El futuro del abastecimiento energético de Chile y los mitos y realidades de las reservas gasíferas de América Latina y el Caribe

(los casos de Trinidad y Tobago, Perú, Bolivia, Venezuela y Argentina)

Por Ricardo Andrés De Dicco [1]

1. Introducción

Al igual que en todo el mundo, los hidrocarburos son recursos energéticos de carácter estratégico en la región sudamericana, y Chile no es una excepción, ya que el petróleo, el gas natural y el carbón mineral cubren el 76% de sus necesidades energéticas y el 58% del suministro eléctrico. Pero sucede que el 63% de la oferta energética chilena es importada, y para el caso del gas natural, la importación de este fluido superó el año pasado el 81% del consumo nacional, proveniente en su totalidad de Argentina, país cuya cadena energética está en manos de un oligopolio liderado por Repsol YPF, conglomerado extranjero que en 2004 extorsionó a la Administración Kirchner en la entrega de gas natural para el mercado argentino.

En este sentido, cabe señalar que Argentina es también un país hidrocarburo-dependiente, y sus reservas de gas natural, según estimaciones del IDICSO y del MORENO en base a proyecciones propias y de la Secretaría de Energía de la Nación, estarían agotadas al promediar el próximo quinquenio [2]. Las productoras gasíferas que operan en este país no realizaron serios esfuerzos exploratorios desde la privatización, sólo construyeron gasoductos de exportación y controlan la formación de precios de combustibles y tarifas de gas y electricidad, lo que explica el poder como élite que ostentan gracias a las reformas estructurales realizadas por Menem a principios de los ‘90. Por otra parte, el mercado gasífero argentino padece de un déficit del 36% (13,5 millones de argentinos carecen de provisión de gas por redes) y además existen dos leyes nacionales que prohíben la exportación cuando el mercado interno no está satisfecho.

A propósito de ello, si bien el año pasado el volumen de gas natural importado de Argentina fue superior al 7% en relación al registrado en 2003, el incumplimiento contractual por parte de las productoras gasíferas que operan en Argentina respecto a sus clientes chilenos fue equivalente al -3%, [3] afectando en cierta medida a los mayores consumidores: las centrales térmicas. Considerado este contexto de anarquía del mercado energético argentino, Chile no debería sostener la importación total de gas natural argentino más allá de los próximos cinco años; que, por cierto, cinco años más de importación de gas natural por parte de Chile perjudicaría notablemente el abastecimiento del mercado argentino.

2. La diversificación del riesgo en la importación de gas natural de Chile y los mitos y realidades de las reservas gasíferas de América Latina y el Caribe

Por ello mismo, el plan de contingencias para la seguridad energética de la Administración Lagos tiene como objetivo de máxima impedir la concentración de las importaciones desde un mismo país a partir del año 2010, no pudiendo superarse el 85% el abastecimiento proveniente de una misma nación. Las ofertas alternativas en materia de gas natural que se estudian en la Comisión Nacional de Energía (CNE) del Gobierno de Chile son: Trinidad y Tobago, Perú, Venezuela e Indonesia, y en materia de gas licuado de petróleo prevalece la posibilidad de importarlo desde Perú; al mismo tiempo que se estudia la expansión de fuentes de energía primaria alternativas a los hidrocarburos.

En mi opinión personal, considero correcta la iniciativa de la actual Administración en intentar diversificar el riesgo en la importación de gas natural, y más aun en el desarrollo de fuentes de energía primaria alternativas. No obstante, respecto a la importación de gas natural de otros países de la región, los responsables de la CNE deberían considerar que en América Latina y el Caribe el único país que puede satisfacer la importación chilena de gas natural a largo plazo y sin perjudicar a terceros pueblos es Venezuela. Por consiguiente, se analizará brevemente a continuación los casos de Trinidad y Tobago, Perú, Bolivia, Venezuela y Argentina.

Trinidad y Tobago

Según el documento “Statistical Review of World Energy full Report Workbook” publicado por BP en Junio de 2004, al 31 de Diciembre de 2003 las reservas gasíferas comprobadas de Trinidad y Tobago registraron una cubicación equivalente a 736.242 millones de m3 y un nivel de producción anual de 24.800 millones de m3; es decir, un horizonte de vida al nivel de producción de 2003 cercano a los 30 años (contando desde 2003, claro está). Si a tales reservas comprobadas se le adiciona el 50% de las reservas probables, la cubicación asciende a poco más de 1 billón de m3; con lo cual el horizonte de vida al ritmo de producción de 2003 se podría expandir, aproximadamente, hasta 44 años [4].

