67 .65 3. Chile.75 1. SE SE SE SE 142/98 447/98 465/98 353/99 Res.300 6. CGC Atacama Norandino 28/10/99 28/10/99 26/11/99 03/12/99 28/06/00 Norandino Norandino Atacama Nuevo Atacama YPF YPF YPF YPF YPF Fuente: Enargas y datos propios (*) No están en operación N. STA FE ENERGY ARG.90 1. Electroandina Chile. Res. WINTERSHALL. SE 167/01 Res.20 1.EG. PAN AMERICAN ENERGY Pacífico 19/06/96 PET. San Jorge 03/11/97 YPF El Cóndor . Préstamo BID 925/OC-AR. Atacama Chile. Colbún 15 15 14 1.Posesión Magallanes 03/11/97 SIPETROL Punta Dungeness 30/08/99 SIPETROL ARGENTINA Punta Dungeness Magallanes 06/05/02 SIPETROL ARGENTINA Punta Dungeness Magallanes 01/08/02 SIPETROL ARGENTINA Punta Dungeness Tierra del Fuego 11/09/02 TOTAL AUSTRAL.90 11.30 1. EXPLORATION.931 8. Uruguayana Chile. el gas y la hidro). Caruso. Mientras que el carbón proviene mayoritariamente de Canadá (31%).6. ambos derivados de la importación de fuentes primarias como el petróleo y el gas natural. BALANCE COMERCIAL ENERGETICO (2001) 40.8%). Estudio 1.y la mayor demanda industrial (principalmente emprendimientos N. Pre II.000 20. habiendo sido este último quien precisamente experimentó el mayor crecimiento en los últimos 25 años. manteniéndose prácticamente sin cambios la participación del resto de los combustibles. Venezuela 11%.000 Teracalorías 0 -20. ya sea tanto en materia de petróleo (crudo y sus derivados en general) como de gas. Sector gas natural y derivados.000 -60.000 -80. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Sólo registra excedentes comerciales de gasolinas y metanol. 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. Argelia 6%. Préstamo BID 925/OC-AR. Nigeria y Noruega con el 5% cada una y Arabia Saudita y Bolivia con el 4% repartido en partes iguales). Perú (5%) y Nigeria (5%)). 68 .000 -40. 100% de las compras de gas natural y el 54% de las correspondientes al gas licuado (le siguen Congo con el 15%. dada su abundancia de recursos y ubicación geográfica. Estas importaciones son quienes en definitiva configuran la actual estructura de la matriz energética primaria chilena. carbón y electricidad.000 Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile Gran parte de las compras externas de combustibles se realiza en Argentina. 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. Carbón Gas natural Petróleo -120. De todos modos.000 -100.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.000 Metanol Electricidad Kerosene Gas licuado Gasolinas Diesel Der. Ministerio de Economía de la Nación. que muestra una marcada preponderancia del petróleo y el gas.33. lo cual lo convierte en un país importador neto de energía. Nuestro país provee el 77% de las importaciones de petróleo chilenas (en mucha menor medida lo hacen Brasil (6%). debe aclararse que el grueso del cambio de la estructura energética se verificó en los últimos 5 años. del pet. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.EG. Indonesia (27%) y Australia (25%). Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. con la excepción del gas N. Estudio 1. Pre II. se rigen por los mercados internacionales mediante la paridad de importación. proceso que también se refleja en la alta participación en la matriz energética secundaria (donde el gas natural creció a razón del 11. Después de Argentina es el segundo mayor consumidor de gas en la región (medido por la participación en la matriz energética). 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. limitándose el suministro de gas natural chileno a la zona de Magallanes (Punta Arenas. Puerto Natales y Porvenir).3% promedio anual desde 1996).mineros).6. Caruso. Sector gas natural y derivados.EG. Ministerio de Economía de la Nación. 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. MATRIZ ENERGETICA PRIMARIA Carbón 10% MATRIZ DE ENERGIA SECUNDARIA Leña y otros 16% Hidro 7% Otras fuentes 3% Leña 15% Diesel 15% Gasolinas 14% Petróleo 41% Gas natural 26% Gas natural 24% Carbón 9% Electricidad 12% Gas licuado 4% Otros derivados del petróleo 4% Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile EVOLUCION DE LA MATRIZ ENERGETICA PRIMARIA Y PROYECCION AL 2008 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 1978 1988 1998 1999 Petróleo Crudo Gas Natural Hidroelectricidad Leña y Otros 2000 2001 2008e Carbón Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile En el sector hidrocarburos gaseosos.33. Los precios. 69 . Préstamo BID 925/OC-AR.2% promedio anual en los últimos 25 años. pero 34. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Inclusive. 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.9% 86. En 2001 se consumieron 7. Ministerio de Economía de la Nación. 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). mostrando coeficientes elevados sólo en los gasoductos de la zona sur que conectan la Cuenca Austral con las plantas elaboradoras de metanol. Stocks/pérd. Pre II. Préstamo BID 925/OC-AR. Producción (Magallanes) 2.534 49.EG.8% la cuenca austral y 25. Por 50% último. CONSUMO DE GAS NATURAL POR REGION Y CUENCA DE ORIGEN (2001).6.1% 5. 26.1% restante obtenido de Cuenca Austral 1.0% Fuente: elaboración en base a CNE N. 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.8% noroeste). 29. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.350 25. la cual es abastecida por la cuenca austral de Argentina (43.33.3% de d. los que son reflejados en los contratos de largo plazo libremente pactados. (d+c-a) 565 importado desde Argentina (44.8% de la cuenca del Cuenca Neuquina 2. año de inicio de las operaciones de compra de gas natural a Argentina.244 consumido a nivel nacional.8% MAGALLANES 1.245 100.017 7. producto que Fuente: elaboración en base a datos del Enargas luego es totalmente exportado.3% 1999 para abastecer 90% principalmente a empresas 80% 70% distribuidoras industriales y 57.0% 2. el nivel de utilización de la capacidad máxima de transporte de los gasoductos de conexión internacional con Argentina es muy bajo. promediando el 45. se iniciaron las importaciones de gas natural argentino a la zona central de Chile a través del gasoducto internacional Gasandes.344 44. Con la llegada del gas natural argentino a la zona central las compañías de gas de ciudad se han transformado.9% proveniente de la cuenca neuquina. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Sector gas natural y derivados.8%).2%) y la cuenca de Magallanes del sur de Chile (56.4%.350 18.5% CAUSTRAL 204 2. Fuente: elaboración en base a CNE cuya incidencia ha venido decreciendo desde 1997.7% 60% residenciales de la zona. Del total CONSUMO APARENTE DE GAS NATURAL (2001). se encuentran los 40% gasoductos Bandurrias (1997).244 MMm3 y la principal zona de demanda de gas natural fue la XII región (49% del total). Gasoducto del Pacífico inició el transporte de gas natural UTILIZACION DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE LOS GASODUCTOS DE INTERCONEXION CHILE-ARGENTINA desde la Cuenca Neuquina hasta la VIII Región en octubre de 95. Estudio 1. Merece destacarse sin embargo que.0% 30% 24. MMm3 7. Importaciones Cuenca NOA 1.534 29. En 1999 iniciaron sus operaciones los gasoductos Gasatacama y Norandino en la II Región.582 33.9% 20% Posesión (1999) que conectan el 10% gas de la Cuenca Austral con las 0% plantas que fabrican metanol (Planta Cullén y Planta Posesión) en el sur de Chile y próximas a la frontera argentina.7% 100% 93. En agosto de 1997. El abastecimiento de la V región desde el city gate de Gasandes lo realiza el gasoducto nacional Electrogas desde 1998.140 29.Methanex PAN Methanex SIP Methanex YPF Pacífico Gasandes Atacama Norandino natural cuyo precio está dado por los precios de las cuencas productoras de Argentina y Chile. a pesar del gran impulso que ha tomado la demanda de gas natural en los últimos años.V REGION VIII REGION XII REGION TOTAL (CNOA) (CNQ) 1.2% Punta Dungeness y Cóndor21. Consumo b. Caruso.227 66.4% yacimientos de la cuenca magallánica chilena. 