UNASUR: radiografía del sector de hidrocarburos

Autor/es: Ignacio Sabbatella

Sección: Estudios de Economía Política y Sistema Mundial

Edición: 22

Español:

Uno de los ejes centrales de la Unión de Naciones Suramericanas (UNASUR) es la integración regional en materia energética. Si se toma a sus doce países miembro como una unidad, el balance energético indica que se trata de un bloque autosuficiente y que, incluso, cuenta con saldos exportables. Sin embargo, aquí se pone en duda la existencia de una situación de autosuficiencia en materia de petróleo y gas, específicamente.
Por lo tanto, el objetivo general de este trabajo es examinar las principales variables de la actividad petrolera y gasífera de la región, desagregadas por país: reservas probadas y recursos no convencionales, extracción, producción de combustibles, infraestructura comercial, exportación e importación. A tal fin, los datos fueron recabados de agencias internacionales: la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), la Administración de Información de Energía del Departamento de Energía de Estados Unidos (U.S. EIA) y la Agencia Internacional de Energía (IEA).
Como resultado, se halló la existencia de un pequeño déficit en el comercio total del bloque en relación al gas natural y a los derivados del crudo. Esto se debe a la falta de inversión en materia de explotación y refinación, además de la infraestructura necesaria para incrementar el intercambio intrarregional. Bajo estas condiciones, EEUU aparece como el principal actor del comercio extrarregional del bloque, dada la capacidad de sus refinerías para procesar crudos pesados. De modo que se establece un intercambio energético con el mercado estadounidense, en el cual priman exportaciones de crudo e importaciones de combustibles.


1) Introducción

La Unión de Naciones Suramericanas (UNASUR) estableció su tratado constitutivo en mayo de 2008, pero sus orígenes se remontan a la creación de la Comunidad Sudamericana de Naciones en Cusco (Perú) en 2004. Es una organización internacional creada como impulso a la integración regional en materia de energía, educación, salud, ambiente, infraestructura, seguridad y democracia. Sus doce estados miembros son: la República Argentina, el Estado Plurinacional de Bolivia, la República Federativa del Brasil, la República de Colombia, la República de Chile, la República del Ecuador, la República Cooperativa de Guyana, la República del Paraguay, la República del Perú, la República de Surinam, la República Oriental del Uruguay y la República Bolivariana de Venezuela.

UNASUR coloca en un segundo plano la cuestión comercial y de infraestructura para convertirse en un acuerdo cuyas metas centrales son la cooperación y el diálogo político y la integración social y productiva. En particular, la integración energética se constituye como uno de los ejes centrales de su actividad (UNASUR-OLADE, 2012: 5).

La Declaración de Margarita de abril de 2007 creó el Consejo Energético de Suramérica (CES), integrado por los Ministros de Energía de cada país, para que “presenten una propuesta de lineamientos de la Estrategia Energética Suramericana, del Plan de Acción y del Tratado Energético de Suramérica”. Dichas tareas quedaron a cargo del “Grupo de Expertos en Energía”, dependiente del CES. Finalmente, los Lineamientos de Estrategia Energética Suramericana, el Plan de Acción y la Estructura del Tratado Energético Suramericano fueron aprobados en la Reunión Presidencial Extraordinaria celebrada el 4 de mayo de 2010, que encomendó a los Ministros de Energía a avanzar en el desarrollo del contenido del Tratado.

Los Lineamientos son una macro guía de política para lograr la integración energética suramericana y se constituyen en la base para la elaboración del Plan de Acción y el Tratado Energético SuramericaN° El primer lineamiento es promover la seguridad del abastecimiento energético de la región. Otros lineamientos son la promoción del intercambio energético regional, el fortalecimiento de la infraestructura, mecanismos de complementariedad entre empresas estatales, el intercambio y transferencia de tecnología, formación de recursos humanos, el consumo racional y sostenible, la industrialización del sector, la armonización de los aspectos regulatorios y comerciales, la planificación nacional incorporando el componente de la integración, la eficiencia energética, las energías renovables, la asociación entre el sector público y el privado, la creación de empresas grannacionales, entre otros puntos.

La desigual distribución de los recursos en la región determina que, en términos netos, la mitad de los países miembros sean importadores (Brasil, Chile, Argentina, Uruguay, Surinam y Guyana, de mayor a menor) y la otra mitad sean exportadores (Venezuela, Colombia, Ecuador, Bolivia, Paraguay y Perú, de mayor a menor), pero si se toma a los doce países de la UNASUR como una unidad a partir de las políticas de integración, el balance energético indica que se trata de un bloque autosuficiente y que inclusive cuenta con saldos exportables (UNASUR-OLADE, 2012 y Consejo Asesor, 2012). En la tabla Nº 1 se observan las importaciones netas por país, cuya suma total arroja un saldo exportable de 184,62 millones de toneladas equivalentes de petróleo (MTEP) en el año 20111.

