Como
ya había anticipado en mi nota “el Problema del Gas es el Precio”, la
producción Argentina de gas natural decrece mientras que la demanda se
incrementa. Importamos de Bolivia a través de gasoducto a un precio muy
superior al reconocido a los productores nacionales. Me pregunto entonces:
¿Cuán sustentable es para
Argentina la importación de GNL?
¿Cuántas plantas de regasificación de GNL
hay y cómo interactúan?¿Serán suficientes los incentivos que el Gobierno Nacional implementó a la producción local para limitar o disminuir las importaciones de GNL?
Historia del GNL
En 1917 el método de licuar el
gas natural fue probado originalmente pero recién en 1941 comenzaron los
experimentos criogénicos a escala en la ciudad de Cleveland y en 1954 se realizó
el primer experimento de transportar por barco desde Louisiana hacia Canvey
Island (Gran Bretaña), donde la primera terminal de regasificación fue
construida por British Gas.
El transporte a gran escala
comenzó en 1964 con la importación desde Argelia de GNL de parte de British Gas
con un contrato a 15 años de compra de 40 billion
cubic feet por año. Inmediatamente después, se hicieron contratos de
abastecimiento entre Argelia y Francia (1965) y entre Alaska y Japón (1966).
Proyectos de Gas Natural Licuado
Existen en el mundo alrededor de 80 plantas regasificadoras, las que reciben barcos criogénicos con cargas de GNL (-163º C, a presión atmosférica) y muchos menos casos donde esta vaporización se lleva mediante un barco regasificador puro y una estructura de almacenaje aparte, o, más recientemente, a partir de barcos que realizan la doble función de almacenar y regasificar GNL. Estos últimos son conocidos como FSRU por Floating Storage and Regasification Unit.
En América Latina se regasifica en un FSRU amarrado al puerto y se emplea un brazo de descarga de alta presión con conexión a un ducto para su posterior transporte a los puntos de entrega de la red de transporte.
En el emprendimiento de Mejillones, 65 Km al norte de Antofagasta - Chile, se emplea un buque de almacenaje amarrado al puerto y una nave nodriza lo alimenta (metanero) periódicamente, pero la regasificación se realiza en una planta en tierra.
Petrobras, por su parte, opera con buques regasificadores en Ceará y Bahía de Guanabara - Brasil. Allí un muelle separa el buque metanero del regasificador que está amarrado de forma permanente al muelle. Es decir, el buque regasifica y almacena.
Este tipo de diseño de infraestructura no se usó en Bahía Blanca debido a que la ría no permitía la realización de semejante obra en ese lugar.
Un FSRU como el empleado en Bahía Blanca es usualmente alquilado al Armador/Operador con contratos a largo plazo.
Abastecimiento de GNL en Argentina
ENARSA es el único importador autorizado de GNL, en la Argentina.
ENARSA licita la compra de GNL estableciendo que el precio de los cargamentos sea cotizado tomando como referencia el índice Henry Hub[1] y además la opción de cotizar un precio fijo.
Los grandes mercados consumidores (Europa, Japón, China) referencian los precios que pagan por el GNL al NBP[2] (Europa) o al JCC (casos de Japón, China) que se encuentran ligados a la cotización del crudo (Brent, básicamente).
Argentina solicita que la cotización de los cargamentos sea con referencia al precio en Henry Hub lo que hace que los oferentes coticen una prima por sobre la cotización internacional del GNL.
En los casos vistos hasta ahora en Bahía Blanca y Escobar la prima fue de aproximadamente 6 - 7 USD /MMBTU, respectivamente, para el 2011 incluido el flete.
La diferencia entre ambos tiene que ver con los costos logísticos de traslado del GNL al buque regasificador. Los metaneros que llegan a Escobar no pueden transportar más de 75.000 m3 obligando a alijar los buques que llegan hasta acá y con una capacidad de 135.000 m3.