70 . el 66.6% (CNQ) 2. MMm3 II REGION RM .8% c. siendo el 33.9% fue a. 6% claras está denotando la falta de 2.145 1.271 7 0 0.109 99. sobre una población de 15.2% 45.7% 45. su destino principal es la transformación a otras formas de energía (electricidad) y el consumo de petroquímicas para la fabricación de metanol.841 2.2 millones de habitantes.8%).282 100.0% 1.0% 3.487 0. 67.8% 1. Sector gas natural y derivados.y M in.3% 0.0% 0.5% observar las estadísticas para 1. sólo basta 1.2% 1.116 2.6.33.4%) cuando además se consideran los clientes residenciales que consumen gas licuado. Porcentaje TR AN SPO R TE IN D .EG.0% adecuada infraestructura (tanto en 1.0% 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2000 acceso al gas natural (mientras que en Argentina alcanza el 60%). y Min.1% 1. D er.3% 1.0% C om .396 6.3% 31.4% 0.PU BL Y R ESID .0% 100.6% cobertura de la población con 2.6% 0.3% 0.4% 1.698 37.1%). 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 RATIO DE COBERTURA DE LA POBLACION CON GN Y GLP sean suplidas con leña (y otra fuentes 4.077 28.6% 9. En términos absolutos estamos hablando de tan sólo 275 mil personas en GN a fines de 2001 (299 mil a sept2002) y 239 mil en GLP.0% Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile Teracalorías TR AN SPO R TE IN D .2% C entros de Transf. la distribución por región de esos usuarios era la siguiente: Metropolitana 188.8% 7.6% 100.M 3 % Transporte 12 0.0% 100.Públy R esid. Caruso. En este sentido.239 23. 872 12.Y M IN ER IA C O M .189 10.0% después del gas licuado.0% Electricidad 2.5% 0.3% O tros TO TAL 7.Y M IN ER IA C O M .0% 12.0% primitivas) y la electricidad ocupe recién el tercer puesto con sólo poco 3.PU BL Y R ESID .917 (15.244 100. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.800 10.5% 1.661 36.2% 10. V 65.0% 1.289 56.505 4.5% comprobar que en el año 2001 sólo el 0. A junio 2002.8% de la población residencial tenía 0.1% 18. Públ y Resid.970 419 0.3% 0. lo que a las 1.2% 0.6% O tros 0 1.0% 9. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.7% Total 67. Estudio 1.ESTRUCTURA DE DEMANDA DE GAS NATURAL Otros 8% Transporte 0% Ind.delpetr.7% C O N SU M O D E EN ER G IA PO R SEC TO R ES (2001) GN G as licuado Electricidad C arbón C oke 111 0 199 0 0 8.5% electricidad como en gas natural por 1.0% Leña 0 9. Pre II.911 81.5% más del 18% de participación. Ministerio de Economía de la Nación.6% M etanol 552 7.6% 19. ratio que Fuente: CNE no llega siquiera a duplicarse (3.2% 0.5%) y VIII 1.0% 2.320 75.2% Ind.1% 0. XII 43.4% 3.4% redes).0% 0. 6% Metanol 37% Electricidad 37% Estructura de D em anda de G as N atural(2001) M ill.332 (23. 5.3% 1.0% Fuente:C N E A nivel demanda.010 22. Préstamo BID 925/OC-AR. 449 6. 12% Com.5% 29.453 N. 71 .747 clientes (66.1% 50. aunque merece destacarse la tasa a la cual se va incorporando gente a la red en forma anual en cualquiera de los dos combustibles. aún GN GLP 3. seguido muy de lejos por otras industrias y el consumo residencial.0% 2. 5%).442 y 229. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Cuando se analiza el perfil de consumo del universo de combustibles FUENTES DE ENERGIA EN EL TRANSPORTE en el transporte a la luz de los precios relativos vigentes en el mercado (donde Electricidad GNC Otros 0.652 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 *2002 TASA DE CRECIMIENTO ANUAL 1.4% y la tercera parte de las gasolinas). si bien cada vehículo consume un promedio de 317.2 46. Fiscales.897 4.EG. N.6 12. Sector gas natural y derivados.852 42. Caruso.2% 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 Diesel 42.330 77.671 vehículos de un parque total de poco más de 2 millones de unidades es impulsado por ambos tipos de combustible (2.0 83. Comerciales.077 274.327 6. concentrando el 86.1% queda otra conclusión posible más que 36. Centrales Eléctricas.5 m3 de GNC por mes cuando en Argentina 185.5% en la región Metropolitana y el 2. Estudio 1. habiendo alcanzado dicho año un consumo de 11 mill m3. respectivamente). dejando por ende un amplio campo de potencial penetración para el GNC y GLP.349 282. Ministerio de Economía de la Nación. tan solo 2.3% el precio del GNC es la mita del gas oil 0. allí prevalecen los derivados del petróleo (gas oil y gasolinas) como fuente principal de abastecimiento.6 mill m3) en la XII Región (10.13%.9 9. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.33.227 934 955 1.9% desventajas que los beneficios de su uso como combustible para los usuarios.144 75.109 38. Pre II.897 41.425 38. NUMERO DE CLIENTES DE GAS NATURAL RESIDENCIAL **OTROS TOTAL 37.8% del mismo (9.994 230.2% 10.852 299. 1998 en V y 2000 en VIII).667 224.9 Fuente: CNE en base a empresas y SEC * Estadísticas a set del 2002 ** Comprende clientes Industriales. cabe destacar que la estructura impositiva penaliza el consumo de gasolinas a expensas del diesel y gas licuado. 72 . La aplicación del GNC en el transporte es muy reciente (1990) y su tasa de crecimiento promedio anual al 2001 ha sido del 4.7% restante en la V Región).175 37. Préstamo BID 925/OC-AR. no Kerosene Gasolinas 10.642 156.4 102. Por último.9 m3/mes. Con respecto a esto último.272 7.186 1.7 22.2%.577 7.6.429 306. equivalente al 0. En cuanto al transporte. 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.(0.745 152. Esto último no puede decirse que se Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile 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. Estudio 1.3% NO APLICA 0. Públ y Resid.2% desde 1995).2% 36.8% 0. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. 996 mil toneladas de GLP (de las cuales 10% solo se produjeron 557 mil ton. la cual se alimenta principalmente a electricidad y diesel) y su presencia es nula en el transporte (como se observó anteriormente). Ministerio de Economía de la Nación.64 ton.9% 9. y el resto se importó –poco más de la mitad se hizo desde Argentina-) para un universo de 273.2% 7. 73 .8% 0. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.5% (3.6% 13. Caruso.4%) corresponde a usuarios Com. Préstamo BID 925/OC-AR.7% GAS LICUADO 48.3% NO APLICA 0. Sector gas natural y derivados. En 2001 se consumieron Ind.0% 40.9% 12.0% 49.6% 15. residenciales (sólo 36 mil clientes menos en 90% relación a quienes consumen gas natural). Pre II.3% DIESEL 61. de los cuales 238. Actualmente ocupa el 4% en la matriz energética secundaria y en los últimos 25 años el consumo ha estado ESTRUCTURA DE DEMANDA DE GAS LICUADO creciendo a razón de una tasa promedio anual del 5.5 utm/m3 en el diesel En relación al mercado de gas licuado su uso básico es como combustible residencial.EG. (3.COMBUSTIBLES EN ELTRANSPORTE: PRECIO PROMEDIO PAIS CON Y SIN IMPUESTOS (sept 2002) 500 Con impuestos Sin impuestos 450 400 $ / litro / m3 350 300 250 200 150 100 50 GLP catalítico* GLP corriente* GNC* Diesel Gasolina 93 sp Gasolina 95 sp Gasolina 97 sp 0 Fuente: CNE DESGLOCE PORCENTUAL DEL PRECIO A PUBLICO POR COMBUSTIBLE DURANTE EL MES DE Sep-2002 PRECIO EN REFINERIA MARGEN BRUTO COMERCIALIZACION IVA (1) IMPUESTO ESPECIFICO (2) FEPP TOTAL IMPUESTOS GASOLINA 93 42.3% Fuente: CNE (1) 18% sobre la suma del precio de refinería y el margen de com.5% 9. ya que está muy poco difundido como insumo en la industria (solo el 10%.0% 15.0% 15.8% del consumo energético global.917 (87. levemente superior al 4.6.8% KEROSENE 71.33. lo cual arroja un consumo per cápita de Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile 3.8% 15.1% 15.73 ton por usuario residencial y N.0% 28. y Min. (2) En la gasolina el monto es de 6 utm/m3 y 1.349 clientes. 