Tabla Nº 1: Importaciones netas de energía de 10 países de UNASUR, año 2011 (en MTEP)

Tabla 1

Fuente: elaboración propia en base a IEA (2013: 48-57)

Pese al potencial energético del bloque, aún queda mucho por hacer en materia financiera, regulatoria y de infraestructura para incrementar el intercambio intrarregional. En este artículo abordaremos únicamente la actividad hidrocarburífera con el fin de realizar una primera radiografía del sector. Precisamente, la matriz energética regional es predominantemente petrolera, en primer lugar, y gasífera, en segundo térmiN° El petróleo y el gas cubren en forma conjunta el 65% de las necesidades energéticas primarias de la región, muy por encima del 53,7% de la matriz mundial. A su vez, el bloque cuenta con una mayor participación de los biocombustibles y de la energía hidroeléctrica respecto del promedio internacional, y una menor participación del carbón y de la nuclear.

Gráfico 1: Matriz energética primaria mundial (izq) y matriz energética primaria UNASUR (der), año 2010

Grafico 1

Fuente: OLADE, Sistema de Información Económica Energética 2011

En definitiva, el objetivo general de este trabajo es examinar las principales variables de la actividad petrolera y gasífera de la región, desagregadas por país: reservas probadas y recursos no convencionales, extracción, producción de combustibles, infraestructura comercial, exportación e importación. Específicamente nos proponemos indagar la existencia o no de una situación de autosuficiencia del bloque en materia de petróleo y gas bajo las condiciones actuales.

A tal fin, los datos fueron recabados de agencias internacionales: la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), la Administración de Información de Energía del Departamento de Energía de Estados Unidos (U.S. EIA) y la Agencia Internacional de Energía (IEA).

2) Reservas

Sin dudas, Venezuela es la potencia hidrocarburífera de la región: cuenta con las reservas probadas de petróleo más grandes del mundo (297.571 millones de barriles) que representan el 91,7% de las reservas totales del bloque2. También cuenta con las mayores reservas probadas de gas natural con 195,22 billones de pies cúbicos (bpc), ocupando el octavo lugar a nivel mundial –detrás de Rusia, Irán, Qatar, Turkmenistán, EEUU, Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos–, explicando el 77,1% de las reservas totales del bloque.

Igualmente, se destacan también las reservas de crudo de Brasil (15.051 millones de barriles)3 y de Ecuador (6.186,91 millones de barriles), país que al igual que Venezuela forma parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Más atrás se ubican casi en el mismo escalón Argentina (2.478 millones de barriles) y Colombia (2.259 millones de barriles).

Aunque muy lejos de las reservas venezolanas, son significativas las existencias de gas de Brasil (16,22 bpc), Perú (12,70 bpc), Argentina (11,74 bpc), Bolivia (9,36 bpc) y Colombia (6,63 bpc), en ese orden, que en conjunto explican el 22,4% de las reservas de UNASUR. Guyana, Paraguay y Uruguay no tienen reservas probadas de petróleo ni de gas.

En suma, las reservas de petróleo del bloque (324.419 millones de barriles) equivalen al 19,6% de las reservas a nivel mundial y las de gas (253,35 bcp) al 3,4% (ver Tabla Nº 2).

Tabla Nº 2: Reservas probadas de petróleo y gas, países de la UNASUR, año 2011

Tabla 2

Fuente: Elaboración propia en base a OLADE-SIEE (2011)

Recientemente ha surgido tanto el interés público como privado, debido al potencial no convencional de la región al compás del suceso que ha tenido la explotación de este tipo de recursos en EEUU. Los hidrocarburos de reservorios no convencionales se diferencian de los convencionales, ya que los intersticios donde se aloja el fluido son menores en tamaño y están menos interconectados entre sí. Por lo tanto, se trata de reservorios que tienen baja porosidad y permeabilidad y donde la roca generadora y el reservorio están muy cercanos y suelen ser los mismos.

Los reservorios de este tipo más conocidos son los tight oil y tight gas (tight: literalmente, “apretado”). Se trata de areniscas de baja permeabilidad y porosidad) y shale oil y shale gas (encerrado en lutitas o esquistos; es la roca madre, de menor permeabilidad y porosidad aún). Otros son el metano en lechos de carbón (coal bed methane), los hidratos de metano y las arenas bituminosas. También se incluyen dentro de los hidrocarburos no convencionales, las acumulaciones de petróleo extrapesado o heavy oil que, debido a su alta viscosidad y densidad, no fluye en condiciones normales de reservorio.

El aspecto no convencional de su explotación es justamente el requerimiento adicional de otras tecnologías y técnicas que, combinadas, hacen posible la perforación y terminación de un pozo productivo4.