Al triangular estos datos con los del Departamento de Energía de EE.UU. (US-DOE) para Enero de 2004, se observa que las reservas certificadas de gas natural de Trinidad y Tobago eran equivalentes a 733.410 millones de m3; en relación a los volúmenes de producción, también se observan registros similares a los de BP [5]. Para completar la triangulación, se tomarán registros de otras tres fuentes: CEDIGAZ (Enero de 2004), Oil & Gas Journal (Enero de 2005) y World Oil (Diciembre de 2003). Si bien las mencionadas fuentes señalan niveles de producción similares a los del US-DOE y BP, y tampoco varían en los niveles de reservas comprobadas (a excepción de World Oil), las mismas descartan la cubicación de reservas probables. CEDIGAZ (Centre International d’Information sur le Gaz Naturel et tous Hydrocarbures Gazeux) reporta en Trinidad y Tobago reservas comprobadas por 736.015 millones de m3 (casi 30 años de horizonte de vida al nivel de producción de 2003); Oil & Gas Journal señala
reservas certificadas por 733.042 millones de m3 (casi 30 años de horizonte de vida al nivel de producción de 2003), y World Oil reporta 541.619 millones de m3 (casi 22 años de horizonte de vida al nivel de producción de 2003); en este último, se observa una cubicación no muy diferente a la existente en Argentina para 2004 (que fue equivalente a 564.216 millones de m3).

Cabe traer a colación brevemente que la reserva de un yacimiento hidrocarburífero es una fracción del hidrocarburo original in situ, dado que no es posible extraer el total del energético existente, y el valor de esa fracción fluctúa entre un 15% y 60% del total del hidrocarburo existente. En ese sentido, se dirá que las reservas comprobadas señaladas arriba son el resultado de la obtención de ese valor. Mientras que las reservas probables no certifican el valor de la variación mencionada existente en esa fracción, razón por la cual suele tomarse para el registro de reservas totales la sumatoria del 100% de las reservas comprobadas y del 50% de las reservas probables. Las reservas posibles son pura especulación porque las mismas descansan en la incertidumbre, lo que explica por qué no se las considera [6].

Ahora bien, el mayor productor gasífero en Trinidad y Tobago es el consorcio internacional Atlantic LNG, conformado por el conglomerado anglo-estadounidense BP-Amoco y el británico BG, principalmente, en menor medida por el hispano-estadounidense Repsol YPF, y en pequeñas participaciones por la estatal National Gas Company (NGC) y el conglomerado belga Tractebel. El 60% de la producción de gas natural licuado (GNL) de este consorcio internacional se destina a la Costa Este de EE.UU., y el resto tiene como destino Europa (España, Reino Unido y Noruega) y algunos países caribeños (Puerto Rico y República Dominicana). La NGC satisface con su producción las necesidades energéticas del mercado interno. Repsol YPF exporta GNL, principalmente, a la Costa Este de EE.UU., y también a España, República Dominicana y Puerto Rico, y además realiza ventas de GNL a BP, BG y a la estatal noruega Statoil. Otro productor de GNL es el conglomerado anglo-holandés Shell Western LNG, quien suministra en
sociedad con Repsol YPF, GNL a la planta de regasificación de Cove Point, ubicada en la Costa Este de EE.UU. Por otra parte, en estos últimos años cabe destacar el arribo de nuevos productores a Trinidad y Tobago: ExxonMobil, Total (ex TotalFinaElf), PetroCanada, Canadian Superior Energy, BHP Billiton y Norsk Hydro, entre otros, quienes tienen interés en exportar GNL a EE.UU. y la Unión Europea (los cuales participan con el 24% y 15%, respectivamente, del consumo mundial de gas natural). En suma, los principales destinos de la producción de GNL que los mencionados conglomerados extranjeros realizan son EE.UU. y Europa, siendo en menor medida el volumen exportado a países caribeños; y el gas natural que no se licua se destina al mercado doméstico para la generación de energía eléctrica.

Entonces, considerando que el nivel de producción, según BP y US-DOE, se ha incrementado en 2003 respecto a 1993 casi un 320% (en igual período las reservas aumentaron un 208%), o, si se prefiere, un 43% respecto a 2002 (en igual período las reservas aumentaron apenas un 1%), y que las necesidades energéticas de EE.UU. convierten en prioritario el gas natural de Trinidad y Tobago (como el de Perú, Bolivia y Venezuela, por cierto) para satisfacerlas, replicándose algo similar para Europa, no sería descabellado decir que los incrementos en la producción gasífera de este país caribeño proyectada para los próximos 20 años agoten las reservas totales (100% de reservas comprobadas + 50% de reservas probables) de este hidrocarburo en, aproximadamente, el año 2025, según estimaciones del IDICSO.