Argentina contrata los buques de GNL con cláusula DES (Delivery Ex Ship). Esta cláusula incluye el precio FOB + fletes + seguros + HEEL +Boil Off Gas + fee. Estos costos son importantes. Por ejemplo, se calcula que una carga que sale de Trinidad y Tobago para arribar a Bahía Blanca demora 11 días, aproximadamente. El costo del flete (que se incluye en el precio DES que paga el comprador) puede tener un rango de 0,4 y 0,5 USD/MMBTU, según su procedencia.
Por razones exclusivamente de cercanía, nuestro país importa GNL principalmente de Trinidad y Tobago (87%) y luego de Qatar (13%).
Durante 2009 - 2010 Repsol y Gas Natural vendieron 64% – 70% del GNL importado por ENARSA. Repsol tiene el 23% de la producción de GNL de Trinidad y Tobago y por tanto vendió lo que producía en otro país. Los otros proveedores, Morgan Stanley y Excelerate, lo hicieron como traders puros. En 2011, Repsol y Gas Natural tuvieron una participación del 23% y 33% respectivamente, mientras que Morgan Stanley, de la mano del ex ministro Dromi, incrementó la suya al 35%.
El servicio de alquiler del buque y el de regasificación tienen cláusulas que estipulan que toda carga impositiva que pueda conllevar la operación según las normas del país importador recae sobre el comprador. En Argentina, los buques de regasificación de bandera belga, se encuentran exentos de impuestos por los costos que involucra su navegación.
Regasificación offshore en Bahía Blanca
La Regasificadora de ENARSA en Bahía Blanca está en la zona portuaria de Ingeniero White, Provincia de Buenos Aires. El FSRU se encuentra en el muelle de la Planta MEGA, en Puerto Galván. Se construyó bajo la modalidad “fast-track”, lo que implicó que las obras para su consecución se realizaran en menos de un año.
La profundidad de navegabilidad requerida es de 12,5 metros aproximadamente para buques que contienen 135.000 m3 de GNL. En la hidrovía de la zona de Bahía Blanca, los buques ingresan con la carga a plena capacidad.
La interconexión del barco con el sistema de transporte se realizó mediante la construcción de un 1 kilómetro de gasoducto, el cual conecta el brazo de descarga con el sistema de transporte de TGS. La interconexión atraviesa la planta MEGA y se extiende hasta el gasoducto de Profertil. Este gasoducto se acondicionó para una operación bidireccional.
El FSRU tenía inicialmente una capacidad de almacenaje de 135.000 m3; de la misma manera en sus inicios tenía una capacidad máxima de regasificación de 8 MMm3/día.
Posteriormente, se extendió a 10 MMm3/día y en abril de 2011 alcanzó los 12 MMm3/día. Las obras de ampliación de capacidad de transporte fueron solventadas por ENARSA.
Inversiones de Capital y Operación de la Regasificadora
Las obras necesarias para adaptar el muelle de MEGA a las necesidades de un FSRU con su brazo de descarga y la interconexión al sistema de transporte de TGS fue de USD 68 millones y su detalle es como sigue:
FSRU en Bahía Blanca
Equipos (brazo de descarga y
otros menores)
|
USD 16.000.000
|
Obras portuarias
|
USD
16.000.000
|
Gasoducto de interconexión
|
USD
17.000.000
|
Permisos, impuestos y otros
varios
|
USD
19.000.000
|
TOTAL
|
USD 68.000.000
|
Desde
la óptica de la Operación, ENARSA firmó un contrato con YPF para diseñar,
construir, operar y mantener un servicio de regasificación de GNL mediante un
FSRU. A su vez, YPF firmó tres tipos de contratos:
1) Con la norteamericana Excelerate, por el cual ésta alquila el FSRU de su propiedad y presta los servicios de regasificación
2) Con MEGA por el alquiler del muelle de su propiedad
3) Con los Contratistas por la construcción y adaptación del muelle existente para amarrar y operar un FSRU
Por los primeros dos contratos, ENARSA pagó aproximadamente USD 5,5 millones por mes.