Un informe de la Administración de Información de Energía del Departamento de Energía de Estados Unidos (U.S. EIA) publicado en junio de 2013, recoge un relevamiento realizado en 41 países, además de EEUU, sobre 95 cuencas y 137 formaciones. En el mismo se calculan 345 mil millones de barriles de recursos técnicamente recuperables de shale oil, y 7.299 bpc de recursos técnicamente recuperables de shale gas5. Cabe aclarar que los recursos “técnicamente recuperables” no son reservas probadas, ya que no se tienen en cuenta las consideraciones comerciales (Barreiro y Masarik, 2011: 14).

El informe destaca particularmente la posición de Argentina entre los países relevados: segundo, detrás de China, en recursos de shale gas con 802 bpc y cuarto, detrás de Rusia, EEUU y China, en recursos de shale oil con 27 mil millones de barriles. En ese sentido, la formación Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina es, fuera de la frontera estadounidense, uno de los lugares con mayor desarrollo de la explotación no convencional del mundo en la actualidad.

También se estiman importantes recursos en Venezuela (167 bpc de shale gas y 13.400 millones de barriles de shale oil) pero, dado el inmenso remanente convencional de su subsuelo, este potencial no ha despertado interés público y por el contrario, su presidente, Nicolás Maduro, se ha pronunciado negativamente respecto a la técnica del fracking6. En cuanto a recursos de shale gas son importantes las estimaciones para Brasil con 245 bpc, y en cuanto a recursos de shale oil, las de Colombia (6.800 millones de barriles), Brasil (5.300), Paraguay (3.700) y Chile (2.300). El bloque UNASUR suma en conjunto recursos estimados de shale gas de 1.430 bpc, lo que representa casi el 20% de los recursos estimados mundialmente, y de shale oil 59.700 millones de barriles, un 17,3% de los recursos globales (ver Tabla Nº 3). El impacto de estas cifras es más visible en el caso del gas: los recursos estimados de shale más que quintuplican las reservas probadas del bloque.

Tabla Nº 3: Recursos técnicamente recuperables de shale gas y shale oil

Tabla 3

Fuente: elaboración propia en base a US EIA (2013: 6-9)

Asimismo, en Colombia se puso el foco en otro tipo de recursos no convencionales. En 2008 un estudio de la consultora Arthur Little, contratada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) estimó 7,5 bpc de reservas recuperables de metano en vetas de carbón y 40 a 60 mil millones de barriles de petróleo recuperable en arenas asfálticas (citado en Roa Avendaño, 2014: 17).

3) Petroleras estatales

Todos los países miembros de UNASUR, a excepción de Guyana, poseen una empresa petrolera de bandera que predomina en sus respectivos mercados locales. De las once petroleras, ocho son controladas totalmente por el Estado: YPFB (Bolivia), ENAP (Chile), EP Petroecuador (Ecuador), Petropar (Paraguay), Petroperú (Perú), Staatsolie (Surinam), ANCAP (Uruguay) y PDVSA (Venezuela). En el caso de la colombiana Ecopetrol, el Estado retiene el 90% del capital de la empresa y el restante 10% cotiza en bolsa. En cuanto a la empresa argentina YPF, privatizada durante la década del noventa, el Estado recuperó su manejo mediante la expropiación del 51% de las acciones que pertenecían a la española Repsol en el año 2012, mientras que el resto del paquete accionario permanece en manos de accionistas privados7. La brasileña Petrobras es una empresa mixta, cuyo capital social al 31/12/2014 está en manos predominantemente privadas (54% contra el 46% bajo control estatal). El sector privado retiene un alto porcentaje de acciones preferenciales (73,1%) que no otorgan derecho a voto, mientras que el Estado posee el 60,4% de las acciones ordinarias, las cuales sí atribuyen derecho a voto8. Es decir que esta distribución permite al Estado mantener el control político de la empresa pero el capital privado –y dentro de éste, el extranjero predominantemente– se apropia la mayor parte de los beneficios generados por la petrolera (Barrera e Inchauspe, 2012: 52).

Cabe aclarar que la paraguaya Petropar y la peruana Petroperú se dedican solamente a la actividad de refinación, transporte y distribución de combustibles. En cuanto al resto, se desenvuelven en todos los eslabones de la actividad, incluyendo la exploración y explotación de petróleo y gas (ver Tabla Nº 4).

Tabla Nº 4: Empresas petroleras de bandera, países de la UNASUR

Tabla 4

Fuente: elaboración propia en base a datos de los sitios web oficiales de cada empresa.

A priori, el alto predominio de las petroleras controladas por el Estado en el mercado de cada país favorece el establecimiento de acuerdos de cooperación y de inversión conjunta en cada uno de los eslabones de la actividad hidrocarburífera. En un próximo trabajo analizaremos particularmente los números de cada empresa y los compromisos asumidos en forma bilateral o multilateral entre ellas.