¿Qué significa esto para Chile? Que podrá importar GNL de Trinidad y Tobago, probablemente a través de Repsol YPF, pero en volúmenes no muy importantes, ya que esta petrolera concentra alrededor del 20% de la producción de GNL del país caribeño y el destino principal de la misma es EE.UU. (85%), correspondiendo el resto a España, República Dominicana y Puerto Rico, y a los contratos de comercialización mantenidos con Statoil, BG y BP; es decir, que el volumen de importación no podría superar el equivalente al 11% de lo que Chile importó de Argentina en 2004, durante un plazo no superior a los 15 años. Por otra parte, BP-Amoco, como fuera mencionado antes, destina la mayor parte de su producción de GNL a EE.UU. y el resto a Europa, y la Shell Western LNG termina su contrato de operación (exportación a EE.UU.) en Trinidad y Tobago en Diciembre de 2005, lo que sugiere que ninguna de estas empresas estará interesada en exportar GNL a Chile.

Perú

En base al “Informe Anual de Reservas 2003” publicado en 2004 por el Ministerio de Energía y Minas del Perú, al 31 de Diciembre de 2003 las reservas comprobadas de gas natural registraron 246.358 millones de m3 (incluye el gas natural de Camisea, reservorio que concentra la mayor parte del gas natural peruano), y el nivel de producción fue de 526 millones de m3; en 2004 la producción se incrementó un 63,5% respecto a 2003, alcanzando 860 millones de m3, es decir, una declinación de las reservas de apenas el -0,3%. Aquí no tiene sentido calcular el coeficiente reservas comprobadas/producción, ya que el mismo no reflejaría veracidad alguna a la hora de estudiar el abastecimiento gasífero del mercado peruano y el excedente de producción (en caso de existir) correspondiente para la exportación; o, si se prefiere, al momento de estudiar los volúmenes de importación de potenciales clientes, como México y EE.UU., y el volumen restante para transportar vía gasoducto a Lima y localidades
aledañas. Cuando se adiciona a tal cubicación certificada el 50% de las reservas probables, las reservas totales podrían alcanzar los 349.715 millones de m3 (casi la mitad de las reservas comprobadas de Argentina para 2003, equivalentes a 612.496 millones de m3 y un nivel de producción de 50.676 millones de m3).

El registro de reservas gasíferas comprobadas del Gobierno del Perú es muy similar a los señalados para el mismo año por BP: 246.896 millones de m3, y el US-DOE: 246.358 millones de m3, replicándose lo mismo para el nivel de producción. Para completar la triangulación, otras tres fuentes registran datos similares a los oficiales: CEDIGAZ (Enero de 2004) reporta reservas certificadas por 247.009 millones de m3, Oil & Gas Journal (Enero de 2005) señala reservas certificadas por 246.783 millones de m3 y World Oil (Diciembre de 2003) registra reservas certificadas por 249.190 millones de m3.

Según el Ministerio de Energía y Minas del Perú, entre 1993 y 2003 las reservas comprobadas se incrementaron casi un 24%, y declinaron apenas un 1% entre 1998 y 2003, lo cual explica la escasa explotación del hidrocarburo hasta el momento (cabe señalar que la producción gasífera alimenta únicamente a centrales termoeléctricas, mientras los ciudadanos peruanos consumen gas licuado de petróleo envasado en garrafas de 10 kg para cocción y calefacción). Para Marzo de 2005, el 98% de la producción gasífera se concentró en 3 empresas: 51% Pluspetrol (filial de Repsol YPF), 40% Aguaytia y 7% Petrobras.

En relación al reservorio Camisea, el sitio web de Proyecto Camisea [7] reporta reservas comprobadas por 246.358 millones de m3; y reservas probables por 192.556 millones de m3, con factor de recuperación del 78%. Dichas reservas probables se comprobarán cuando las perforaciones que se lleven a cabo en los yacimientos San Martín y Cashiriari para certificar la cubicación de los mismos permitan determinar con cierta exactitud la superficie de la extensión de las acumulaciones y sus espesores productivos, para lo cual la información geológica y de ingeniería disponible demuestre si podrán ser extraídas en el futuro de los yacimientos identificados, con el equipo existente y los métodos operativos actuales. Proyecto Camisea estima que el potencial del reservorio sea de 311.487 millones de m3, y señala que el estimado de recuperación final de los volúmenes comprobados más los probables sea de 233.332 millones de m3.

La información precedente sugiere que el potencial gasífero peruano es únicamente atractivo para el mercado doméstico de este país andino, el cual necesita urgentemente de este energético para reemplazar al GLP envasado que consumen los ciudadanos de este país y para participar en la generación de energía eléctrica, reemplazando a derivados del petróleo crudo que alimentan a las centrales térmicas, así como también es requerido por el sector industrial, además de la relevancia que cobraría a la hora de reconfigurar la matriz energética del país andino (cabe señalar que más del 70% del suministro eléctrico es cubierto por centrales hidroeléctricas, lo que pone en riesgo la satisfacción de la estructura económica peruana durante los años hidrológicamente poco favorables).