000 4. Caruso.000 1.000.1% decreciendo a lo largo de los ’90 (en cuyos incios TO TAL 996 100.0% 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.000 clientes. Pre II. El mayor consumo es en la zona metropolitana (132. 13.2% participación que si bien es muy elevada ha venido C om . 48. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.200 1.). 74 . industrias y servicios). Por su parte.33.000 Centros de Transformación Comercial. Estructura de D em anda de G as Licuado (2001) las importaciones (516 mil ton.6.) representaron en M ill.000 3. fundamentalmente la petroquímica (ver gráfico adjunto). EVOLUCION DEL CONSUMO DE GAS NATURAL 1965-2001 8.Ton. el carbón y el fuel oil.4% del total). el resto de la infraestructura de transporte internacional que conecta Chile con Argentina está ampliamente subutilizada. Ministerio de Economía de la Nación.200 clientes.000 Miles de toneladas 800 1.400 Comercial. De todos modos y exceptuando los gasoductos destinados a abastecer las plantas elaboradoras de metanol en la zona sur del país.2.EG. % 2001 el 51.000 2.000 2001 1997 1995 1993 1991 1989 1987 1985 1983 1981 1979 1977 1975 1973 1971 1969 1967 0 1965 Miles de toneladas 1.6% O tros 1 0.96 ton en comercios. 102 10.8% del consumo interno de gas licuado. PRODUCCION E IMPORTACIONES DE GAS LICUADO (19902001) CONSUMO SECTORIAL DE GLP (1965-2001) 1. Préstamo BID 925/OC-AR.y la demanda industrial. 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. seguido muy de lejos por las regiones V (36. Ind. Público y Residencial Industrial y Minero 800 600 400 200 200 0 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 19 65 19 67 19 69 19 71 19 73 19 75 19 77 19 79 19 81 19 83 19 85 19 87 19 89 19 91 19 93 19 95 19 97 20 01 Fuente: CNE Fuente: CNE Por lo que en definitiva y ratificando lo expuesto en párrafos precedentes.200 Transporte 600 400 nacional importado 1. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Estudio 1.000 Millones de m3 5. Sector gas natural y derivados. 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. 11%).000 6. Público y Residencial Industrial y Minero Transporte 7.Públy R esid. 893 89.y M in.2%) y VIII (30.000 Centros de Transformación Fuente: CNE N. 3% de la capacidad instalada en el país.684 -17.6% 31.0% Fuente: CNE La generación eléctrica descansa en partes iguales en la hidro y en distintas fuentes térmicas (gas.0% potencia instalada es Otros Fuente: CNE de origen térmica y el 37. en total generación Generación (MWh) corresponde a fuentes 1999 2000 2001 1999 2000 2001 2001-1999 de este tipo. CHILE: GENERACION DE ELECTRICIDAD POR FUENTE DE ENERGIA.4% 0.4% 7.918 GWh Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile 20% 10% 0% 1990 1991 1992 1993 1994 1995 Térmica 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Hidroelectr.4%) y fuel oil (-38. que permiten alcanzar una potencia de FUENTES DE GENERACIÓN TERMICA (2001) 10. GENERACION BRUTA POR SISTEMA ELECTRICO EN GWH (2001) SING Total % térmica % hidro SIC SIST.228 -52.4% 51.3% manera tal que al 2001 Carbón 34. MAGALLANES 9. sustentada en el impulso que desde 1995 cobró la construcción de nuevas centrales térmicas. Pre II.1% 2. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.4% 48.4% de la térmica) fue en detrimento de energía generada en base a carbón (-52. en similar período. Esta demanda se localiza territorialmente en cuatro sistemas eléctricos interconectados. El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).612 MW de marginales 5. ya que la provista sobre la base del uso del gas natural creció un 83.307 1. que se extiende entre las localidades de Taltal y Chiloé con un 60.093 9. 5 empresas transmisoras y 36 empresas distribuidoras.7% 10. En este sentido.3% el 62. Ministerio de Economía de la Nación.33.6% vs una caída del 10.2% de la capacidad. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. EVOLUCION CHILE: GENERACION DE ELECTRICIDAD POR FUENTE DE ENERGIA (20001) 80% 70% 60% Gas Natural 56% Carbón 28% 50% 40% 30% Fuel Oil 8% Otros 8% Base : 43.3%. el 84.771 12.EG.4% del crecimiento de la potencia instalada durante el período 1994-2001(4.3% 8.028 3.6% 100. y el Sistema de Magallanes.0% 0. AYSEN SIST. apoyada sobre la construcción de plantas de ciclo combinado. 75 .5% 6.504 86.8% 2.6% de la capacidad instalada en el país.710 9.3%).464 MW.SISTEMA ELECTRICO Participan de la industria eléctrica nacional un total de 26 empresas generadoras.6% 68.951 4.1% de la Fuel Oil 5. Estudio 1.1% 22. el Sistema de Aysén que atiende el consumo de la Región XI con un 0. que cubre el territorio comprendido entre las ciudades de Arica y Antofagasta con un 31. Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile N.7% 28.0% 4.113 1.918 GWh.765 90 170 99.5% de la capacidad instalada en el país.7% 14. que abastece la Región XII con un 0.354 6. pero la tendencia de los últimos años es hacia una mayor participación de estas últimas en desmedro de la primera.912 MW al 2001) Variación Particip. Por último vale aclarar que el fuerte repunte observado en la generación de hidroelectricidad entre 1999 y 2001 (59. que en conjunto suministran una demanda agregada nacional que en 2001 alcanzó los 43.852 30. fuel oil y carbón).9% hidro. Préstamo BID 925/OC-AR. de Gas Natural 17. el Sistema Interconectado Central (SIC).822 -38. Caruso.0% 3.6.2% 13. Sector gas natural y derivados.5% 23. por centrales de ciclo combinado a gas natural. el 90% del consumo del SING está compuesto por grandes clientes.33.A. que suministra la energía en la ciudad de Antofagasta.553 clientes. Aproximadamente.441 MW al 2001. El resto del consumo.3% por centrales hidráulicas y en un 38. y ELECDA S. conforman el Centro de Despacho Económico de Carga del SIC (CDEC-SIC).A. EDELAYSEN N. diesel y de ciclo combinado a gas natural. 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. Estudio 1. y a una parte del SIC. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. tipificados en la normativa legal como clientes no sometidos a regulación de precios. entregando suministro eléctrico a más del 90% de la población del país. Por tratarse de un sistema predominantemente térmico (99. correspondiente a la zona de Taltal. Sector gas natural y derivados. principalmente. desde 1999. principalmente. El parque generador está constituido en un 61. por las líneas eléctricas de propiedad de las empresas de generación.7% por centrales térmicas a carbón. que en conjunto atienden a un total 3. c) Segmento de Distribución Operan el SING tres empresas de distribución de energía: EMELARI S. el SIC abastece un consumo destinado mayoritariamente a clientes regulados (60% del total). Préstamo BID 925/OC-AR. Opera en él una sola empresa. b) Segmento de Transmisión El sistema de transmisión está constituido.. Su capacidad instalada alcanza los 25 MW. mineros e industriales.579 MW perteneciente a un total de 20 empresas de generación que junto a algunas empresas de transmisión. 