4) Extracción y refinación

La lista de extracción de crudo la encabeza Venezuela con 2,3 millones de barriles por día (b/d) según la base de datos de la US EIA. Sin embargo, otras organizaciones como la OPEP (2014: 29) contabilizan 2,88 millones b/d en el año 2011. La diferencia se debe a la utilización de distintas metodologías de medición del petróleo extra pesado producido en la Faja del Orinoco por parte de cada agencia u organización9. De cualquier modo, la relación reservas/producción (r/p) es muy alta: 354 años calculados a partir de los datos de la US EIA.

En el segundo lugar se ubica Brasil con 2,1 millones b/d, muy cerca de la producción venezolana pero con un horizonte de vida de reservas notablemente inferior, con poco más de 19 años. Tercero se coloca Colombia con 914 mil b/d y una acotada relación r/p de sólo 6,8 años. En cuarto lugar, Argentina con 581 mil b/d y una relación r/p de 11,7 años. Quinto, Ecuador con 499 mil b/d y una relación r/p de casi 34 años. Varios escalones abajo se encuentran Perú, Bolivia, Surinam y Chile (ver Tabla Nº 4).

En cuanto a gas natural, el principal productor es Argentina con 1,37 bcp/año aunque debe tenerse en cuenta la persistente caída tanto de reservas desde 2001 como de la extracción desde 2005 y que redundan en una relación r/p baja de 8,6 años. El segundo productor es Venezuela con 0,73 bcp/año, una marca escasa en relación a sus reservas. Esto se debe principalmente a que sólo el 10% de las reservas comprobadas de gas natural se encuentra en yacimientos de gas libre y el resto está asociado a petróleo, por lo que su disponibilidad también está asociada a la producción de crudo en dichos campos (Kozulj, 2008: 33). También ha incidido la falta de inversiones en exploración, explotación y transporte, sumado a que el gas disponible se usa principalmente para el mantenimiento de la presión en los reservorios de crudo (Cóndor, 2014: 19).

Bolivia y Brasil siguen en la lista de producción de gas, con 0,56 bcp y 0,52 bcp y una relación r/p de 16,8 años y 31,5 años, respectivamente. Luego Perú y Colombia, con 0,4 bcp y 0,39 bcp y una relación r/p de 31,7 años y 17,1 años, respectivamente. Por último, Chile y Ecuador cuentan con una producción marginal (ver Tabla Nº 5).

En el caso del crudo, la extracción total del bloque equivale al 8,8% del total mundial y en el caso del gas natural, equivale a sólo el 3,5%. La relación r/p de crudo es de 136 años, ubicándose muy por encima del promedio mundial (60,7 años), y la de gas es similar (alrededor de los 63 años).

Tabla Nº 5: Extracción de petróleo y gas y relación reservas/producción, países de la UNASUR, año 2011

Tabla 5

Fuente: elaboración propia en base a datos de UNASUR-OLADE (2012) y US EIA

Actualmente, la capacidad instalada de refinación total de UNASUR es de de 5,1 millones de b/d, apenas el 5,9% de la capacidad global. Brasil lidera indiscutiblemente la lista con una capacidad de 2,2 millones de b/d, seguido por Venezuela con 1,3 millones b/d. Entre ambos países albergan el 68% de la capacidad instalada del bloque en conjunto. El Centro de Refinación Paraguana localizado en el Estado Falcón, Venezuela, es considerado uno de los más grandes del mundo, ya que tiene una capacidad nominal de 955 mil b/d, conformado por las refinerías Amuay (645 mil b/d) y Cardón (310 mil b/d). Adicionalmente, se encuentra integrada la Refinería Bajo Grande, en el estado Zulia, con una capacidad de 16 mil b/d, destinada a la producción de asfalto.

Asimismo, se debe tener en cuenta que PDVSA opera refinerías en otras partes del mundo con una capacidad instalada total de 1,73 millones b/d adicionales: en EEUU 1,08 millones b/d, en el Caribe 384 mil b/d y en Europa 259 mil b/d.

En tercer lugar se encuentra Argentina con una capacidad de 631 mil b/d; cuarto Colombia con 300 mil b/d; quinto Chile con 237 mil b/d; sexto Perú con 197 mil b/d; séptimo Ecuador con 176 mil b/d; octavo Bolivia con 54 mil b/d; noveno Uruguay con 50 mil b/d; décimo Paraguay con 7,5 mil b/d; y undécimo Surinam con 7,3 mil b/d. Es decir que todos los países del bloque, a excepción de Guyana, cuentan con instalaciones para refinar combustibles (ver Tabla Nº 6). Al menos el 91% de la capacidad del bloque es propiedad de las petroleras bajo control estatal y el resto es propiedad de empresas privadas. Este dato podría dar cuenta del escaso interés del sector privado por invertir en la industrialización del crudo sudamericaN°

Tabla Nº 6: Capacidad instalada de refinación y principales refinerías, países de la UNASUR (actualizado a 2014)

Tabla 6

Fuente: elaboración propia en base a datos extraídos de De Dicco (20114) y de los sitios web de cada empresa y de la Agencia Nacional de Petróleo de Brasil

La extracción de crudo supera ampliamente la capacidad de refinación dentro del bloque: 6,5 millones contra 5,1 millones de barriles diarios, es decir que está en condiciones de procesar sólo el 78% de su materia prima. Según la clasificación internacional, la producción petrolera venezolana, colombiana y ecuatoriana es de crudo pesado agrio, mientras que el brasileño es crudo pesado medio agrio (Altomonte, 2013: 46). Estos tipos de crudos requieren un tratamiento en refinerías especiales, por lo que no todos los países miembros del bloque están en condiciones de adquirirlos. En consecuencia, buena parte de los excedentes son vendidos a países extrarregionales, como veremos en el sexto apartado.