No obstante, los intereses particulares de los conglomerados extranjeros a cargo de su explotación: las petroleras argentinas Pluspetrol (filial de Repsol YPF) y Tecpetrol (filial del grupo económico Techint), la estadounidense Hunt Oil Company of Peru y la surcoreana SK Corp., trascienden los del pueblo peruano, pues están orientados a transportar este fluido vía gasoductos a Lima y Callao, satisfacer parte de la demanda doméstica de ambos aglomerados urbanos y de algunos más (Ayacucho, Huancavelica e Ica), desarrollar en cierta medida el mercado del gas natural vehicular (GNV), y, por sobre todo, exportar a partir de 2007 o 2008 el mayor volumen posible de GNL a la Costa del Pacífico de México en desmedro del mercado peruano, para que en ese país de América del Norte sea regasificado por una empresa estadounidense y se transporte una parte significativa del mismo al Estado de California (EE.UU.). Tan importante resulta el gas natural de Camisea para estas empresas, que el Proyecto
representó en 2003 el 40% de las inversiones extranjeras directas en el Perú (hasta ese año se habían invertido más de U$S 1.200 millones, de los U$S 2.150 millones demandados para su cumplimentación).

Es decir, los usuarios residenciales de los dos principales aglomerados urbanos del Proyecto Camisea (Lima y Callao) tendrán provisión de gas natural por redes, al igual que la mayoría de las centrales térmicas, y un porcentaje algo significativo se destinará al mercado automotor (GNV), mientras el grueso de los hogares peruanos continuarán pagando un alto precio por el gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de 10 kg. Por consiguiente, se refleja en forma clara que este negocio solamente beneficia a los productores gasíferos mencionados y al conglomerado belga a cargo de la distribución troncal: Tractebel.

Ahora bien, ¿qué significa esto para Chile? Que las reservas gasíferas peruanas son bastante inferiores a las de Argentina, y los principales destinos proyectados para su explotación serán México y EE.UU., siendo en menor medida el desarrollo del mercado peruano; es decir, considerando las líneas precedentes, el gas peruano es menos atractivo para Chile que el gas argentino, incluso para el mediano plazo. Pero también cabe señalar que la “posible” importación de gas natural peruano, suponiendo que algún día se concrete, perjudicaría al Pueblo Peruano, y esto no debe ser considerado como un dato menor.

Bolivia

Los mitos de las reservas gasíferas son muy interesantes. Periodistas y supuestos “analistas independientes” de Bolivia, Argentina y Chile han publicado notas en diferentes medios de prensa gráfica de los mencionados países “opinando” que las reservas gasíferas de Bolivia tienen un horizonte de vida superior a los 500 años... Le llaman el “Kuwait de Sudamérica”... A continuación se pasará a destruir la mencionada farsa.

El 83% de las reservas gasíferas bolivianas se encuentran en Tarija, un 11% en Santa Cruz y el porcentaje restante en Cochabamba y Chuquisaca. Según YPFB, en base a datos de las productoras, las reservas certificadas de gas natural al 1º de Enero de 2004 eran de 782.116 millones de m3. Si a tal cubicación se adiciona el 50% de las reservas probables, el potencial gasífero boliviano podría llegar a ascender hasta poco más de 1 billón de m3 (1.132.256 millones de m3). Considerando el nivel de producción registrado en 2003, equivalente a 10.202 millones de m3, el horizonte de vida de las reservas comprobadas de gas natural es de casi 77 años; y el correspondiente a la sumatoria del 100% de las reservas comprobadas y el 50% de las reservas probables, podría ser de, aproximadamente, 111 años.

Al triangular los datos oficiales y de las productoras con los publicados por BP, US-DOE, CEDIGAZ, Oil & Gas Journal y World Oil, se observan cifras algo disímiles en torno a la cubicación de las reservas comprobadas de gas natural. BP para Diciembre de 2003 señala reservas por 810.000 millones de m3; US-DOE para Enero de 2004 señala reservas por 781.549 millones de m3; CEDIGAZ para Enero de 2004 reporta reservas por 820.000 millones de m3; Oil & Gas Journal para Enero de 2005 señala reservas por 679.608 millones de m3; y; World Oil para Diciembre de 2003 reporta reservas por 782.116 millones de m3.

