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