5) Interconexión gasífera

Existen catorce gasoductos que interconectan a países miembros de la UNASUR. Diez de ellos conectan a la Argentina con sus países vecinos: siete con Chile (32,8 millones de m3 por día de capacidad total), dos con Uruguay (7 millones de m3/d) y uno con Brasil (2,8 millones de m3/d). Todos ellos fueron proyectados, diseñados y construidos durante la década de los noventa a partir de acuerdos de integración que firmaron los respectivos gobiernos en forma bilateral con el fin de facilitar la iniciativa privada. Tras la privatización de YPF y de Gas del Estado, además de la implementación de un marco regulatorio liberal, las petroleras privadas desplegaron una estrategia de rápida monetización de las reservas de gas a través de la generación de saldos exportables dirigidos al mercado del Cono Sur, especialmente el chileno (Sabbatella, 2014). Los diez gasoductos fueron inaugurados entre 1997 y 2002, pero el aumento de la demanda interna acompañado de una caída de la oferta a partir de 2005 redujo los saldos exportables hasta convertir el volumen exportado en insignificante10.

Con anterioridad al desarrollo de los gasoductos de exportación, Argentina y Bolivia habían inaugurado el primer gasoducto transfronterizo de la región en 1972. La importación de gas boliviano se extendió hasta 1999 pero el faltante interno obligó a Argentina a reanudar las importaciones en 2004, cuyo incremento condujo a ampliar la capacidad de transporte con el emplazamiento del gasoducto Juana Azurduy en 2011 (27 millones de m3/d).

Bolivia también exporta sus excedentes de gas a Brasil a través de dos gasoductos inaugurados en 1999 y en 2002, aunque los primeros acuerdos de interconexión se remontan a la década del setenta. El Gasbol, que conecta los yacimientos de Santa Cruz de la Sierra con el mercado de San Pablo, es el de mayor capacidad de Sudamérica con 30 millones de m3/d. Con una capacidad menor (4 millones de m3/d), Gas Oriente Boliviano une las localidades de San José de Chiquitos y San Matías.

En fecha más reciente, Colombia y Venezuela se han interconectado a través del gasoducto Transcaribeño (Antonio Ricaurte), uniendo Campo Ballena en territorio colombiano con las plantas eléctricas Rafael Urdaneta y Ramón Laguna, en el estado Zulia. Construido y operado por PDVSA, fue inaugurado en 2007 y tiene una capacidad de 4,2 millones de m3/d. La duración del contrato es de 20 años, estando previsto que Colombia le vendiera su gas a Venezuela durante los primeros 4 años para cubrir sus faltantes en la región occidental y al término de ese plazo se revirtiera el suministro de Venezuela a Colombia a partir del desarrollo de algunos proyectos de explotación de gas. Sin embargo, el atraso de las inversiones en territorio venezolano no permitió cumplir el contrato por lo cual se renegociaron las condiciones en 2011 y aún no se ha revertido el suministro.

Pese a la existencia de estos gasoductos transfronterizos y de otros proyectados, la tendencia en años recientes ha sido la instalación de plantas de gas natural licuado (GNL) en detrimento de la interconexión vía gasoducto11. Desde 2008 a la fecha se han habilitado siete facilidades de regasificación en los principales países importadores con una capacidad total de 80 millones de m3/día. Dada la creciente demanda interna que no podía ser satisfecha con la oferta local y con las dificultades por parte de Bolivia para cumplir las metas de exportación, Argentina instaló dos barcos regasificadores entre 2008 y 2011 –uno en Bahía Blanca y otro en Escobar, provincia de Buenos Aires– con capacidad total de 29,5 millones de m3/d. Algo similar sucedió en Brasil respecto al gas boliviano, por lo que ha optado también por dos barcos regasificadores –uno en Pecem (Ceara) y otro en Bahía Guanabara (Río de Janeiro)– con capacidad total de 21 millones de m3/d. Además, sumó la flamante terminal de regasificación TRB en el Estado de Bahía con capacidad de 14 millones de m3/d. Por último, en Chile se construyeron entre 2009 y 2010 dos terminales de regasificación para suplir la importación de gas argentino: la de Quintero (Valparaíso) con capacidad de 10 millones de m3/d y la de Mejillones (Antofagasta) con capacidad de 5,5 millones de m3/d.