Los últimos registros de reservas gasíferas certificadas corresponden a Enero de 2004, y los de producción nacional corresponden al año 2003 (junto a los volúmenes destinados al mercado interno y a la exportación). Para estimar un registro para principios de 2005, se procederá al siguiente ejercicio. A los 782.116 millones de m3 de reservas certificadas se le restan 5.200 millones de m3 importados por Argentina en 2004 (ver sitio web de Secretaría de Energía de la Nación), 10.980 millones de m3 correspondientes al cumplimiento contractual con Brasil para 2004 y 1.100 millones de m3 consumidos probablemente por el mercado doméstico boliviano en dicho año (ver sitio web del Ministerio de Minería e Hidrocarburos). En suma, las reservas certificadas de gas natural al 1º de Enero de 2005 deberían haber disminuido algo más del 2,3%, ubicándose el remanente en alrededor de 764.836 millones de m3.

El Ministerio de Minería e Hidrocarburos de Bolivia, en base a datos de YPFB, señala que durante el período 1997-2003 las reservas comprobadas de gas natural aumentaron un 665%, y el incremento de 2003 respecto a 2002 fue inferior al 5%. En relación a la producción, en el período 1997-2003 el aumento fue equivalente al 84%, mientras que el incremento registrado en 2003 respecto a 2002 fue algo superior al 10%.

En 2004, la propiedad del 98% de las reservas gasíferas de Bolivia se concentraba en cuatro conglomerados extranjeros: 43,6 Repsol YPF (37,5% Repsol YPF, 5,5% Andina y 0,6% Pluspetrol), 35,2% Petrobras, 12,6% Total y 6,5% British Gas (5,6% Chaco y 0,9% BG), empresas a su vez concentran la producción nacional, el transporte, distribución y comercialización de hidrocarburos.

Ahora bien, de los 10.202 millones de m3 de gas natural producidos en 2003, según el Ministerio de Minería e Hidrocarburos en base a datos de YPFB, 164 millones de m3 se exportaron a la Argentina y 8.979 millones de m3 al Brasil. Como resultado de la morfología del mercado hidrocarburífero mencionada antes, sólo el 10% de la producción nacional de gas natural se destina a satisfacer las necesidades energéticas de la estructura socioeconómica boliviana (44% de la misma a centrales térmicas y un 38% a distribuidoras de gas por redes).

Según el Instituto Nacional de Estadísticas de Bolivia en base a datos correspondientes al año 2001, para calefacción y cocción, el 76% de los hogares bolivianos localizados en área rurales consume leña y residuos vegetales, apenas un 14% consume gas natural y un 10% consume guano, bosta, taquia, residuos animales y plásticos. A escala nacional (sumatoria de hogares rurales y urbanos), el gas natural por redes y el GLP envasado asciende al 58%. Felicitas Torrecilla, investigadora del IDICSO y del MORENO, señala en base a información del Instituto Nacional de Estadística de Bolivia sobre datos del Censo de 2001 y referidas al combustible utilizado en los hogares para cocinar, que “el 58% de los mismos contaba con acceso al gas, pero no se establecía una discriminación entre el gas en garrafa o por redes. La población urbana registraba un nivel del 86%, mientras que en el caso de la población rural descendía a 13%”. Además, Torrecilla añade, en base a datos del economista Roberto
Kozulj, que “sólo un 1% se ha destinado al uso residencial, un 1% fue consumido por el sector comercial y otro 3% por el sector vehicular (GNV), aún cuando las distribuidoras del gas natural por redes constituyen uno de los más importantes usuarios en la actualidad. En promedio, el volumen consumido internamente constituye sólo un 0.77% de lo que se destina a la exportación”.

No obstante el bajo grado de desarrollo del mercado interno de Bolivia, el nivel de reservas comprobadas registrado en 2004 no garantizaría el abastecimiento energético de ningún país de la región más allá del año 2023, y el correspondiente a las reservas totales (sumatoria del 100% de las reservas certificadas y 50% de las reservas probables) más allá del año 2027.

Procedamos al siguiente ejercicio. Suponiendo que Argentina importe gas boliviano entre 2005 y 2024 por un total cercano a los 177.941 millones de m3, que Brasil importe, en base a cumplimientos contractuales para 2005-2019, un total próximo a los 153.720 millones de m3, que el mercado boliviano consuma alrededor de 26.300 millones de m3 durante el período 2005-2024, sin adicionar el descubrimientos de posibles reservorios de relevancia en el futuro, considerando las reservas comprobadas de gas natural sugeridas para Enero de 2005 (764.836 millones de m3), el remanente a extraer en 2019 podría ser equivalente a 406.875 millones de m3; es decir, un horizonte de vida para 2019 de, aproximadamente, algo superior a los 18 años. No obstante, considerando que Argentina agotaría sus reservas comprobadas de gas natural en 2013, con una demanda interna para ese año que podría alcanzar los 45.500 millones de m3, y que por tal motivo debería importar un volumen similar desde Bolivia, ya que el
gas natural representa en la actualidad un 46% de las necesidades energéticas de este país y no se está estudiando su reemplazo para comienzos de la próxima década, una exportación anual por el orden de esa cifra hasta el 2024 hacia la Argentina (siempre y cuando el cumplimiento contractual con Brasil no supere las expectativas) representaría una disminución de las reservas certificadas de gas natural boliviano hacia el año 2019 muy significativa, quedando probablemente en ese año un remanente a extraer de aproximadamente 220.816 millones de m3, es decir, un horizonte de vida para 2019 inferior a los 4 años.