3) Sistema de Aysen El Sistema de Aysén atiende el consumo eléctrico de la XI Región y es un sistema 73% térmico. Caruso.EG.049 clientes. b) Segmento de Transmisión El sistema de transmisión está constituido. que abastece a la ciudad de Arica. hasta la Isla Grande de Chiloé por el sur.6% de la potencia instalada) el parque generador está constituido por unidades de generación a carbón. Sólo existe dos unidades hidroeléctricas correspondientes a las centrales Chapiquiña y Cavancha.658. diesel y. a) Segmento de Generación El SIC tiene una capacidad instalada de 6. El SIC se extiende desde la ciudad de Taltal por el norte. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. que abastece a la ciudad de Iquique. Operan en él un total de 6 empresas de generación que junto a una empresa de transmisión. estas tres empresas atienden a un total de 218.1) 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. En conjunto. está concentrado en las empresas distribuidoras que abastecen los clientes sometidos a regulación de precios de las regiones I y II del país. conforman el Centro de Despacho Económico de Carga del SING (CDEC-SING). c) Segmento de Distribución Operan en el SIC 31 empresas de distribución de energía. líneas eléctricas de los propios clientes y líneas eléctricas de las empresas cuyo giro es la transmisión de energía eléctrica. A diferencia del SING. 2) Sistema Interconectado Central (SIC) El SIC es el principal sistema eléctrico del país. 76 .A. Ministerio de Economía de la Nación. ELIQSA S. Pre II.6. a) Segmento de Generación El SING cuenta con una capacidad instalada de 3. fuel. fuel. Estudio 1. Préstamo BID 925/OC-AR.6 372.6 372. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Por otro lado. La capacidad instalada de estos sistemas es de 65 MW. Puerto Natales y Puerto Porvenir. según surge de los informes técnicos (oct-2002) de ese organismo: a) Programa de obras en el SING FECHA CENTRAL Noviembre 2002 Atacama (modulo 4*) POTENCIA NETA (MW) 185 (*) informado por la empresa NOPEL Ltda.6 372. proyecto asociado a Gasoducto del Pacífico. transmisión y distribución de energía eléctrica. proyecto asociado al gasoducto Gas Atacama. existen actualmente dos proyectos relacionados con el transporte de gas natural: 1) Gasoducto Tal -Tal. en la XII Región. PROYECCIONES DE DEMANDA DE GAS (2002-2011) A nivel nacional. Ministerio de Economía de la Nación. quien desarrolla las actividades de generación.. 4) Sistema de Magallanes El Sistema de Magallanes está constituido por tres subsistemas eléctricos: los sistemas de Punta Arenas.886 clientes.EG. como proyecto en construcción de acuerdo a la última información oficial recibida por la CNE. Opera en estos sistemas una sola empresa.33.6 372. siendo cada uno de ellos 100% térmicos.6 400 372.6 MVA MVA MVA MVA MVA MW MVA MVA MVA MVA MVA MW MVA MVA MVA MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW N.6 400 372. Pre II. Sector gas natural y derivados. Caruso.703 clientes.6 372. EDELMAG S. 2) INNERGY Transportes. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. que tiene por objetivo el abastecimiento de futuras centrales generadoras en la parte norte del SIC. transmisión y distribución de energía eléctrica. se detalle el programa de obras públicas desarrollado por la Comisión Nacional de Energía de Chile (CNE) para el sistema eléctrico de ese país.6. Navia-Polpaico 220 kv Aumento de la capacidad Charrúa-Concepción 220 kv Línea de interconexión SING-SIC Segundo circuito Diego de Almagro-Carrera Pinto 220 kv Nueva línea Cardones-Maitencillo 220 kv Nueva línea Charrú-Temuco 220 kv Central a gas ciclo combinado 1 Central a gas ciclo combinado 2 Línea de interconexión SIC-SADI Central a gas ciclo combinado 3 Central a gas ciclo combinado 4 Central a gas ciclo combinado 5 Central a gas ciclo combinado 6 Central Hidroeléctrica Neltume Central a gas ciclo combinado 7 Central a gas ciclo combinado 8 Central a gas ciclo combinado 9 Central a gas ciclo combinado 10 POTENCIA 30 390 200 75 75 120 210 210 235 300 300 250 210 200 270 372.6 372. atendiendo a un total de 43. Jahuel-Polpaico 500 kv Aumento de la capacidad Charrúa-Chillán 154 kv Instalador 2do transformador S/E Maitencillo 220/110 kv Instalador 3er transformador S/E Pan de Azúcar 220/110 kv Cierre a ciclo combinado de Central a Gas natural Tal-Tal Línea Diego de Almagro-Carrera Pinto 220 kv Línea Carrera Pinto-Cardones 220 kv Línea Maitencillo-Pan de Azúcar 220 kv Aumento de la capacidad C. atendiendo a un total de 18.S. quien desarrolla las actividades de generación.. 77 . que tiene por objetivo el abastecimiento de gas natural a clientes industriales de la VIII región. b) Programa de obras en el SIC FECHA DE ENTRADA MES AÑO octubre 2002 agosto 2004 abril 2005 julio 2005 octubre 2005 enero abril 2006 2006 octubre abril abril enero octubre abril octubre abril octubre 2006 2007 2008 2009 2009 2010 2010 2011 2011 octubre enero 2012 2013 OBRAS RECOMENDADAS Aumento de la capacidad (interruptores) Charrúa-Temuco 220 kv Aumento de la capacidad A.A.6 372.A. para el sistema de Puerto Porvenir. consideró las centrales existentes y en construcción así como también otras alternativas de desarrollo en el horizonte establecido en la ley. Préstamo BID 925/OC-AR.175 MW y 1.33.7 MW. Estudio 1. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.5 MW en el mes de mayo del año 2003.000 RPM.EG. Sin embargo.6. dado que EDELMAG S. destinada a prolongar su vida útil. Pre II. d) Programa de obras en Magallanes: En el sistema de Puerto Natales. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.7 MW en la central Tres Puentes del sistema eléctrico de Punta Arenas. Del mismo modo. Nº 327. de acuerdo a la última previsión de demanda. resulta recomendable la incorporación de una nueva unidad a gas natural de 0.A. Sector gas natural y derivados. 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: FECHA DE ENTRADA MES AÑO octubre 2002 noviembre 2002 enero 2003 marzo 2003 junio 2003 enero 2004 abril mayo 2004 2004 julio 2004 OBRAS EN CONSTRUCCION Instalador 2do transformador S/E Cardones 220/110 kv Central Cholguan representada por Arauco Generación SA Central Lincantén representada por Arauco Generación SA Ampliación Línea Quillota-Polpaico Central de Colbún de ciclo abierto Central de Valdivia representada por Arauco Generación SA Nueva línea Ancoa-Italhue 2x220 kv Cierre de ciclo combinado Central de Colbún Ampliación Charrúa-Ancoa de 3x220 kv a 2x500 kv Compensación Serie Charrúa-Ancoa 500 kv (650 MVA) Compensación Serie Ancoa-Jahuel 500 kv (450 MVA) Central Ralco Banco Transformadores S/E Italhue (220/154 kv) POTENCIA 75 MVA 15 MW 13 MW 680 MVA 253. En la elaboración del Programa de Obras se consideró en construcción las siguientes instalaciones. esto es desde principios de octubre y hasta fines de diciembre. según decisión técnica informada en la carta señalada. no ha iniciado aún la instalación de esta unidad. considerando un plazo de instalación de nueve meses a partir del presente mes.A. se ha adoptado el Plan de Obras declarado por la propia empresa en la carta Nº 809/220-G. el Programa de Obras considera la operación de la central Lago Atravesado con 10. 