El contrato tenía una vigencia de 5 años y fue prorrogado dos años más hasta 2014.
El pago de ENARSA a YPF se compone de un monto fijo, que cubre el costo de operatoria del puerto y de los servicios de regasificación, y de un cargo variable en función de los volúmenes regasificados. Las inversiones asociadas con este proyecto fueron solventadas por el Gobierno a través de ENARSA.
El gasoducto de interconexión desde el muelle hasta la red de TGS es propiedad de ENARSA.
Regasificación en Escobar
Se encuentra en la ribera del Río Paraná de las Palmas, en el kilómetro 75 aproximadamente y 50 km al Norte de la ciudad de Buenos Aires. Se hizo también como “fast track” y la regasificación es mediante un FSRU, al igual que en Bahía Blanca.
Por las características del área no hay espacio suficiente para amarrar un FSRU más el buque nodriza cuando se rellenan los tanques de almacenamiento y dejar espacio para el paso adecuado y seguro de un carguero de granos de gran porte.
Esta circunstancia motivó el tener que hacer el dragado de una dársena con forma de trapecio, con una base mayor de 900 metros de extensión y una base menor de 700 metros y con una profundidad de 14 metros al cero. Corriendo entonces la costa hacia adentro, se pudo construir un muelle y mantener una distancia de seguridad apropiada entre el amarre de los buques y el centro de la hidrovía (ver foto). Desde allí comienza el tendido de un gasoducto de vinculación con el gasoducto de TGN.
La terminal portuaria consta de cuatro estructuras de amarre, cuatro estructuras de atraque y una plataforma de trabajo conectada a tierra mediante un viaducto.
El gasoducto de interconexión es de 30¨ de diámetro con una longitud de 30 km, de los cuales aproximadamente 20 km se encuentran en zona anegadiza/pantanosa.
El FSRU tiene una capacidad de almacenaje de 150.900 m3 de GNL pudiendo inyectar gas natural hasta 17 MM m3/día en el pico.
Inversiones de Capital y Operación de la Regasificadora
De acuerdo con la información disponible a nosotros, el presupuesto inicial aprobado de inversiones fue de USD 153 millones (no obstante, otras fuentes indican que el costo real de la obra alcanzó USD 185MM) según el siguiente detalle:
Muelle USD 50 millones
Gasoducto USD 45 millones
Dragado USD 25 millones
Ingeniería, terreno, civil, etc. USD 33 millones
Para esta Regasificadora ENARSA e YPF conformaron una UTE donde participan cada uno con el 50%, con los siguientes objetivos:
· Diseñar, construir, operar y mantener las instalaciones para descargar GNL buque a buque bajo normativas nacionales, internacionales y de medio ambiente.
· Proveer, mantener y operar el servicio de recepción, almacenamiento y regasificación de GNL a orillas del Paraná de las Palmas, con buque con capacidad de descarga de hasta 17 MM m3/día.
· Instalar operar y mantener un gasoducto que vincule el muelle donde se instalará el regasificador y el gasoducto de TGN y ser el operador relacionado del punto de recepción.
Siguiendo la buena experiencia de Excelerate en Bahía Blanca, la UTE la contrató para hacer el diseño conceptual, la ingeniería básica y que construya el muelle donde se instalar el buque regasificador. El brazo de descarga que es el ítem de más largo proceso de fabricación estaba casi listo al firmar el contrato y por tanto se pudieron acortar mucho los tiempos de espera.
YPF y ENARSA acordaron que YPF se encargaría de la construcción, operación y mantenimiento de la Regasificadora, mientras que ENARSA llevaría a cabo la compra y venta de GNL.
ENARSA paga a la UTE el monto total del servicio de regasificación (Regas + alquiler del FSRU).
Por su parte, YPF cobra la mitad de este monto por su participación en la UTE.
La UTE abona a YPF/Excelerate aproximadamente USD 130.000 por día por alquiler (chartering) y USD 20.000 por día por el servicio de regasificación del barco.