En el análisis anterior no se tienen en cuenta los posibles proyectos de exportación de gas natural (previa licuación) a México (11.865 millones de m3 anuales) y EE.UU. (20.400 millones de m3 anuales), así como tampoco se consideran las especulaciones en torno a la sociedad de YPFB con empresas de origen chino para la supuesta exportación de este hidrocarburo a países del Sudeste Asiático. Si antes de finalizar el presente milenio se inician exportaciones hacia América del Norte, y considerando los flujos de exportación mencionados hacia Argentina y Brasil, las reservas certificadas de gas boliviano podrían agotarse entre 2015 y 2018, y las reservas totales unos pocos años más tarde.

¿Qué significa esto para Chile? Que las reservas gasíferas de Bolivia son interesantes porque el mercado interno de este país prácticamente no está desarrollado. Pero no se puede ni debe engañar a los pueblos de la región que el potencial gasífero boliviano podrá garantizar por más de una centuria el abastecimiento de Argentina y Brasil (y de Chile, si se prefiere también); pues, como se ha visto, al promediar la década del ’20 Bolivia se quedará indefectiblemente sin este recurso estratégico y sin desarrollo alguno de su aparato productivo nacional, ya sea por los bajos precios de exportación, por la captación de una parte significativa de la renta por parte de los conglomerados extranjeros, como por el despilfarro de los gobiernos de turno de los ingresos impositivos de la actividad hidrocarburífera. Ser cómplices del saqueo de un país hermano no nos otorga luego derecho a protestar por las relaciones de dominación que padecemos respecto a los países centrales. Y eso cabe en
particular para el gobierno argentino.

Argentina

(Nota: para un análisis más profundo del caso argentino, tener a bien consultar los informes publicados por el IDICSO, en: http://www.salvador.edu.ar/csoc/idicso/energia/energia.htm)

Argentina nunca fue un país gasífero, ni siquiera cuando ostentaba 34 años de reservas certificadas hacia 1988. Siempre fue un país con gas. Pero tras las reformas estructurales iniciadas a comienzos de los ’90, el capital privado beneficiado con los programas de privatización de la cadena hidrocarburífera aumentó drásticamente la producción gasífera sin realizar serios esfuerzos exploratorios,sin desarrollar el mercado interno y sin invertir en fuentes de energía primaria alternativas a los hidrocarburos, al punto tal de situar a la Argentina entre los principales productores gasíferos del mundo, cuando su participación mundial en la concentración de reservas apenas alcanza el 0,3%. Por consiguiente, Argentina mantiene desde hace varios años una alta dependencia hidrocarburífera dañina para su estructura económica, y el horizonte de vida de sus reservas certificadas, en base al “Boletín Anual de Hidrocarburos 2003”, publicado recientemente por la Secretaría de Energía de la Nación,
es algo superior a los 12 años. No obstante, en base a estimaciones del IDICSO y del MORENO, considerando los aumentos de la producción proyectados para los próximos años, Argentina estaría agotando sus reservas certificadas a comienzos de 2013; o, si se prefiere, sus reservas totales (sumatoria del 100% de las reservas certificadas y 50% de las reservas probables) a mediados del año 2015.

Desde hace década y media el Estado argentino se encuentra divorciado de sus funciones básicas: gestión, planificación, control y regulación de la cadena energética, y en particular del gran segmento hidrocarburífero, como resultado de las reformas estructurales mencionadas antes. Por consiguiente, reina una anarquía de mercado propiciada por el establecimiento de una nueva élite del poder: el oligopolio energético, conformado por los conglomerados extranjeros Repsol YPF, Total, Petrobras y Pan American Energy (BP-Amoco), y por los grupos económicos argentinos Techint y Sociedad Comercial del Plata; quienes operan en la oferta primaria, transporte, distribución y consumo industrial de gas natural, así como también en todos los eslabones de los segmentos petróleo, eléctrico y química.