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). consistente en la incorporación a partir de abril de 2003 de un motor a gas natural marca WAUKESHA de 1. se posterga su entrada en seis meses para el mes de julio del año 2003. en cumplimiento del artículo Nº 272 del D. se presenta una serie de cuadros y estadísticas con estimaciones de demanda de gas natural al 2011 discriminadas N. Caruso.7 MW capacidad final 1300 MW 1400 MW 570 MW 300 MVA c) Programa de obras en el Aysen: De acuerdo a las obras en construcción informadas por EDELAYSEN S. en su carta Nº 809/220-G del 29 de agosto del presente año. 78 . 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. estando en esos meses disponible para operación sólo en el caso que falle alguna de las dos turbinas Solar de 10 MW o 13. En el sistema de Punta Arenas se ha adoptado el Plan de Obras declarado en construcción por EDELMAG S.6 MW a partir de enero del año 2003.5 MW 70 MW 2x400 MVA 130. Ministerio de Economía de la Nación. la turbina Hitachi se consideró fuera de servicio en los meses de baja demanda. complementada con una disminución de las horas de uso de la turbina Hitachi.A. Para este efecto y a partir del año 2003. Por último y sobre la base de proyecciones efectuadas por la misma CNE. modelo VHP9500GSI.S.El Programa de Obras elaborado por la CNE. respectivamente.6. UTILIZ.0 2.0 42.737 250% MMm3 que se consumirán durante el 200% 161. GASODUCTO CAPACIDAD EXPO UTILIZ. Sector gas natural y derivados. acaparando el 50% de la demanda total.0 1.8 57. se observa una tasa estimada promedio de crecimiento anual del 8% para el período 2002-11.7% (102.5 0.5 161. IX. entre otros factores.0 1.33. Pre II.183 MMm3 a fines de este año.7% 16.0 5.0 1. Préstamo BID 925/OC-AR.323 MMm3 desde 8.EG. En cuanto a la oferta.3% provendrá de 42. la XII Región (28%) será PROYECCION 2011 DE LA UTILIZACION DE LA CAPACIDAD desplazada como INSTALADA DE LOS GASODUCTOS DE INTERCONEXION CHILE-ARGENTINA demandante principal en 300% manos del SIC (40%).6% período mencionado el 150% 83. Estudio 1. 2011 Norandino 5.8 21. por la cual el consumo de gas se elevaría a 16. PROYECC. Ministerio de Economía de la Nación. Caruso. 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.1 86.9 95. 79 .42 MMm3.9% 2.9 238. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. que a partir del 2004 se materializan los proyectos de transporte de gas natural en cietas regiones (VI.0% 6. se 238.3 26.5 71.5% estima que de los 122. Al respecto. ACTUAL ULT 12 m INSTALADA S/CNE 2011 INSTALADA (MMm3/dia) (MMm3/dia) 2002 (MMm3/dia) PROY. Por el mismo motivo. CAP.712 MMm3) será importado desde 100% Argentina y sólo el 71. 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.7% N. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.7% 50% cuencas propias (Magallanes). Estas proyecciones suponen. El sector más dinámico será el transporte pero en términos absolutos las centrales de electricidad serán el principal consumidor.7% Methanex YPF 2. como así también la fuente de extracción del fluido.5% Pacífico 3.9 93.7% Atacama 9.6% Methanex SIP 1. Atacama y Norandino en la zona norte y Gasoducto del Pacífico en la zona central seguirán presentando amplios ratios de subutilización.2 24.3% Methanex PAN 2.9% 8. Por el contrario.2% Gasandes 10. CAP.3 1. X y XII). En términos diarios ello equivale a 44. de forma 0% tal que para el 2001 se Zona norte* Gasandes Pacífico Zona sur** calcula que la producción (*) Atacama y Norandino (**) Posesión + Dungeness + Bandurrias nacional sólo representará Fuente: elaboración en base a datos de la CNE el 10% de la oferta total.por región y sector demandante.72 MMm3 desde 22.7% 23. Dungeness y Bandurrias) que incrementen su actual nivel de capacidad instalada un 150% y 70%. seguido de lejos por la petroquímica (23%). Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.578 349.006 171.593.243.400 417.77 8.503 1.00 0.31 25.18 0.30 39.684 4.04 1.715 60.032 4.13 0.009 14.483 4.626 11.58 1.000 1 2.449.326. V Región II Región (miles de m3) 14.042 66.406 37.37 5.988 41.654 12.611 146.000 16.32 0.787 4.201 4.473.53 0.16 0.56 12.63 3. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.804.3% 40.573.89 1.217 1.164 690.840 290.060 135.48 1.013 1.14 1.771 6.500 519.448 92.264 576.3% 2. 80 .37 0.408.47 4.953 4.00 0.242 1.291 0 49.075 3.37 1.761 140.75 2.00 0.000.841 1.94 0.65 12.68 12.721 4.25 0.8% 19.746 16.793 0 0 11. IX.43 0.323.35 0.72 3.135 4.65 0.959.700 472.999 8.391.00 2.11 0.54 36.361.000.25 3.35 41.178 1.438 3.34 0.877 38.42 24.10 0.883 936.000 12.672.84 1.092 602.250 377.147.95 31.49 3.32 0.710 1.250 273.001 1.30 0.000.02 37.616.211.456 379.436 23.005 102. M.999 1.278 388. M.72 4.00 0.565 0 0 27.40 0.550 457.53 12.939.94 0. VI Región VII Región XI Región XII Región SIC SING TOTAL 197.597 343.750 302.583.540.356 320.417 153.08 0.000 302.42 0. Ministerio de Economía de la Nación.58 5.467.14 0.000 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 N.520 66.80 1.183.820.632.124.25 11.11 0.15 14.258 1.62 12.03 0.155 0 0 0 95.524 134. Prom.452 127.908 1.42 10.000 8.714 1.458 407.7% 13.185. Pre II.147.2% 3.38 2.000.42 0.83 0.32 1.47 4.106. Estudio 1.692 36.015 123.232.203 1.14 3.2% 16.47 3.26 0.000.05 9.810 2.47 10.10 0.636 39.00 0.628 541.18 0.03 1.978 15.706 151.0% II Región V Región R.000.PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL 2002-2011 CONSUMO 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.10 0.629.258 117.47 22.21 33.445 35.903 192.928 63.075.15 1.75 0. Sector gas natural y derivados.9% 15.267.95 3.288 128.11 0.17 0.849 108.70 11.811 65.783 119.407 3.56 2.29 1.642.06 0.735 9.33 0.003. VI Región VII Región XII Región SIC SING TOTAL 0.593 4.326.01 1.17 0.618 13.509 417.19 2. M.000 10.32 3.616.605.72 Consumo Diario Medio (MMm3) VIII Región IX Región X Región XI Región 0.66 12.134 37.28 0.172 730.192 200.106.841 157.97 4.891.88 0.31 4.39 0.359 1.000 4.4% 13.676 370.635 39.646 708.25 1.54 0.632.000.597 5.260 8.18 0.300 483.111 1.00 0.63 3.587 628.871.771 866.79 1.33.359 427.42 0.046 11. Caruso.38 3.4% 3.37 0.47 0.000 SING SIC XII Región XI Región X Región IX Región VIII Región VII Región VI Región R.429 4.141 3.00 0.333.11 PROYECCIÓN CONSUMO REGIONAL DE GN 2002-2011 18.185 797.045 672.EG. X Y XII) 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Crec.00 0.00 0.340 56.999 1.9% 6.10 0.83 1.219 50.782 1.650 13.17 2.203 1.59 12.820 2.927 0 0 11.12 1.800.35 0.72 13.000.000.82 17.250 501.06 1.14 1.96 1.632.55 10.879 115. Préstamo BID 925/OC-AR.277.620 418.03 0.000 6.335 652.6.72 1.00 0.572.44 44.65 1. anual 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Consumo Anual (Mm3) VIII Región IX Región X Región II Región V Región R.1% 10.272.6% 8. 000 3.115 8.213 903.76 6.532 140.179 8.650 13.610 704.46 2.741 2. anual 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Transporte TOTAL 3.6.318.36 1.344.11 1.000 Termoeléctrico 8.31 0.0% Transporte TOTAL 0.45 0.876 852.357 125.692 87.33 2.839 452.45 10.93 19.000.86 3.147.782.746 16.855 630.189.353.61 4.28 0.000 Refinerías y Procesos ENAP 662.24 5.7% 8.266.971 6.14 0.040 2.23 6. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.36 1.947.618 13.54 10.000 3.322 790.782.47 2. Caruso. Ministerio de Economía de la Nación.654 12.551 4.256 169.640.915 50.32 0.103.45 8. Prom.45 Crec.000 3.000 3.782.000.85 9.782.000 Industrial 6.046 5.02 37.54 5.93 11.045.762 2.1% Residencial Comercial Industrial 1.735 9.445 156.4% 8.30 39.4% 0.000.35 41.86 5.864 10.95 8.61 2.112.528.19 0.000 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 N.133.00 6.181 100.000 Comercial 4.000 3.051.90 10.775.243.000.7% 26.42 24.93 16.731 704.000 3.54 36.342 7.731 14.731 704.124.335 67.902 5.731 704.000.EG.17 2.009 14.044.183.335 715.39 0.05 0.82 8.549 676.731 704.33.40 1.919 19.93 17.391.731 704.782. 81 . Estudio 1.44 44.36 1.386 37.433.34 22.000 3.912.87 10.913 1.56 10.978 15.782.000 16.27 10.10 0.928 149.323.93 15.19 4.4% 12.470 87.386 2.275.032 510.422 11.000 (miles de m3) Refinerías y Procesos ENAP Petroquímica 10.128 4. Pre II.43 0. X Y XII) 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Consumo Anual (Mm3) Termoeléctrico Petroquímica Residencial Comercial Industrial 406.24 0. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.000 Residencial 2.03 8.000.522.93 PROYECCIÓN CONSUMO SECTORIAL DE GN 2002-2011 18.021.801 1.31 25.796 2.72 0.871.450.07 0.361.24 0.36 1.53 1.36 1.782.928 163.36 1.34 1.936.385 130.000 14.791 1.610 103.000.000.72 Consumo Diario Medio (MMm3) Termoeléctrico Petroquímica Refinerías y (XIIa) Procesos ENAP 8.731 704.84 31.21 0.396 114.377 2.96 2.04 0.73 1.93 13.098 117.000 3. Préstamo BID 925/OC-AR.000 3.160 1. IX.000 Transporte 12.21 33.731 704.45 10.195 951.930.916 3.9% 9.93 22. Sector gas natural y derivados.194.217 1.36 1.958 78.616.260 8.626 2.000.461 993.206 26.36 1.PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL 2002-2011 CONSUMO SECTORIAL 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.36 0.24 1.570 3.41 0.27 0. 243.000 Importado Cuenca Austral (Arg) 6.156 2.995.626 8.158 3.073 4.157 6.181 16.000 Importado Cuenca Neuquén (Arg) miles de m3 12.813 14.268 10.721 1.436 2.000.025 Aporte mg Consumo Anual (Mm3) Importado Cuenca Importado Cuenca Neuquén (Arg) Noroeste (Arg) 2.064 2.134 3.783 18.000 1.749 13.881.731.743.456 2.163 63.9% de c/cuenca PROYECCIÓN CONSUMO GN POR ORIGEN 2002-2011 18.383 3.311 76.975 20. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.650 15.000.176 1.5% Crec.073.141 2.978 15.414 122.967 16.468 6.000 Nacional Magallanes (XII) 2.928. Ministerio de Economía de la Nación.044 21.812 1.045.013 Importado Cuenca Austral (Arg) 1.048 1.0% 14.000.394.000.000.053.429 2.499 9.591.054.102.398 20.323.953 2.162 10.PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL 2002-2011 CONSUMO 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.735 9.782 4.052.000 4.109 23. anual 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Nacional Magallanes (XII) 2.505. Estudio 1.698 12.000 1.124.116.428 5.406 2. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.645 13.996 1.859 17.543 4.627.473 10.009 14.438 2.516 7. X Y XII) 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Nacional Magallanes (XII) 2.473.650 13.33.0% 5.383.5% 49.214.EG.664 1.456 18.445 2.147. Pre II. Caruso.000 14.635 6.247.183 17.249 8.055 26. 82 .906 12.6.614.692 2.046 11.135 2.395.569.381.134.235.000 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 N.737.201 1.635 3.001.3% 19.731 2.054 11.259 8.000 8.000.000.407 -2.927 91.877 3.361.881 1.889 5.3% TOTAL 8.601.871.092.541 2.609.262 16.438 28.000 Importado Cuenca Noroeste (Arg) 16.920 50.152. Préstamo BID 925/OC-AR.517 7.126 9.528 37.545.000.800.618 13.393.260 8.289 106. IX.891 2.787 1. Prom.0% Consumo Acumulado (MMm3) Importado Cuenca Importado Cuenca Importado Cuenca Austral (Arg) Neuquén (Arg) Noroeste (Arg) 1.410 6.083.907.225.321.000 10.140 1.703.603 5.7% 6.886 42.940 50.7% TOTAL 8.391.616.000.489. Sector gas natural y derivados.654 12.183.458 7.737 100.833 35.934 15.032 2.753 6.994 60.746 16. importación y exportación y transporte permanecieron monopolizadas por el estado nacional. En segundo lugar se ubica la demanda proveniente de las centrales termoeléctricas que concentra un 26% del consumo de gas natural.2% Uranio 2. La participación de gas natural en la matriz energética primaria fue de apenas 6% en el año 2001.Año 2001 Hidráulica 13. Petrobrás y los estados federales continúan teniendo un importante peso en las actividades del sector. Estudio 1. la leña. la llegada de nuevos agentes fue más compleja debido a los elevados montos de inversión requeridos para armar la infraestructura de transporte. De esta forma. Ministerio de Economía de la Nación.4% Fuente: ANP. la papelera y la de producción de cerámicas. quedando los estados federales como accionistas mayoritarios. 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. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. en el cual Petrobrás integraba horizontal y verticalmente todas las etapas de la cadena productiva. 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. Préstamo BID 925/OC-AR. Caruso. mientras que en un segundo orden se ubican la energía hidráulica. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. El mercado brasileño de gas natural puede considerarse incipiente. procesamiento y transporte. Pre II. Otras fuentes 2. el carbón y los derivados de la caña de azúcar. A pesar de la entrada de operadores privados. algunas empresas se incorporaron a esta actividad participando de consorcios o de empresas constituidas específicamente para la construcción de los gasoductos. la entrada de nuevos participantes ocurrió mediante la adquisición de participaciones en las empresas estaduales de distribución de gas natural. pero con la posibilidad de que empresas privadas puedan realizar dichas actividades mediante la concesión o autorización de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP). La oferta de energía está liderada el petróleo. En la distribución.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.33. básicamente a la industria siderúrgica.6% Caña 11. producción.6% Petróleo 45. seguido por la utilización de GNC en el transporte N. la química.7% Carbón 7. Matriz primaria energética . que correspondía constitucionalmente a los estados federales. con excepción de la distribución. la empresa estatal tenía el monopolio legal de las actividades de exploración. Las actividades de exploración y producción.EG. No obstante.6. 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.3% En Brasil el gas natural se destina principalmente al sector industrial que abarca un 63% del consumo final. En el segmento de transporte.0% Leña 11. Sector gas natural y derivados.1% Gas natural 6. 83 . la leña y el carbón. 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.4% Cerámica 8.4% Alimentos y bebidas 6. 84 . Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Estudio 1. Santa Catarina: 2.33. Textil 4. mientras que el consumo residencial abarca sólo con el 1. Ministerio de Economía de la Nación.8% de la demanda. el consumo de gas natural se concentra en la región sudeste. Geográficamente. en particular el estado de Bahía (17%). Pre II.2% Fuente: ANP.Año 2001 Nordeste 29.5% y Río Grande del Sur: 10. Por su parte.1% Centro Oeste 0. Préstamo BID 925/OC-AR.8% Industria 62. Por otra parte. Caruso. Paraná y Río Grande del Sur prácticamente no cuentan con el recurso natural. La actividad extractiva también es importante en el norte del país.6% Siderúrgica 18.9% Comercial 1.4%.7% Química 32.3% Sudeste 56.1% Minera 4. N.5% Residencial 1.6. de Bahía (reservas comprobadas: 9% y producción: 14%) y Río Grande del Norte (reservas comprobadas: 9% y producción: 9%). CONSUMO DE GAS NATURAL POR DESTINO AÑO 2001 Usinas eléctricas 26.EG.4% DESTINO DE GAS NATURAL EN LA INDUSTRIA AÑO 2001 Cemento 1. con participaciones menores de Espíritu Santo y San Pablo. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.0% Fuente: ANP.1% Pepelera 7. en tanto la región Sur demanda el 14% del gas (Paraná: 1. En tanto en los estados del sur como Santa Catarina. en los estados de Amazonas (reservas comprobadas: 20% y producción: 17%). las reservas y la producción de gas natural se concentran principalmente en la región sudeste.3% Otras 17.0% Distribución geográfica del consumo . Sector gas natural y derivados. que participa con un 56% de la demanda.7% Transporte 7.2%. especialmente en los estados de San Pablo (26%) y Río de Janeiro (22%).6% Sur 14. la región Nordeste recibe el 29% del gas consumido en Brasil.que participa con el 7.1%). destino en el que dominan el gas de garrafa (GLP). 4 13.9% 0.8% 5.5% 17. El gasoducto Bolivia . Pre II.4 10. cuyo segundo tramo que une Uruguayana con Porto Alegre está en construcción.6% 100.5 13. m3 diarios) Operando Operando 24 a 34 16 a 24 1.7 Fuente: ANP.8% 2.155 7.465 12.427 1.841 Reservas dist.425 75.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. En la actualidad son tres los gasoductos de importación que llevan el gas a Brasil.2 16.0 44.1 16.4 12.4% 5. 85 .7 17. Gasoductos de transporte de gas importado . a solicitud de la Secretaría de Política Económica. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.0% 48.Brasil (operado por TBG).787 6. Rio de Janeiro Amazonas Bahia Rio Grande do Norte Espírito Santo Alagoas Sergipe Sao Paulo Ceará Paraná TOTAL 159.374 4.0% 26. 42.Porto Alegre (**) Trecho 1 Trecho 2 Trecho 3 TOTAL Estado Diámetro (pulgadas) Extensión (km) Capacidad (mill.0% 22.3 9.0 Operando 18 267 2.223 19.6.0% 8.6 23.2 12.Porto Alegre (trechos 1 y 3 .6 millones de m3 diarios (ver cuadro).3% 14.3 9.3 29. el gasoducto Uruguayana .373 106.operado por TSB).3% 0.967 19.239 2.324 33. m3) Dist.848 11.2% 1.4% 0.603 19.3% 1.165 30.Brasil (*) Trecho Norte Trecho Sur Lateral Cuiabá Uruguaiana .1 6.6% ingresa desde el primer país.Año 2002 Gasoducto Bolívia . en tanto el trecho sur corresponde al trayecto entre Guararema y Canoas. Está compuesto de dos N.8 millones de m3 diarios.4% 3. % Producción Totales Comprob. Con la finalización del segundo trecho del gasoducto Uruguayana .273 1.0% 5. Ministerio de Economía de la Nación.8% 100.273 1.4% 0.8 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). y el gasoducto lateral de Cuiabá (operado por Gasocidente). Préstamo BID 925/OC-AR.465 kms y la capacidad de transporte a 44. m3) Totales Comprob.3% 20.8 (*) El trecho norte corresponde al trayecto entre Corumbá y Guararema.1% 9.3% 9. Caruso.900 kms y una capacidad de transporte de gas de 35.8 Operando Construcción Operando 24 25 565 25 3.1% 2. trecho (2): Uruguayana hasta Puerto Alegre y trecho (3): Copesul hasta Porto Alegre.198 389 763 812 344 93 85 14.7 31.1 12. (mill.1% 2.246 44. Sector gas natural y derivados.1 49. (**) Trecho (1): frontera hasta punto de entrega de Uruguayana.968 2. En los primeros ocho meses de 2002 la oferta interna de gas natural (producción más importaciones) alcanzó los 36.Reservas y producción por jurisdicción: Año 2001 Reservas (mill.Porto Alegre la extensión de la red aumentará a 3.418 1. Estudio 1. Fuente: en base a datos de ANP.996 4.EG.33.7% 0.527 332. El gasoducto Bolivia .8% 5.5% 0.8 15.7% 10.186 68 219.966 1. Esta red tiene una extensión total de la red de 2.6 30.1% 5.0 17.920 4.230 10. de las cuales el 91.8 0.5% 2.0% 5.8% 3.045 Res/producción (años) Totales Comprob.8 18.0% 100. % 48.549 19. 4 millones de m3 diarios a la usina termoeléctrica de Cuiabá II y registró un grado de utilización de 48%. Santa Catarina y Río Grande del Sur.8 2. Finalmente.8 63. provisión de agua y hornos industriales.3% Urug. en tanto el trecho III. Pre II.Brasil. 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.6 40. El trecho I recibe gas argentino para la central termoeléctrica de Uruguayana. (mill.4 2. el trecho II.trechos. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.5 35. Utilización del sistema de gasoductos de importación Ocho meses de 2002 Total Gas transp. con un recorrido de 565 kms. con 25 kms de extensión. el volumen importado alcanzó 11.9% BoliviaBrasil 11. 86 . que une Paso de los Libres (Argentina) con Uruguayana (Río Grande del Sur). Sector gas natural y derivados.9% por el Santa Catarina y 6. 8. 6. Nossa Senhora do Livramento.8 millones de m3 diarios con un nivel de utilización de 64%.0%). Estudio 1.Porto Alegre que abastece a la usina termoeléctrica de Uruguayana operó 1. y el trecho III. conectado con el gasoducto Bolivia-Brasil abastece de gas boliviano a REFAP y a Copesul. dado que aparece un sustituto conveniente de varios combustibles en algunas utilizaciones como la calefacción.EG. Sin bien la generación de electricidad seguirá estando concentrada en la energía hidroeléctrica por el elevado potencial de las cuencas fluviales brasileñas. y para la generación de energía eléctrica a través de las plantas de ciclo combinado. que une la REFAP con Copesul una petroquímica ubicada en Triunfo (Río Grande do Sur). Caruso.33. 3. Se espera una participación cada vez mayor del gas natural en la matriz energética. con 25 km de largo. 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. en tanto el ducto correspondiente al tramo 1 del trayecto Uruguayana . sólo están operando los trechos I y III. Poconé y Várzea Grande en Mato Grosso.5 millones de m3 diarios. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.6.6% fue consumido por el estado de Mato Grosso del Sur. Ministerio de Economía de la Nación. m3/d) Grado utilización 14.4 30 38. y por Cáceres. m3/d) Capacidad (mill.1% por Río Grande del Sur. lo que implica un nivel de utilización del sistema del 41%. que conecta el trecho I con la refinería Alberto Pasqualini (REFAP) en Canoas (Río Grande del Sur). N.8% por el estado de Paraná.4 millones de m3 diarios en el mismo lapso con un nivel de utilización de 38%. el gasoducto de Cuiabá transportó 1. En el caso del gasoducto Bolivia .8 48.7% Fuente: en base a datos de ANP.0% Cuiabá 1. Préstamo BID 925/OC-AR.-PE (trecho I) 1. En los primeros ochos meses del año esta red de gasoductos transportó 14. Todo el gas transportado por este ducto se destina a la central termoeléctrica de Cuiabá. el norte que une Corumbá (Mato Grosso del Sur) con Guararema (San Pablo). PERSPECTIVAS El mercado brasileño de gas natural presenta un significativo potencial de crecimiento. el gasoducto Uruguayana-Porto Alegre tiene una extensión prevista de 615 kms y está formado por tres trechos: el trecho I. En la actualidad. pasando por San Matías (Bolivia). 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. La mayor parte del gas transportado se consume en el estado de San Pablo (75. 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. Considerando el año 2001. hace que estos países se encuentran en buenas condiciones para abastecer de gas a estos mercados.329 millones de BTU Asimismo. lo que implicará un aumento de unos 10. En el caso Argentino con la fuerte depreciación de la moneda local frente al dólar a partir de principios de 2002. 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 77.47 2. En este contexto.00 Fuente: ANP (Brasil) y Secretaría de Energía (Argentina).14 1.2002 Bolivia .6 37.2001 Arg . Caruso.29 92. el crecimiento de la demanda doméstica implica en principio un potencial aumento de las importaciones provenientes tanto de Bolivia como de Argentina. mientras que la participación de la termoelectricidad pasaría de 20. Con este panorama.33. como Porto Alegre. Préstamo BID 925/OC-AR. Precios medios de referencia del gas natural por jurisdicción: Año 2001.3 por mil m3 y en las cuencas argentinas del noroeste y neuquina u$s 44.Noroeste . Sector gas natural y derivados. por ahora carecen de reservas o infraestructura suficientes como para plantear un aporte importante de volúmenes de gas para la exportación a Brasil en forma inmediata. Dada la disponibilidad de importantes reservas gasíferas y la productividad de los pozos perforados Bolivia y Argentina cuentan con precios del gas natural en boca de pozo sensiblemente inferiores a los registrados en Brasil.6%.8 19.08 2. Otro uso del gas natural que tendría un importante dinamismo en los próximos años es el del gas natural comprimido destinado a la utilización como combustible vehicular.40 77.88 2.2% a 21. la situación de cercanía geográfica de Bolivia y Argentina respecto de los grandes centros de consumo de Brasil ubicados en el Sur y en el Sudeste. San Pablo y Río de Janeiro.23 80. la producción de gas y la N. De esta forma.Neuquina .16 2.53 74. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.400 MW en la capacidad de generación termoeléctrica con el consiguiente impacto en la demanda de gas natural.6.8 por mil m3. 87 . el precio del gas natural cayó por de debajo de los u$s 20 por mil m3.2001 Arg .18 1.EG.02 2.29 U$S/millones BTU (1) 2.Además las centrales hidroeléctricas tienen períodos más largos de construcción y requieren mayores niveles de inversión en comparación a las centrales térmicas de ciclo combinado.3 1.44 0.18 81.8 16. Se espera para los próximos años un proceso de sustitución de gas oil por GNC en las flotas de ómnibus en los grandes centros de población.13 1.53 1.2001 U$S/mil m³ U$S/millones BTU (1) 44. como Perú. Considerando que el 40% del gas natural consumido en Brasil proviene de las importaciones. que aparece como una alternativa más económica con relación a otros combustibles. Ministerio de Economía de la Nación.47 Precios en Argentina y Bolivia Arg .99 2. los países ubicados en la costa del Pacífico. En tanto. lo que significaría un aumento de la demanda de gas natural de los 36 millones de m3 diarios actuales hasta 120 millones m3 diarios en 2010.Noroeste . Pre II.98 2.8% en el mismo lapso.75 70.18 2. frente a un promedio cercano a u$s 80 cada mil m3 en Brasil.45 0. Estudio 1. en Bolivia el precio en boca de pozo alcanzaba los u$s 37.76 92. el gobierno brasileño espera que la participación del gas natural en la matriz energética pase de 5/6% en la actualidad hasta alcanzar el 10/12% hacia 2010.79 82.1 y u$s 53. (1) Factor de conversión: mil m³ = 37.22 1. las posibilidades de incrementar las exportaciones de gas argentino con destino a Brasil dependerán de la evolución de la demanda brasileña.97 75.79 73.2002 Arg . Estados Brasil Amazonas Ceará Rio Grande do Norte Alagoas Sergipe Bahia Espírito Santo Rio de Janeiro São Paulo Paraná Santa Catarina U$S/mil m³ 79.1 53.Neuquina .30 79. Ecuador y Colombia.1% en la actualidad hasta 73. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Suponiendo que se verifican las estimaciones del crecimiento de la demanda de gas natural (consumos residenciales. Este incremento alcanzaría a cubrir la capacidad ociosa actual del gasoducto Bolivia-Brasil (18. 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. Sí en cambio se puede pensar en abastecer a Asunción y otras regiones de Brasil N. Pre II. De esta forma quedaría un resto de 4. lo que representa un incremento del consumo diario de gas de 84 millones de m3 entre 2002 y 2010. y en menor medida en los estados de San Pablo y Espíritu Santo. Ministerio de Economía de la Nación.8 millones de m3 diarios por esta vía). la ANP ya tiene autorizada la extensión del gasoducto Cruz del Sur que llega a Montevideo hasta Porto Alegre. la evolución del abastecimiento desde Bolivia. Estudio 1. 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. a solicitud de la Secretaría de Política Económica. industriales y de las usinas eléctricas) realizadas por el gobierno brasileño.33. 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. A nuestro entender. Si se mantiene la participación de las importaciones provenientes de Bolivia y Argentina dentro de la oferta interna (40%). 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). lo que puede amenazar en alguna medida las posibilidades de desarrollo del mercado brasileño para Argentina y Bolivia. Sector gas natural y derivados. 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). 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).380 millones de m3 anuales en 2010.8 millones de m3 diarios a ser abastecidos por ambos países en nuevos gasoductos. las mismas registrarían un aumento de 34 millones de m3 diarios en ese lapso. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As. Y en este sentido. el precio del gas boliviano y del costo del transporte del gas argentino hacia los centros de consumo brasileños. Esto elevaría el volumen de exportaciones argentinas a Brasil a 4.6. 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. 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. de acuerdo a la relación de consumo del Sur y del Sudeste de Brasil. 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. principalmente en la región del Sudeste. Tampoco lo justifica si es que se pretende alimentar a zonas de Uruguay. En consecuencia. Sin embargo y pese a estar estos proyectos en ejecución. de los cuales podría considerarse. Préstamo BID 925/OC-AR.6 millones de m3 diarios).730 millones de m3 en 2010. 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. En este contexto. comerciales. Caruso. 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.política interna de precios para el gas natural establecida en Brasil. virando hacia el norte hasta alcanzar Brasilia pero también contemplando la posibilidad de abastecer a Uruguay. en la plataforma continental en el estado de Río de Janeiro. las posibilidades de incremento de las exportaciones argentinas a Brasil se concentrarían en el abastecimiento de la región del Sur hasta Porto Alegre. además de la construcción ya en marcha del trecho II del gasoducto Uruguayana-Porto Alegre. la demanda de gas crecería un 16% anual hasta el 2010 (tasa de crecimiento por debajo del 22% promedio de los años 1999-2002).EG. 88 . Sector gas natural y derivados. pero para ello no haría falta un nuevo gasoducto troncal sino que se podría pensar en un lateral del BTB. 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. Por lo tanto y al menos hasta el 2010. Ministerio de Economía de la Nación. Pre II.6. N. Caruso. Estudio 1. Préstamo BID 925/OC-AR.33. a solicitud de la Secretaría de Política Económica.situadas en las inmediaciones de San Pablo y al norte del mismo. 89 .EG. Coordinación del Estudio: Oficina de la CEPAL-ONU en Bs As.