En contraposición, Perú puso en marcha la terminal de licuefacción de Melchorita (Lima), con una capacidad de 17 millones de m3/día, para exportar los excedentes provenientes del yacimiento de Camisea (ver Tabla Nº 7).

Con el fin de explotar sus extensas reservas de gas natural, Venezuela tenía previsto la apertura de una planta de licuefacción dentro del Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA) a fines de 2010, con una capacidad de 17 millones de m3/día. Pero el proyecto fue suspendido en 2011 dado que la división PDVSA Gas estimó que no era rentable en relación a los precios del gas vigentes en aquel entonces12.

Se puede apreciar que existe una amplia diferencia de la capacidad de importación respecto a la de exportación de GNL dentro del bloque –80 millones contra 17 millones de m3/d– por lo que el GNL proviene de países fuera de la región (Trinidad y Tobago, Nigeria, Egipto, Qatar, entre otros) y la perspectiva es un incremento del comercio extrarregional. Aún más si se tiene en cuenta que los principales consumidores del GNL peruano también son países extrarregionales: España, Japón, Corea del Sur y México.

Tabla Nº 7: Infraestructura de comercialización de gas natural, países de UNASUR

Tabla 7

Fuente: elaboración propia

Algunos especialistas evalúan negativamente la expansión del comercio de GNL en relación a la integración regional. Para Roberto Kozulj, estos proyectos no se hallan en el marco de una integración sino de una estrategia global de seguridad de abastecimiento. La crisis del modelo de integración bilateral, como son los casos Argentina-Chile y Bolivia-Brasil, ha conducido a visualizar al GNL como una opción de suministro para continuar desarrollando mercados de gas (Kozulj, 2008: 49). En la misma línea, Hugo Altomonte afirma que el abastecimiento tradicional a través de gasoductos no fue suficiente para garantizar la seguridad energética, por lo que se recurrió al transporte marítimo, contribuyendo a un aumento del comercio mundial pero favoreciendo en algunos casos la “desintegración energética” (Altomonte, 2013: 50).

6) Importaciones y exportaciones

El comercio exterior del sector hidrocarburífero arroja datos peculiares. Si en la introducción se presentaba el intercambio total de energía como superavitario, no ocurre lo mismo en los casos particulares del gas natural y de los combustibles.

Según datos de la US EIA, el consumo de gas natural del bloque es superior a la producción interna total (4.124 vs. 4.027 miles de millones de pies cúbicos/año) por lo que existe un déficit comercial.

Por una parte, Bolivia y Perú son los principales exportadores de gas natural, con 470 y 199 MMMpc/a respectivamente, el primero mediante gasoductos al interior del bloque y el segundo por vía marítima fuera del mismo. El tercer y último exportador es Colombia que, como se ha mencionado, vende temporariamente gas a Venezuela.

Por otra parte, son cinco los importadores de gas natural. Argentina como primer consumidor del bloque es el segundo mayor importador (267 MMMpc/a), mientras que Brasil es el segundo consumidor y el primer importador (370 MMMpc/a). En tercer lugar, se ubica Chile con la importación de 140 MMMpc/a y luego Venezuela y Uruguay con cantidades menores.

El resultado es que la suma total de la importación de gas natural de cada país (843 MMMpc/a) excede en 92 MMMpc/a la suma total de las exportaciones (751 MMMpc/a), por lo que ese pequeño volumen debe ser cubierto inevitablemente por fluido proveniente de países extrarregionales (ver Tabla Nº 8).

Tabla Nº 8: Balance de gas natural (miles de millones de pies cúbicos/año), países de la UNASUR, año 2011

Tabla 8

Fuente: elaboración propia en base a datos de la US EIA

En cuanto al intercambio de petróleo y derivados, el bloque exporta casi la mitad de su producción diaria de crudo, encabezado ampliamente por Venezuela y seguido por Brasil, Colombia, Ecuador, Argentina, Perú y Surinam. Al mismo tiempo se exporta aproximadamente el 20% de la producción de combustibles, con un listado similar al anterior, aunque con una menor participación de Ecuador. Datos del año 2010 indican que la exportación total de crudo del bloque fue de 3,2 millones de b/d (el 7,5% del volumen comercializado globalmente) mientras que la de combustibles fue de casi 960 mil b/d (el 3,9% del volumen comercializado globalmente), lo que daría cuenta de un perfil exportador preponderantemente primario. Sin embargo, conviene matizar el dato teniendo en cuenta que buena parte del crudo venezolano exportado tiene como destino las refinerías que PDVSA posee en otras partes del mundo. Este resultado deberá ajustarse con más detalle en el futuro.

La importación de crudo en 2010 fue de 631 mil b/d y los principales importadores fueron Brasil, Chile, Perú y Uruguay. El volumen de combustibles importado fue superior, con 982 mil b/d, siendo Brasil el primer comprador con poco menos de la mitad y luego –en orden decreciente– Chile, Ecuador, Argentina, Colombia, Perú, Paraguay, Venezuela, Uruguay, Bolivia, Guyana y Surinam (ver Tabla Nº 8). En el rubro importación predomina un perfil industrial y existe un déficit comercial precisamente de los subproductos del petróleo de 22 mil barriles diarios. Esto podría obedecer a la insuficiente capacidad técnica para refinar el crudo pesado de los principales productores. Altomonte asegura que buena parte de los planes de inversión para los próximos años están enfocados en la ampliación y actualización de refinerías para el tratamiento y la mejora de calidad de este tipo de crudos en territorio nacional. Si bien exigiría un elevado nivel de inversión, permitiría disminuir la importación de derivados, en particular intermedios (Altomonte, 2013: 46).

Ante tales circunstancias, se puede explicar el peso que tiene EEUU en el comercio con el bloque dada la capacidad de sus refinerías para procesar ese tipo de crudo. Del análisis preliminar del comercio exterior de la región, surge que el 54,8% del crudo exportado y el 15,5% de los combustibles exportados tienen como destino ese país. Venezuela, Colombia, Brasil y Ecuador le venden entre el 70 y el 40% de su producción primaria. Mientras que el 41,8% de los combustibles importados en total por los países de la región proviene precisamente de allí (ver Tabla Nº 8). Brasil, Chile y Ecuador son los principales compradores.

De modo que el bloque mantiene con EEUU un intercambio energético en el cual priman las exportaciones primarias al mismo tiempo que las importaciones de productos industrializados. Una vez más, se debe relativizar este resultado con la capacidad instalada de refinación que PDVSA tiene en EEUU.

La UNASUR representa el 19% de las importaciones de crudo de EEUU, siendo Venezuela el quinto proveedor individual, detrás de Canadá, México, Arabia Saudita y Nigeria. A su vez el bloque representa el 5,8% de las importaciones de combustibles y el 17,8% de las exportaciones de derivados de EEUU (ver Tabla Nº 9).

Tabla Nº 9: Exportación e importación de crudo y combustibles, países de la UNASUR, en miles de barriles por día, año 201013

Tabla 9

Fuente: elaboración propia en base a datos de la US EIA

7) Consideraciones finales

El avance de investigación aquí expuesto puede ser visto como una foto reciente del sector de hidrocarburos de los países de la UNASUR. No se ha tenido en cuenta la evolución histórica de los indicadores utilizados y tampoco los proyectos de inversión en explotación e infraestructura previstos para los próximos años, salvo menciones aisladas. Esos elementos serán ampliados y profundizados en próximas publicaciones.

Recapitulando, hemos recabado información relevante para realizar una primera descripción del sector a nivel regional. Cuenta con importantes reservas probadas de petróleo y en menor medida de gas natural, pero las estimaciones de recursos de shale gas le otorga un atractivo potencial. Hay una fuerte presencia de las petroleras controladas por el Estado, cuya actividad se extiende a toda la cadena hidrocarburífera en casi todos los casos, que, en principio, puede facilitar acuerdos interempresarios e, incluso, intergubernamentales. El volumen de crudo extraído es mayor a la capacidad de refinación en las plantas existentes, las cuales no están en condiciones de procesar todo el crudo pesado de los mayores productores del bloque. La relación reservas/producción de ambos hidrocarburos es elevada gracias a las reservas de Venezuela, pero este país ha tenido dificultades para expandir la explotación de su gas natural. Esto, a su vez, ha complicado el cumplimiento del contrato de interconexión con Colombia y frenó el proyecto de licuefacción que permitiría abastecer a algunos miembros del bloque. Asimismo, los proyectos de importación de GNL se expanden en la misma medida que los acuerdos de comercio bilateral vía gasoducto –Argentina-Chile, Bolivia-Argentina y Bolivia-Brasil–, entraron en crisis o no han podido satisfacer los volúmenes requeridos por el comprador. En ese sentido, la seguridad de abastecimiento pareciera divorciarse de las promesas de integración energética, cuestión sobre la que habrá que profundizar a nivel cuantitativo y cualitativo.

Probablemente, el hallazgo más importante sea el de un pequeño, pero déficit al fin, en el comercio total del bloque en relación al gas natural y a los derivados del crudo, que plantea una perspectiva distinta a la señalada en la introducción, ya que en esos casos específicos no existe una situación de autosuficiencia. Esto revela una falta de inversión en materia de explotación y refinación, además de la infraestructura necesaria para incrementar el intercambio intrarregional. Bajo estas condiciones, se puede entender el peso que tiene el mercado estadounidense en el comercio exterior.

Por último, nos queda indicar que son numerosas las tareas pendientes para estudiar a fondo las perspectivas de integración energética en el marco de la UNASUR, las cuales van desde el análisis de los aspectos políticos y regulatorios, pasando por los acuerdos bilaterales y multilaterales en vigencia, hasta el relevamiento de las medidas adoptadas por el Consejo Energético de Suramérica.


Bibliografía

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Fuentes consultadas

 


Notas

1 El indicador de la Agencia Internacional de Energía (IEA) no tiene datos de Guyana y Surinam, por lo que no han sido incluidos en la tabla.
2 A mediados de 2005, el gobierno venezolano puso en marcha el Proyecto Orinoco Magna Reserva (POMR) con el objetivo de convertir a Venezuela en el primer país del mundo con la mayor cantidad de reservas de petróleo pesado, a través de la cuantificación y certificación de la reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO). La FPO está ubicada en el sur de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas; constituye un gigantesco reservorio que abarca un área geográfica de aproximadamente, 55.000 km2, contiene acumulaciones de petróleo pesado y extrapesado con una gravedad promedio de 8,6 °API. Entre 2006 y 2011, el POMR había incorporado un total de 220,50 mil millones de barriles de reservas probadas de petróleo, convirtiendo a Venezuela en el país con mayores reservas certificadas de petróleo en el mundo (PDVSA, 2011: 86).
3 No se tienen en cuenta los recursos off shore de Presal. Se trata de reservorios de crudo que se encuentran bajo gruesas capas de sal en la capa oceánica, depositados hace 150 millones de años. La extracción requiere de perforación marítima a más de 3000 metros a través de agua, roca y más de 1500 metros de sal. Se estima que ascenderían a 50.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, que de considerarse como reservas en el futuro casi triplicarían las actuales (Altomonte, 2013: 41).
4 En la explotación del shale suele practicarse una perforación horizontal de cientos de metros dentro del reservorio en combinación con la fractura hidráulica (fracking) consiste en la generación de fracturas múltiples en la roca mediante la inyección de agua gelificada a alta presión y el rellenado de estas grietas con arenas de gran permeabilidad, además de una pequeña proporción de aditivos químicos.
5 Teniendo en cuenta que al 1° de enero de 2013 había en el mundo 15.583 bpc de recursos recuperables de gas natural (incluyendo reservas probadas y recursos no probados), el estudio indica que los recursos de shale gas incrementarían los recursos técnicamente recuperables de gas en un 47% hasta 22.882 bpc, explicando el 32% del total (U.S. EIA, 2013: 4). En el caso del crudo los recursos recuperables a nivel mundial eran de 3.012 miles de millones de barriles (incluyendo también reservas probadas y recursos no probados), por lo cual el informe señala que los recursos de shale oil incrementarían los recursos técnicamente recuperables de petróleo en un 11% hasta 3.357 miles de millones de barriles y explicarían el 10% del total (U.S. EIA, 2013: 4).
7 Para más información, véase Sabbatella 2012.
8 Datos extraídos del sitio web de la empresa: http://www.investidorpetrobras.com.br/es/gobernacion/capital-social/ (Consultado el 5/2/2015).
9 La US EIA cuenta ese producto como crudo sintético mejorado, cuyo volumen es aproximadamente un 10% inferior al de la materia prima extrapesada original (US EIA, 2014: 3).
10 En un próximo artículo analizaremos con más detalle el auge y crisis del proceso de integración neoliberal que convirtió a Argentina en un exportador neto de gas natural.
11 El GNL es gas natural que ha sido enfriado hasta el punto que se condensa a líquido, lo cual ocurre a una temperatura de aproximadamente menos 161 °C y a presión atmosférica. La licuefacción reduce el volumen aproximadamente en 600 veces, lo que lo hace más económico para transportar entre continentes, en embarcaciones marítimas especiales. El enfriamiento del gas extraído en los yacimientos se realiza en una planta de licuefacción. La primera se construyó en Argelia en 1960 con tecnología desarrollada en los Estados Unidos. Luego el gas licuado es almacenado en grandes tanques para posteriormente ser cargado en barcos metaneros. En el mercado de destino se construye una terminal para la recepción de ese gas, con tanques de gran capacidad que permiten almacenar el fluido. Allí se regasifica y se acondiciona para ser inyectado en los gasoductos que lo llevarán a los centros de consumo. De manera que el GNL es una alternativa al transporte de gas natural por gasoductos y presenta ventajas económicas cuando se trata de mercados distantes. Los costos de capital y operativos del gasoducto crecen exponencialmente con su longitud, mientras que un sistema de GNL tiene una sola componente variable con la distancia: el transporte marítimo, tradicionalmente mucho más económico por metro cúbico transportado (López Anadón, 2012: 84-88).
12 Ver Diario El Universal, 29 de septiembre de 2011: http://www.eluniversal.com/economia/110929/venezuela-congelo-proyectos-d...
13 Las importaciones de combustibles deben ser cotejadas con otras fuentes y eventualmente corregidas, ya que el volumen de importación total de Colombia y Venezuela es inferior al de importación de origen estadounidense.

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