Se abordará a continuación brevemente el estudio de la morfología del mercado gasífero argentino. Al analizar las empresas a cargo de la oferta primaria de gas natural, de los subsistemas Norte y Sur de transporte con las respectivas prestatarias de distribución y propietarias de gasoductos de exportación, se identifica la participación directa e indirecta de los productores gasíferos en la propiedad de distintas firmas transportistas y distribuidoras de gas natural (así como también en diversas compañías que operan en disímiles segmentos del mercado energético y en actividades productivas energo-intensivas).

Por ejemplo, en el Subsistema Sur operan como principales oferentes gasíferos primarios de la cuenca Neuquina: Repsol YPF, Petrobras y Techint, controlando alrededor del 85% de las reservas gasíferas; y con relación a la cuenca Austral: Total, Pan American Energy, Petrobras y Sipetrol (filial de la estatal chilena ENAP), controlando alrededor del 94% de las reservas. En la respectiva red troncal de gasoductos que abastece al mercado interno, a cargo de TGS, opera indirectamente Petrobras. A su vez, TGS entrega el gas natural producido por los mencionados productores a las licenciatarias de distribución Gas Natural BAN (controlada por Repsol YPF y recibe el 87% del fluido por parte de este conglomerado), MetroGAS (controlada por Repsol YPF y British Gas), Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur (ambas controladas por la italiana Camuzzi). En lo concerniente a la exportación, TGS opera los gasoductos Pacífico (principales propietarios: Repsol YPF, Total y ENAP) y Cruz del Sur
(principales propietarios: Pan American Energy, British Gas, la alemana Wintershall Energy y la estatal uruguaya ANCAP); y la exportación directa de los productores a través de los gasoductos Methanex YPF (Repsol YPF), Methanex PAN (Pan American Energy) y Methanex SIP (Sipetrol).

En el Subsistema Norte, los principales productores que operan en la cuenca Neuquina son: Repsol YPF, Petrobras y Techint, controlando en conjunto alrededor del 85% de las reservas gasíferas; y en la cuenca NOA: Repsol YPF (incluida la importación de Bolivia), Pan American Energy y Techint, controlando en conjunto el 100% de las reservas. En la respectiva red troncal de gasoductos para el abastecimiento del mercado interno, a cargo de TGN, operan indirectamente Sociedad Comercial del Plata, Techint, Total y CMS Energy. A su vez, TGN entrega el gas natural producido por los mencionados oferentes a las licenciatarias de distribución Gas Natural BAN (ídem anterior), Litoral Gas (controlada por Techint y la belga Tractebel, dependiente de la SOFINA), GASNEA (controlada por Pan American Energy, Federación de Luz y Fuerza y Provincia de Entre Ríos), GASNOR (controlada por Cartellone y la chilena GASCO), Centro y Cuyana (ambas controladas por Sideco Americana e inversores estadounidense e
italianos). En lo concerniente a la exportación, TGN opera los gasoductos GasAndes (principales propietarios: Repsol YPF y British Gas a través de MetroGAS, Total, Sociedad Comercial del Plata y la estadounidense AES Gener), NorAndino (principales propietarios: Techint, Tractebel y Southern), Petrouruguay (ex Sociedad Comercial del Plata) y Uruguayana (Techint, Sociedad Comercial del Plata, Total y CMS Energy); y la exportación directa de los productores a través del gasoducto Atacama (Repsol YPF y CMS Energy).

Considerado este mercado de competencia imperfecto donde un puñado de conglomerados petrolero-financieros tienen el poder para formar precios de combustibles y tarifas de servicios públicos y de entregar al mercado interno energía cuándo y cómo se les ocurre, y considerando el descontrol del Estado argentino por permitir incumplimientos contractuales de las prestatarias y provocaciones de índole mafiosa, el año pasado los productores gasíferos cortaron el suministro de gas natural al mercado interno de este país, con el fin de presionar al gobierno nacional para que se incrementen las tarifas de gas y de electricidad con cifras de tres dígitos. Por consiguiente, el gobierno argentino implementó una serie de medidas que perjudicaron la exportación de este fluido: restricción y retenciones a la exportación. En el caso de las exportaciones realizadas a Chile durante 2004, el volumen fue superior en un 7,1% respecto al registrado para 2003; no obstante, el incumplimiento contractual fue
del -3% (unos 203 millones de m3). Lo cual continuará produciéndose a lo largo del presente quinquenio. Cabe señalar el déficit del mercado argentino: 13,5 millones de argentinos carecen de provisión de gas por redes (poco más del 36% de la población), y la violación de las leyes nacionales 17.319 y 24.076 que prohíben la exportación de gas natural cuando el mercado interno no está satisfecho.