ENARSA licitó para 2011 aproximadamente 20 cargas que representaron una inyección de gas de aproximadamente 8 a 9 MM m3/día en junio; de 9 a 10 MM m3/día en julio y agosto; y aproximadamente unos 6,4 MM m3/día hasta fin del año.
El costo de los cargamentos es superior en un 15%-20% a Bahía Blanca debido a la complejidad de operar en el río con GNL en una zona de alto tráfico además del alije. En particular, las embarcaciones dispuestas por la firma Gas Natural (uno de los ganadores de la licitación de ENARSA) no tienen necesidad de alije ya que los metaneros arriban con cargas de hasta 75.000 m3 de GNL. Los metaneros de Morgan Stanley (el otro ganador) sí deben realizar el doble trasvaso de la carga a buques más pequeños porque las cargas son completas. La diferencia entre ambos costos se origina entonces casi exclusivamente en el diferencial logístico que en Escobar es de 1,7 USD/MMBTU. En 2011 este diferencial significó un gasto adicional improductivo de USD 101,6 millones y se estima en 2012 en USD 152,5 millones.
El gas se destina principalmente a alimentar los ciclos combinados de generación de electricidad de Timbués y Campana.
La UTE se hace cargo de los costos de dragado debido a la permanente presencia de sedimento.
Importaciones de gas natural
Argentina ha importado GNL en forma creciente según se puede observar en el cuadro siguiente:
2008
|
2009
|
2010
|
2011(prov)
|
2012
(est)
|
||
Período
|
Junio-Sept.
|
Mayo-Dic.
|
Enero-Dic.
|
Enero-Dic.
|
Enero-Dic.
|
|
Barcos
Metaneros licitados
|
5
|
10
|
22
|
50
|
80
|
|
Días
de operación
|
104
|
128
|
267
|
330
|
330
|
|
Miles
m3 GNL
|
716
|
1.276
|
2.966
|
6.750
|
10.800
|
|
Gas
regasificado (millones m3)
|
436
|
780
|
1.814
|
4.050
|
6.480
|
|
MMm3/día
|
4,2
|
6,1
|
6,8
|
12,3
|
19,6
|
|
Costo
Promedio USD/MMBTU
|
16
|
7,5
|
7,5
|
11
|
15-17
|
|
Valor
de las importaciones de GNL (USD)
|
257.600.000
|
215.700.000
|
502.000.000
|
1.645.000.000
|
3.830.000.000
|
En junio de este año se regasificó a un promedio de 20 MM m3/día, mientras que en los días de pico invernal la inyección al sistema troncal de gas regasificado ascendió a 26 MM m3/día.
Las importaciones en promedio de junio 2012 desde Bolivia ascendieron a 13,6 MM m3/día.
La suma de ambos promedios de 33,6 MM m3/día representa un 25% del consumo argentino en el invierno con un costo solamente en junio 2012 de USD 514 millones.
Comercialización del Gas
Regasificado
ENARSA tiene contratos de venta de gas natural con CAMMESA y con comercializadores de gas. En general son contratos spot.
El
Ministerio de Planificación, por medio de la Secretaría de Energía, determina
los precios de venta del gas natural regasificado según el destino que le
otorgue el comprador y se los comunica a ENARSA.
ENARSA
licita la compra del GNL y lo regasifica
YPF. Por tanto, el costo para ENARSA del gas natural es el de compra del GNL
más el pago a YPF por servicios de regasificación. Ese mismo gas regasificado
se vende luego a las distribuidoras de gas, a los industriales, a CAMMESA (para
generar electricidad) y a las comercializadores de gas a un precio subsidiado y
fijado por el gobierno.
Como los ingresos por las ventas de ENARSA son inferiores a su costo, la diferencia la cubre con el Presupuesto Nacional. Se estima que los subsidios que recibe ENARSA por la importación de GNL fueron de USD 187 millones y USD 132 millones en 2008 y 2009. Mi cálculo es que el gobierno subsidió las importaciones de GNL por USD 275 y USD 1.121 millones para los años 2010 y 2011 respectivamente. En 2012 si se compraran los 80 cargamentos planeados por ENARSA y se mantienen los niveles de subsidios, el importe será de USD 2.989 millones.
Fundamentos para un abastecimiento con GNL
Comparado en términos de una misma unidad calórica como el BTU, el GNL entregado en Bahía Blanca, se proyecta más competitivo en relación al gasoil y al fueloil. Esto es mostrado en el cuadro adjunto donde se puede observar que el gasoil es un 63% más caro que el GNL y el fueloil un 32%.
Hago nuevamente referencia al artículo El Problema del Gas… donde decíamos que: “El balance de gas producto de una oferta que cubra acertadamente a la demanda se logra luego de estimar correctamente ambos comportamientos. Un equipo de economistas y especialistas en energía hicieron estas estimaciones con proyecciones al año 2018 en base a modelos probabilísticos. El período analizado está comprendido entre los años 1993 y 2018….
Como resultado de las proyecciones antedichas, se estima que para el 2014 habría un déficit de abastecimiento de gas (en promedio) del orden de los 20 millones de m3/día. Para el año 2018 este déficit se incrementaría hasta alcanzar casi 40 millones de m3/ día.
Déficit de Abastecimiento - Proyecciones
al 2018
Millones de metros cúbicos diarios
|
Fuente: MFM & Asoc
Estos requerimientos de gas natural, resultan de
complejo cumplimiento considerando solamente la producción local, e inclusive si se le adiciona la importación de
Bolivia y las importaciones de GNL por las terminales existentes.”
Sustentabilidad del GNL
Una
proyección de déficit de abastecimiento en el 2014 de 20 millones m3/día
debería provocar que se inicie la construcción de una nueva terminal de
regasificación. En su defecto, las inversiones industriales se postergarán
hasta que un adecuado y eficiente abastecimiento energético se logre.
Sin embargo, el problema será más monetario que físico. Si para importar este año 80 barcos metaneros programados por ENARSA, que inyectarían 18 millones m3/día, necesitamos USD 3.000 millones. Para importar los barcos necesarios para un déficit adicional de 20 millones m3/día necesitaremos a los mismos precios USD 3.400 millones. Las dificultades fiscales del país hacen cuestionable las importaciones ya programadas y creo que serán reducidas con el consiguiente corte de suministro a industrias. Los barcos esperan el pago
En las actuales circunstancias económicas, no veo que Argentina construya una nueva terminal de regasificación. Menos aun si se confirman los excesivos valores pedidos por los constructores que no guardan relación con otros proyectos en el país ni en el exterior.
Los volúmenes requeridos de gas natural por el país hacen que el desfasaje de precios, que no fueron ajustados al público como marca la ley desde 2001, requiera una revisión integral por medio de audiencias públicas y con un aumento de tarifas como resultado final. Cabe destacar que en este mismo sentido, una tentativa que no prosperó fue la quita de subsidios por zonas geográficas según la Resolución ENARGAS Nº 1982/2012. Esto da una idea de lo complejo y azaroso que serán los futuros aumentos de tarifas.
Como estos aumentos serán muy significativos, habrá que organizar un esquema financiero que permita escalonar suavemente los aumentos al público mientras que los productores, distribuidores y transportistas reciben los aumentos desde el inicio.
[1] Henry Hub
es un lugar físico en Erath, Luisiana, USA donde confluyen 9 gasoductos
interestatales con una capacidad de transporte de 51 millones m3/día.
Fue elegido en 1990 por New York Mercantile Exchange (NYMEX) como
lugar de referencia de dónde se compra y vende gas natural. Henry Hub pertenece
a Sabine Pipe Line LLC una subsidiaria de Chevron
[2] NBP es un lugar virtual, no físico como Henry Hub, donde
se compra y vende Gas Natural en UK.