Las perspectivas no son nada buenas, ni para argentinos, ni para uruguayos, ni para brasileños, ni para chilenos, mientras el oligopolio energético liderado por Repsol YPF se desenvuelva sin impunidad en Argentina y el Estado nacional continúe divorciado de sus funciones básicas.

¿Qué significa esto para Chile? Que la importación de gas natural barato desde Argentina está en riesgo para el presente quinquenio y que no podrá tener lugar a partir de la próxima década. Y, mucho más importante, la importación de gas natural de Argentina perjudica seriamente a su pueblo.

Venezuela

Según BP (2004), Venezuela concentra el 2,4% de las reservas gasíferas del planeta, el 54,5% de las reservas de América Latina y el Caribe y el 57,7% de las reservas de la Unión Sudamericana. Según BP, para Diciembre de 2003, las reservas certificadas de gas natural de Venezuela eran 4.147.902 millones de m3; CEDIGAZ (para Enero de 2004) señala reservas certificadas por 4.150.055 millones de m3; Oil & Gas Journal (para Enero de 2005) registra reservas certificas por 4.275.867 millones de m3; World Oil (para Diciembre de 2003) señala reservas certificas por 4.225.180 millones de m3; y; US-DOE (para Junio de 2004) reporta reservas certificadas por 4.190.916 millones de m3. Considerando la cubicación de las reservas comprobadas para Diciembre de 2003, y el nivel de producción del mismo año, el horizonte de vida de gas natural era superior a los 140 años. Si bien el actual gobierno tiene planificado desarrollar el mercado interno en materia gasífera, la aplicación de una política
racional en la explotación de hidrocarburos, a diferencia de sus pares latinoamericanos, no afectará el nivel de reservas hidrocarburíferas para los próximos 50 años.

¿Qué significa esto para Chile? Que Venezuela es el oferente más atractivo y único confiable para garantizar el abastecimiento gasífero de Chile para los próximos 50 años, en forma abundante y barata. En este sentido, el fortalecimiento de lazos de integración energética entre Chile y Venezuela promoverá, por un lado, la seguridad del abastecimiento de energía por parte de Chile sin detrimento de terceros pueblos, y, por otro, la formación de Petroamérica en un contexto de integración energético-industrial-tecnológico sudamericana. Por ello mismo, la negociación del gobierno chileno con Venezuela resulta, vale repetir, muy atractiva, si se tiene en cuenta que este país hermano podrá abastecer de gas natural a Chile por un período superior a los 50 años y a precios regionales, no internacionales (como el gas siberiano que pagan los europeos). Otros países que deberían considerarse además de Venezuela, podrían ser Indonesia, Irán, Arabia Saudita, Qatar y Emiratos Árabes Unidos.

3. Conclusiones

Chile se encuentra ante dos escenarios: “comprar cualquier cosa como país” (el ministro Rodríguez Grossi arguye negativamente respecto a este comentario, pero los hechos indican lo contrario) o diversificar el riesgo de abastecimiento energético. En relación a esto último, como se ha visto, las ofertas más atractivas de largo plazo para la importación de GNL sin perjudicar a terceros pueblos son Venezuela e Indonesia (y cualquier otro país miembro de la OPEP).

En lo concerniente a la importación de GLP peruano, cabe señalar que dicha operación, como así también la comercialización del energético en el mercado doméstico chileno, podría estar a cargo de Repsol YPF, y las experiencias de varios países de la región con este conglomerado petrolero-financiero no es para nada positiva (véase “La crisis del gas y el plan de continencias de Lagos”, informe del IDICSO elaborado por Ricardo De Dicco). El desarrollo de la gasificación del carbón, es una opción interesante, aunque la emisión de CO2 no resulta nada atractiva. Pero la alternativa más atractiva se encuentra en las tecnologías alternativas: nucleoelectricidad, hidroenergía y eólica.

Por consiguiente, se deberían orientar los lineamientos propositivos hacia fuentes de energía primaria alternativas a los hidrocarburos, más precisamente combustibles nucleares e hidroenergía. En este sentido, los principales recursos estratégicos de Chile son los mineros. Quizás la recuperación total de su renta por parte del Estado nacional en un futuro (que no debería ser muy distante) permita al reemplazar a los recursos naturales no renovables. Estamos hablando aquí de la explotación de combustibles nucleares para la producción de energía eléctrica y de hidrógeno vehicular; es decir, energía barata, limpia y abundante, que permitirá encarar un proceso de industrialización y avance científico técnico autónomo en un contexto de integración sudamericana, rompiendo así con la dependencia económica, tecnológica y cultural que Chile ha mantenido con las grandes potencias desde el día de su “independencia”.

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Departamento de Comunicación y Tecnología
_IDICSO - Instituto de Investigación en Ciencias Sociales. Facultad de Ciencias Sociales,
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Notas: