5.5.1. irán destinará 2000 millones de dólares a

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DATOS DE CATALOGACIÓN BIBLIOGRÁFICA
Calle Martínez Marco Antonio
Utilización del Gas Natural y el Gas Natural Licuado
Tomo VI
4ta. Edición
Colección : Maestría en Gestión en la Industria de los Hidrocarburos
U VIRTUAL Centro de excelencia
Santa Cruz – Bolivia
Enero, 2012
Derechos Reservados
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La violación o transgresión de los derechos de autor y/o edición serán objeto de proceso
penal a los autores, cómplices y encubridores, conforme a Ley.
PRESENTACIÓN
En la actualidad la utilización del gas natural en sus diversas formas de transporte ha tenido
un incremento importante en el consumo mundial. Apoyado por las preferencias
ambientales y tecnológicas se estima un crecimiento sostenido en la demanda en las
siguientes décadas.
Por otra parte el gas natural licuado como fuente de energía conforma parte de un proyecto
en el que están involucrados varios países sudamericanos con el objetivo de balancear la
oferta y la demanda de nuestras regiones.
Esta publicación realiza una recopilación de información técnica, económica y de políticas
relacionada con el sector y lineamientos generales sobre la industria de los hidrocarburos
actual. Agradecemos el trabajo de apoyo realizado por los integrantes del Instituto Nacional
del Gas Natural que hicieron posible este texto base de la materia.
Marco Antonio Calle Martínez
ÍNDICE
CAPÍTULO 1 ................................................................................................................... 1
LOS HIDROCARBUROS COMO FUENTE DE ENERGÍA ................................................................ 1
1.1.
GENERALIDADES ............................................................................................................ 1
1.2.
PRINCIPALES FUENTES DE ENERGÍA EN EL MUNDO ..................................................... 2
1.2.1. EL CARBÓN .................................................................................................................... 2
1.3.
COMBUSTIÓN ................................................................................................................ 6
1.3.1. PODER CALORÍFICO ....................................................................................................... 7
1.3.2. CLASIFICACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES ........................................................................ 8
1.4.
GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD .................................................................................. 16
1.4.1. CENTRALES TERMOELÉCTRICAS .................................................................................. 18
1.4.2. CENTRALES HIDROELÉCTRICAS.................................................................................... 21
1.4.3. CENTRALES EÓLICAS .................................................................................................... 22
1.4.4. CENTRALES FOTOVOLTAICAS ...................................................................................... 26
1.4.5. GENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA .............................................................................. 30
1.5.
TURBINAS DE GAS ....................................................................................................... 35
1.6.
REDES DE DISTRIBUCIÓN DE GAS. ............................................................................... 48
1.6.1. PROYECTOS DE REDES DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL, NORMA 2.374.01 . ¡Error!
Marcador no definido.
1.7.
GAS NATURAL VEHICULAR .......................................................................................... 69
1.7.1. GNV ............................................................................................................................. 70
CAPÍTULO 2 .................................................................................................................. 71
GAS NATURAL LICUADO ...................................................................................................... 71
2.1.
INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 71
2.1.1. HISTORIA DEL GNL ....................................................................................................... 72
2.1.2. EL GNL EN LA ACTUALIDAD ......................................................................................... 73
2.1.3. CONCEPTOS ................................................................................................................. 73
2.1.4. COMPOSICIÓN TÍPICA DEL GNL ................................................................................... 76
2.1.5. PORQUE LICUAR EL GAS .............................................................................................. 77
2.1.6. TIPOS DE PLANTAS ...................................................................................................... 77
2.1.7. CADENA DE VALOR DEL GNL ....................................................................................... 78
2.1.8. SEGURIDAD DEL GNL ................................................................................................... 80
2.2.
CONCEPTOS SOBRE REFRIGERACIÓN ............................................................... 81
2.2.1. HISTORIA ..................................................................................................................... 81
2.2.2. CONCEPTOS SOBRE REFRIGERACIÓN .......................................................................... 81
2.2.3. REFRIGERANTES .......................................................................................................... 82
2.2.4. CARACTERÍSTICAS DEL REFRIGERANTE ....................................................................... 83
2.3.
PRE-TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL LICUADO ....................................... 84
2.3.1. CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL ......................................................................... 84
2.3.2. REMOCIÓN DE AGUA .................................................................................................. 84
2.3.3. REMOCIÓN DE CO2 Y H2S ........................................................................................... 85
2.3.4. REMOCIÓN DE LOS OTROS CONTAMINANTES ............................................................ 86
2.4.
PROCESOS DE LICUEFACCIÓN ............................................................................ 87
2.4.1. REFRIGERACIÓN EN CASCADA ..................................................................................... 87
2.4.2. MEZCLA DE REFRIGERANTE ......................................................................................... 88
2.4.3. EL CICLO APCI .............................................................................................................. 89
2.4.4. EL CICLO PRITCHARD ................................................................................................... 90
2.4.5. CICLO EXPANSOR ......................................................................................................... 91
2.4.6. COMPARACIÓN DE CICLOS .......................................................................................... 92
2.4.7. CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL SISTEMA ...................................................................... 92
2.4.8. OTROS SISTEMAS DE LICUEFACCIÓN DE GAS.............................................................. 93
2.5.
REGASIFICACIÓN DEL GNL .................................................................................. 96
2.5.1. Instalaciones de Regasificación de GNL ...................................................................... 97
2.5.2. CÓMO SE ALMACENA EL GNL .................................................................................... 100
2.5.3. NORMA OFICIAL MEXICANA, REQUISITOS DE SEGURIDAD PARA EL DISEÑO,
CONSTRUCCIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PLANTAS DE ALMACENAMIENTO DE
GAS NATURAL LICUADO. ........................................................................................................ 108
2.6.
BUQUES METANEROS.......................................................................................... 109
2.6.1. DATOS SOBRE BUQUES ............................................................................................. 110
2.6.2. ALMACENAMIENTO EN BUQUES............................................................................... 110
CAPÍTULO 3 ................................................................................................................ 114
COMERCIO DEL GAS NATURAL LICUADO EN EL MUNDO .................................................... 114
3.1.
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 114
3.2.
LAS RESERVAS DE GAS ............................................................................................... 115
3.3.
MERCADO .................................................................................................................. 116
3.3.1. EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE COMBUSTIBLES ...................................................... 116
3.3.2. CRECIMIENTO ESPERADO PARA EL GAS (PRODUCCIÓN, TRANSPORTE POR
GASODUCTO Y GNL) ............................................................................................................... 118
3.3.3. ACTORES INVOLUCRADOS EN LA CADENA ................................................................ 118
3.3.4. MERCADO ACTUAL Y FUTURO DE GNL...................................................................... 119
3.3.4.1. PAÍSES EXPORTADORES E IMPORTADORES .............................................................. 119
3.3.4.2. CRECIMIENTO DE LOS INTERCAMBIOS POR REGIÓN ................................................ 121
3.3.4.3. EVOLUCIÓN EN EL COMERCIO DE GNL...................................................................... 122
3.3.4.4. EXPORTACIONES VS. CAPACIDADES DE LICUEFACCIÓN............................................ 124
3.3.4.5. CAPACIDAD DE LICUEFACCIÓN.................................................................................. 125
3.3.4.6. COSTOS INVOLUCRADOS ........................................................................................... 126
3.3.4.7. TIPOS DE CONTRATOS Y DIVERSIFICACIÓN DEL ABASTECIMIENTO .......................... 129
3.3.4.8. PERSPECTIVAS GLOBALES DEL GNL .......................................................................... 130
3.3.4.9. INTERROGANTES SOBRE EL COMERCIO DE GNL ....................................................... 130
3.3.4.10.
PROYECTOS EN AMÉRICA LATINA..................................................................... 132
CAPÍTULO 4 ................................................................................................................ 134
ECONOMÍA DEL GAS NATURAL LICUADO .......................................................................... 134
4.1.
PROYECTOS DE GAS NATURAL LICUADO................................................................... 134
4.2.
VIABILIDAD ECONÓMICA DEL GNL ............................................................................ 140
4.3.
CONTEXTO Y CONSIDERACIONES EN EL DESPACHO ECONÓMICO DE CARGA .......... 141
4.3.1. ESTRUCTURA DE COSTOS Y CONTRATOS DE GNL ..................................................... 141
4.3.2. REDUCCIONES EN LOS COSTOS DE LA INDUSTRIA DEL GNL ..................................... 142
4.3.3. COSTOS DE EXPLOTACIÓN Y PRODUCCIÓN............................................................... 143
4.3.4. COSTOS DE LICUEFACCIÓN........................................................................................ 144
4.3.5. COSTOS DE EMBARCACIÓN Y TRANSPORTE.............................................................. 145
4.3.6. COSTOS DE REGASIFICACIÓN .................................................................................... 147
4.3.7. ESTRUCTURA DEL MERCADO .................................................................................... 149
4.3.8. CONTRATOS DE LARGO Y CORTO PLAZO DEL GNL: EXPERIENCIA INTERNACIONAL . 150
4.3.9. COMPETITIVIDAD GNL – CARBÓN – GAS NATURAL-PETRÓLEO ................................ 157
4.3.10. DINÁMICA DEL PRECIO DEL PETRÓLEO ..................................................................... 157
4.3.11. PRECIO DEL CARBÓN ................................................................................................. 158
4.4.
MERCADO INTERNACIONAL DEL GNL ....................................................................... 160
4.4.1. FUTURO DE GNL EN LATINO AMÉRICA Y EL CARIBE.................................................. 160
4.4.2. RIESGOS DE UN PROYECTO DE GNL .......................................................................... 160
4.4.3. GAS NATURAL ENTREGA EL PRIMER CARGAMENTO DE GAS NATURAL LICUADO A EDF
(MADRID, (EUROPA PRESS)) .................................................................................................. 161
4.4.4. REPSOL-GAS NATURAL STREAM ................................................................................ 162
4.4.4.1 FLOTA DE METANEROS EN CRECIMIENTO ................................................................ 162
4.4.4.2. DINAMISMO DEL MERCADO DE GNL ESPAÑOL ........................................................ 163
4.4.5. REPSOL Y GAS NATURAL INCORPORAN EL METANERO 'IBÉRICA KNUTSEN' A SU FLOTA
(MADRID, (EUROPA PRESS)) ................................................................................................... 163
CAPÍTULO 5 ................................................................................................................ 172
PRINCIPALES PROYECTOS DE HIDROCARBUROS EN EL MUNDO .......................................... 172
5.1.
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 172
5.2.
ARGENTINA ............................................................................................................... 175
5.2.1. ACUERDO DE COOPERACIÓN TÉCNICA PARA IMPULSAR PROYECTOS EN EL ÁREA
ENERGÉTICA ........................................................................................................................... 175
5.3.
EUROPA ..................................................................................................................... 176
5.3.1. ARGELIA AUMENTARÁ LA EXPORTACIÓN DE GAS EN 30.000 MILLONES DE METROS
CÚBICOS ................................................................................................................................. 176
5.3.2. MEDVÉDEV AFIRMA QUE GASODUCTO NORTH STREAM ES ARTERIA ENERGÉTICA
ESTRATÉGICA PARA TODA EUROPA ....................................................................................... 177
5.3.3. ESPAÑA NEGOCIA CON FRANCIA UN SEGUNDO GASODUCTO QUE ESTARÍA EN
MARCHA EN 2015 ................................................................................................................... 177
5.3.4. MEDVÉDEV AFIRMA QUE RUSIA NO RECELA POR LA EJECUCIÓN DEL GASODUCTO
NABUCCO ............................................................................................................................... 178
5.3.5. TOTAL INICIA LA EXPLOTACIÓN DE UN POZO DE PETRÓLEO EN EL MAR DE NORUEGA
179
5.3.6. GAZPROM FIRMA CON PETROLERA DE AZERBAIYÁN CONVENIO DE SUMINISTROS DE
GAS AZERBAIYANO ................................................................................................................. 180
5.3.7. PUTIN DA SEÑAL PARA INICIAR CONSTRUCCIÓN DE GASODUCTO ORIENTAL ......... 180
5.4.
URUGUAY .................................................................................................................. 184
5.4.1. BARCO CIENTÍFICO ALEMÁN BUSCA PETRÓLEO ....................................................... 184
5.5.
ASIA ........................................................................................................................... 186
5.5.1. IRÁN DESTINARÁ 2000 MILLONES DE DÓLARES A DESARROLLO YACIMIENTO SOUTH
PARS 186
5.6.
OTROS PROYECTOS ................................................................................................... 188
5.6.1. PROYECTO DE GNL EN LA ZONA CENTRAL ................................................................ 188
CAPÍTULO 6 ................................................................................................................ 192
POLITICA HIDROCARBURÍFERA .......................................................................................... 192
6.1.
POLÍTICA DE LOS HIDROCARBUROS .......................................................................... 192
6.2.
PETRÓLEO Y GAS EN AMÉRICA LATINA ..................................................................... 193
6.2.1. DEPENDENCIA DEL PETRÓLEO Y GAS EN LOS PAÍSES LATINOAMERICANOS ............ 193
6.2.1.1. PAÍSES EXPORTADORES DE PETRÓLEO ......................................................... 194
6.2.1.2. PAÍSES QUE SE AUTOABASTECEN DE PETRÓLEO ....................................... 195
6.2.1.3. PAÍSES IMPORTADORES DE PETRÓLEO .......................................................... 196
6.2.2. LA POLÍTICA DEL PETRÓLEO EN AMÉRICA CENTRAL Y EL CARIBE ............................. 198
6.2.3. LA POLÍTICA DEL PETRÓLEO EN LA REGIÓN ANDINA ................................................ 199
6.2.3.1. COLOMBIA.............................................................................................................. 201
6.2.3.2. ECUADOR................................................................................................................ 202
6.2.3.3. PERÚ ......................................................................................................................... 202
6.2.3.4. BOLIVIA .................................................................................................................. 203
6.2.4. LA POLÍTICA DEL PETRÓLEO EN EL CONO SUR .......................................................... 206
6.2.4.1 BRASIL ..................................................................................................................... 208
6.2.4.2. CHILE ....................................................................................................................... 210
6.2.4.4. ARGENTINA............................................................................................................ 213
CAPÍTULO 1
LOS HIDROCARBUROS COMO FUENTE
DE ENERGÍA
1.1.
GENERALIDADES
Desde la aparición del petróleo y el gas natural se lograron generar profundos cambios en
la matriz de consumo mundial de energía.
En el mundo hay grandes yacimientos petrolíferos que están siendo explotados, y debido
a que en la mayoría de los casos el gas natural se extrae conjuntamente con el petróleo y
por métodos similares; es también considerable la disponibilidad de este recurso de la
naturaleza.
.
1
En la actualidad este recurso se considera estratégico para la generación de la energía a
nivel mundial y se estima que el precio de los hidrocarburos ira en aumento, debido a la
crisis mundial y al crecimiento de la población y de manera paralela el consumo de
energía.
1.2.
PRINCIPALES FUENTES DE ENERGÍA EN EL MUNDO
Los combustibles fósiles más utilizados son: el petróleo, el carbón y el gas natural. En
encuestas realizadas señalan que el consumo de estos energéticos en el mundo es de 72
millones de barriles de petróleo, 12.8 millones de toneladas de carbón y 6.400 millones
de metros cúbicos de gas natural al día [Construmatica.com].
La mayoría de los combustibles fósiles se utilizan en el transporte, las fábricas, la
calefacción y las industrias de generación de energía eléctrica.
1.2.1. EL CARBÓN
El carbón, es un combustible sólido de origen vegetal. Además de carbono, el carbón
contiene hidrocarburos volátiles, azufre y nitrógeno, así como cenizas y otros elementos en
menor cantidad (potasio, calcio, sodio, magnesio, etc.).El carbón se puede obtener de dos
formas: en minas de cielo abierto o de tajo y en minas subterráneas [I. Mamani, 2008].
El carbón se utilizó desde principios del siglo XIX hasta la II Guerra Mundial para producir
combustibles gaseosos, o para fabricar productos petroleros mediante licuefacción. La
fabricación de combustibles gaseosos y otros productos a partir del carbón disminuyó al
crecer la disponibilidad del gas natural. En la década de 1980, sin embargo, las naciones
industrializadas volvieron a interesarse por la gasificación y por nuevas tecnologías limpias
de carbón.
La diversidad y abundancia de las reservas de carbón a nivel mundial, significan que el
carbón puede afrontar el desafío estratégico de contar con energía segura, se pronostica que
una vez que las reservas económicas de petróleo y gas natural se hayan agotado, habrá
todavía muchas reservas de carbón ampliamente disponibles para satisfacer las necesidades
de energía del mundo [Catamutun.com].
2
El carbón puede también atender el desafío económico de producir energía para las
industrias y hogares a un costo razonable y con la debida atención al medioambiente.
El carbón tiene muchos usos importantes, aunque los más significativos son la generación
eléctrica, la fabricación de acero y cemento y los procesos industriales de
calentamiento. En el mundo en desarrollo es también importante el uso doméstico del
carbón para calefacción y cocción. El carbón es la mayor fuente de combustible usada para
la generación de energía eléctrica. Más de la mitad dela producción total de carbón a nivel
mundial, provee actualmente cerca del 40% de la electricidad producida mundialmente.
Muchos países son altamente dependientes del carbón para su electricidad. La licuefacción
del carbón cubre todas las necesidades de petróleo de Suráfrica [Boletín informativo:
Carbón Natural].
Existen diferentes tipos de carbones minerales en función del grado de carbonificación que
haya experimentado la materia vegetal que originó el carbón. Estos van desde la turba, que
es el menos evolucionado y en que la materia vegetal muestra poca alteración, hasta la
antracita que es el carbón mineral con una mayor evolución. Esta evolución depende de la
edad del carbón, así como de la profundidad y condiciones de presión, temperatura,
entorno, etc., en las que la materia vegetal evolucionó hasta formar el carbón mineral.
El rango de un carbón mineral se determina en función de criterios tales como su contenido
en materia volátil, contenido en carbono fijo, humedad, poder calorífico, etc
[Wikipedia.com]. Así, a mayor rango, mayor es el contenido en carbono fijo y mayor el
poder calorífico, mientras que disminuyen su humedad natural y la cantidad de materia
volátil. Existen varias clasificaciones de los carbones según su rango. Una de las más
utilizadas divide a los carbones de mayor a menor rango en:
 Antracita
 Bituminoso bajo en volátiles
 Bituminoso medio en volátiles
 Bituminoso alto en volátiles
3
 Sub-bituminoso
 Lignito
 Turba
 Hulla es un carbón mineral de tipo bituminoso medio y alto en volátiles.
El carbón que convendría ser más utilizado es la Antracita, ya que es el tipo más puro,
conteniendo de un 90 a un 100% de carbón debido a que estuvo expuesto a temperaturas
y presiones muy altas [Al final.com]. Se utiliza sobre todo como combustible y como
fuente de carbono industrial, aunque se inflama con más dificultad que otros carbones, la
antracita libera una gran cantidad de energía al quemarse y desprende poco humo y
hollín. La antracita se formó principalmente hacia el final del periodo carbonífero como
consecuencia de movimientos telúricos que generaron calor y presión que transformaron
los materiales carbonosos que existían en la Tierra. Sin embargo, de acuerdo a la realidad,
esto no es totalmente posible puesto que la antracita se encuentra a mucha profundidad y
en capas muy finitas, por lo que su explotación es muy costosa. No obstante, hay
productores mundiales de antracita que por sus condiciones económicas elevadas pueden
acceder a los medios para explotarla.
La turba es una sustancia compuesta de material orgánico originado por la descomposición
incompleta de restos vegetales carentes de aire, en un medio altamente saturado de agua.
Completan su composición restos de musgos, gramíneas, a veces mezclados con
fragmentos leñosos y partículas de humus. En la actualidad es utilizada, entre otras cosas,
como insumo en la industria perfumera y en jardinería [Al final.com] .
El lignito es otra variedad del carbón, de calidad intermedia entre el carbón de turba y el
bituminoso. Suele tener color negro pardo y estructura fibrosa o leñosa, tiene una capacidad
calorífica inferior a la del carbón común debido a la gran cantidad de agua y escasez de
carbono que contiene.
4
Sin embargo, ciertos productos de la combustión del carbón pueden tener efectos
perjudiciales sobre el medio ambiente. Al quemar carbón se produce dióxido de carbono
entre otros compuestos. Muchos científicos creen que debido al uso extendido del carbón y
otros combustibles fósiles (como el petróleo) la cantidad de dióxido de carbono en la
atmósfera terrestre podría aumentar hasta el punto de provocar cambios en el clima de la
Tierra.
Con relación a los productos derivados del petróleo se han de determinar en primer lugar
sus tipos de producto que son los siguientes:
La gasolina destinada a los automóviles que se diferencia entre la comúnmente
denominada super de 97 octanos y la denominada sin plomo que a la vez se presenta con
la forma de 95 octanos (eurosuper) y de 98 octanos (súper plus). Hay que decir que la
gasolina normal (de 93 octanos) ya se eliminó de las gasolineras en Baleares a finales de
1993.
Los combustibles destinados a la aviación, denominado queroseno, que a su vez se
diferencia entre el Jet A-1 y el JP-8. Los gasóleos presentados en tres tipos, que son, el
gasoil A, el gasoil B y el gasoil C. Los fuel oils, a su vez, presentados bajo la forma de
fueloil 1, fueloil 2 y fueloil BIA [Al final.com].
Recuperación y transporte del petróleo: Se producen problemas medioambientales al
perforar pozos y extraer fluidos porque el petróleo bombeado desde las profundas rocas
almacén suele ir acompañado de grandes volúmenes de agua salada. Esa salmuera
contiene numerosas impurezas, por lo que debe ser llevada de nuevo a las rocas almacén
o destruida en la superficie.
El petróleo es transportado a la refinería —situada a menudo a grandes distancias— en
camiones o en petroleros, y en ocasiones se producen vertidos accidentales. Estos vertidos,
especialmente los de gran volumen, pueden resultar muy perjudiciales para la vida salvaje y
el hábitat.
5
1.3.
COMBUSTIÓN
Se entiende por combustión, la combinación química violenta del oxígeno (o comburente),
con determinados cuerpos llamados combustibles, que se produce con notable
desprendimiento de calor [R. Fresno, M. Mesny].
Para que se produzca la combustión, las siguientes tres condiciones deben cumplirse
Debe haber combinación química, los productos finales una vez producida la
combustión debe ser químicamente distintos a los productos iníciales.
La combinación química debe producirse violenta e instantáneamente
Debe haber un desprendimiento de calor, se debe liberar cierta cantidad de calor.
Para que se produzca la combustión se necesita oxígeno, el cual se encuentra en el aire,
desperdiciando los gases que se encuentran en pequeña proporción, el aire está constituido
por 23 % de oxígeno y 77% de nitrógeno.
También es necesario que la temperatura en algún punto de la mezcla de oxígeno y
combustible, adquiera un determinado valor.
Una combustión se considera imperfecta, cuando parte del combustible, que entra en
reacción, se oxida en grado inferior al máximo, o no se oxida; la combustión es completa
cuando el combustible quema en su totalidad.
Todos los combustibles utilizados en los diversos procesos industriales están constituidos
únicamente por dos sustancias químicas, el carbono y el hidrógeno los cuales están unidos
entre sí, formando los diversos combustibles utilizados.
La propagación de calor debe cesar para un valor finito de la velocidad de inflamación. Por
lo tanto, la buena combustión está comprendida dentro de dos valores, límites definidos de
la velocidad de inflamación de la llama, y son los llamados límites inferiores de
inflamación que se produce cuando falta combustible, y límite superior de inflamación que
es cuando falta oxígeno.
6
La forma de producirse la combustión varía según el estado del combustible, lo cual
veremos a continuación:
Los combustibles son elementos que se los utilizan en los procesos industriales para la
producción de calor. Son formaciones de origen orgánico, animal o vegetal, que sufrieron
los efectos de los movimientos y plegamientos terrestres.
Están constituidos principalmente por carbono e hidrógeno, los que según vimos al
combinarse con el oxígeno queman, desprendiendo calor.
El carbono es el elemento que constituye el mayor porcentaje volumétrico del combustible,
constituyendo el 80 a 90 % volumen del mismo.
El carbono no arde directamente, sino que es llevado al estado de incandescencia por el
hidrógeno. El hidrógeno constituye el 5 o 6 % de los combustibles sólidos y el 8 al 15 % de
los líquidos.
La presencia del oxígeno en la molécula de combustible, le resta al mismo poder calorífico,
ya que, se va a combinar con parte del hidrógeno que tiene, para formar agua.
En el combustible también se puede encontrar el azufre desde 0.5 % en combustible
líquidos hasta 1 o 1.5 % en carbones, y el nitrógeno (en carbones) de 0.7 hasta 9.3 %.
1.3.1. PODER CALORÍFICO
La unidad que se emplea para medir la cantidad de calor desarrollada en la combustión se
denomina poder calorífico.
Se entiende por poder calorífico de un combustible, la cantidad de calor producida por la
combustión completa de un kilogramo de esa sustancia. Tal unidad se la mide en cal/kg de
combustible.
Si la cantidad de combustible que se quema en un mol, el calor desprendido recibe el
nombre de efecto térmico (poco usado).
7
De la diferencia entre el poder calorífico superior (NS) y el poder calorífico inferior (NI) se
obtendría uno u otro según el estado de agregación que forma parte de los productos de
combustión.
Si la temperatura de los productos finales de combustión es tal que el vapor de agua que se
ha formado continué en ese estado, tendremos el poder calorífico inferior del combustible
(NI).
En cambio, si la temperatura de los productos finales es suficientemente baja como para
que aquella se condense, tendremos el poder calorífico superior del combustible (NS). La
diferencia entre ellos será igual el calor desprendido por la condensación del agua [R.
Fresno, M. Mesny].
1.3.2. CLASIFICACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES
1.3.2.1. COMBUSTIBLES SÓLIDOS
El proceso de combustión de estos combustibles difiere bastante con respecto a los
combustibles líquidos y los gaseosos.
La buena o mala combustión del sólido depende de la facilidad del acceso del aire a las
diversas partículas del combustible. Estas deben estar distribuidas uniformemente sobre la
superficie de combustión, no se debe encontrar amontonado o agolpado.
El proceso de combustión de un sólido está dividido en cuatro períodos o fases a saber:
Secado del combustible: Al comenzar a recibir calor, el combustible se seca,
evaporando la humedad que posee, convirtiéndose en vapor de agua.
La destilación: Comienza cuando se ha evaporado toda la humedad del combustible.
Este se compone de hidrocarburos más simples, comenzando a quemar los más volátiles
(requieren menor temperatura de inflamación.
8
Al aumentar la temperatura debido a la combustión de los primeros hidrocarburos que
queman se alcanzan las condiciones para que se quemen los hidrocarburos menos
volátiles, casi todos los componentes activos del combustible.
Quemadas todas las sustancias volátiles, la llama se apaga. Quedando las cenizas del
sólido, considerándose la escoria y los componentes inactivos.
Entre los combustibles sólidos podemos mencionar los siguientes:
Maderas: Utilizados como combustibles en bosques o en estufas hogareñas (poder
calorífico hasta 4500 cal / Kg. secos).
Carbones fósiles: Cuanto más antiguo son los restos orgánicos y mayores presiones
soportan, mayor es la cantidad del carbón.
Antracita: Son los carbones más antiguos. Tienen gran contenido de carbono y pocos
materiales volátiles y oxígeno. (NS = 7800 a 8600 cal /kg).
Hulla: Son los carbones más utilizados en la industria, se distingue tres tipos: hulla seca,
hulla grasa y la hulla magra.
 Hulla seca: hornos de arrabio y en la producción de coque metalúrgico. (NS =
7500 cal / kg.)
 Hulla grasa: en la producción de gas alumbrado y coque. (NS = 8300 a 8600
cal/kg.)
 Hulla magra: desprende pocas materias volátiles. (NS = 7900 a 8370 cal / kg.).
Lignito: Son combustibles que proceden de la carbonización natural de la madera. Al
quemarse desprende el azufre provocando mal olor y daños en metales y estructuras. Hay
dos tipos distintos:
 Lignitos perfectos: más antiguos (poder calorífico = 6000 cal / Kg.)
 Lignitos leñosos: más jóvenes. (Poder calorífico = 5000 a 5700 cal /Kg.)
9
Turba: Son carbones de menor calidad. De 3200 a 4000 cal / Kg. = NS.
Residuos orgánicos: Son restos muy grasos comprendidos entre los carbones y el petróleo.
Prácticamente no se utilizan.
Carbón vegetal o de leña: Provienen de la carbonización de la madera. NS = 6000 a 7000
cal / Kg., no contiene azufre.
1.3.2.2. COMBUSTIBLES LÍQUIDOS
Al calentarse un combustible líquido, existe un período de destilación en el cual el líquido
se descompone en diversos componentes volátiles [R. Fresno, M. Mesny].
Se debe distinguir dos casos según la forma en que se queman. Si son suficientemente
volátiles para que al calentarse emitan vapores en suficiente cantidad como para continuar
ardiendo, se comporta como un combustible gaseoso. En cambio, en los líquidos menos
volátiles no es necesario efectuar una vaporización para que se produzca la combustión. En
tal caso se forma una mezcla de aire combustible, conservándose este último en estado
líquido todavía, aunque finalmente pulverizado, constituyendo una mezcla carbónica. Por
ejemplo esta mezcla se produce en un carburador de un motor a explosión.
Los combustibles líquidos presentan, en general, mejores condiciones que los sólidos para
entrar en combustión. Los combustibles líquidos son sustancias que se las obtienen por
destilación, ya sea del petróleo crudo o de la hulla. Sometiéndolos a procesos térmicos se
puede obtener mayor diversidad de productos derivados.
El punto de inflamación es aquel para el cual el líquido desprende materias volátiles
inflamables. Cuando la temperatura y la presión alcanza determinado valor la propagación
del frente de combustión se hace más rápida que en condiciones normales.
El punto de combustión, que se produce por encima del punto de inflamación, es la
temperatura a la cual el combustible es capaz de proseguir por si solo la combustión, una
vez que este se ha iniciado en un punto de su masa.
10
El punto de inflamación espontáneo, se produce a aquella temperatura a la cual el
combustible es capaz de entrar por si solo en combustión, sin necesidad de un foco exterior
que la produzca. Este punto depende de la presión a la que se halle sometido el líquido. Si
la presión es mayor, menor será la temperatura de inflamación.
1.3.2.3. COMBUSTIBLES LÍQUIDOS ARTIFICIALES
Los petróleos están constituidos por distintos hidrocarburos, de distintos grados de
densidad y volatilidad. La diversidad en las proporciones en los elementos que los
componen, hacen que difieran fundamentalmente las características del petróleo obtenido
en lugar con respecto al obtenido en otro sitio.
Los diversos subproductos obtenidos, tanto en la dilatación primaria como en la secundaria,
son sometidos a procesos de refinación, con el objeto de eliminar los componentes
indeseables y nocivos que puede contener los mismos.
El petróleo en estado crudo tiene muy poco uso como combustible, pues desprende vapores
sumamente inflamables.
Si la destilación primaria y secundaria a la que se somete el petróleo se obtiene una gran
diversidad de subproductos, los principales de los cuales se indican a continuación:
 Nafta: Es un combustible altamente volátil, muy inflamable y es utilizado, sobre
todo, como combustible para motores a explosión. Su poder calorífico es 11000
cal/Kg.
 Kerosene: Constituye un derivado menos volátil e inflamable que la nafta. Su poder
calorífico es de 10500 cal / Kg. Se utiliza en calefacción y en las turbohélices y
reactores de las turbina de gas de los motores de aviación.
 Gas-oil: es denso, menos volátil que el petróleo. Su poder calorífico es igual a
10250 cal / Kg. Se lo utiliza mucho en calefacción y para hornos industriales y
metalúrgicos.
11
 Diesel-oil: es un subproducto obtenido de los derivados más pesados del petróleo.
Se quema más lentamente que el gas-oil. Se utiliza sólo en motores Diesel lentos en
los cuales el combustible dispone más tiempo para quemar. Su poder calorífico es
de 11000 cal / Kg.
 Fuel-oil: es un subproducto obtenido de los derivados más pesados del petróleo. Se
quema con dificultad. Su poder calorífico es igual a 10000 cal / Kg.
 Alquitrán de hulla: es un subproducto obtenido de la fabricación del coque. Puede
quemar directamente pero se lo utiliza poco como combustible, usándolo sólo en
hogares especiales para este, que puedan vencer la viscosidad del mismo. Su poder
calorífico es de 9100 cal /Kg.
 Alquitrán de lignito: se lo obtiene de la destilación del lignito. Su poder calorífico
es 9600 cal / Kg. Es muy similar al gas-oil, pero al utilizarlo en motores diesel, su
comportamiento es muy inferior del de los derivados del petróleo.
 Alcoholes: pueden quemar muy fácilmente. Tienen diversos orígenes (derivaciones
de: petróleo, vino, papas, etc.). Los alcoholes puros, como combustibles tienen muy
poco uso. Su mayor empleo está en la fabricación de mezclas con benzol, bencina o
naftas con objeto de mejorar la calidad de las mismas.
1.3.2.4. COMBUSTIBLES GASEOSOS
El estado gaseoso de los combustibles, hace que se produzca una eficiente combustión, la
cual recibe el nombre de explosión. La facilidad de acceso del aire a las diversas partículas
del combustible, hace que la propagación se efectué en forma rápida [R. Fresno, M.
Mesny].
Si la presión o la temperatura, alcanza un valor por arriba de un límite determinado, la
propagación adquiere valores muy grandes y deja de ser una explosión para ser una
detonación, en la cual la velocidad de la reacción química que se produce sea mucho
mayor.
La velocidad de propagación en una onda detonante, para una combustión de hidrógeno y
oxígeno puro alcanza un valor 2000 m/s.
12
Los puntos de inflamación de una mezcla están de acuerdo a la temperatura para cada uno
de las mezclas:
 Para el acetileno 425 ºC
 Para el metano 700 ºC
 Para el hidrógeno 585 ºC
 Para el óxido de carbono 650 ºC
Los combustibles gaseosos son los que mejores condiciones tienen para entrar en
combustión, entre ellos podemos citar: Gas natural, gas de alumbrado, acetileno, gas de
agua, gas de aire, gas pobre o mixto, gas de alto horno, etc.
 Gas natural: Es el gas que se obtiene directamente de los yacimientos petrolíferos.
Este gas es el encargado de empujar al petróleo a la superficie. Su uso es muy
utilizado en los alrededores de los yacimientos. Su poder calorífico es de 9500 cal /
m3.
 Gas de alumbrado: Se lo denomina también gas de hulla. Se lo obtiene de la
combustión incompleta de la hulla. Por cada 100 Kg. de carbón que se carbonizan,
se obtienen unos 30 ó 35 metros cúbicos de gas de alumbrado. Es un excelente
combustible, usado principalmente para usos domésticos y para pequeños hornos
industriales. Su precio es elevado. Su poder calorífico es de entre 4380 y 5120
cal/m3.
 Acetileno: Se obtiene del tratamiento del carburo de calcio del agua. Es un
excelente combustible. Su poder calorífico es superior a 18000 cal / m3.
 Gas de agua: Se obtiene haciendo pasar vapor de agua a través de una masa de
carbón de coque incandescente. Su poder calorífico es de 2420 cal / m3.
13
 Gas de aire: Se lo obtiene haciendo pasar aire por un manto de hulla o lignito
incandescente de gran espesor. Su poder calorífico es de 1080 cal / m3.
 Gas pobre o mixto: Se lo obtiene haciendo pasar una corriente de aire húmedo, es
decir, una mezcla de aire y vapor de agua a través de una masa de gran espesor de
hulla o lignito incandescente. La mezcla de vapor de agua y aire, quema
parcialmente, produciendo cantidades variables de óxido de carbono e hidrógeno,
estas sustancias van a constituir los elementos activos del gas mixto. Tiene un poder
calorífico de entre 1200 y 1500 cal / m3.
 Gas de altos hornos: Se obtiene de los hornos de fundición. Al cargar un alto
horno con mineral para obtener lingotes de hierro, se desprende una serie de gases
que salen parcialmente quemados y pueden ser posteriormente utilizados en la
misma planta industrial como combustible. Se los utiliza principalmente para la
calefacción o para la producción de fuerza motriz. Su poder calorífico es de 900
cal/m3.
1.3.2.5. CALORÍMETROS
Son aparatos que se los utilizan en los laboratorios para la determinación de los poderes
caloríficos de los combustibles [R. Fresno, M. Mesny].
Calorímetro de Junkers: Se lo usa para determinar el poder calorífico de los combustibles
líquidos o gaseosos. La transmisión entre los gases de combustión y el agua, se hace por
medio del principio de contracorriente, existiendo circulación permanente mientras dure la
experiencia. Consta de dos cilindros coaxiales a y b, de paredes delgadas. En la parte
inferior del cilindro interior se coloca un mechero con el combustible cuyo poder calorífico
se quiere determinar. Los productos de combustión siguen el camino indicado, saliendo al
exterior por un tubo d cuya válvula V1 fija la velocidad de salida de dichos gases,
indicando la temperatura de los mismos.
14
El agua de condensación se junta en él y sale por f al exterior donde se recoge en una
probeta graduada de un litro aproximadamente. (NS = poder calorífico superior; M =
cantidad de agua en circulación, que recogemos mientras quemamos los G gramos de
combustible; G = masa del combustible que quemamos; t2 = temperatura de salida del agua
y t1 = temperatura de entrada del agua.)
NS * G = M (t2 - t1) " NS = M / G (t2 - t1)
1.3.2.6. CALOR LATENTE
Se entiende por calor latente de condensación, la cantidad de calor desprendida por la
condensación de un kilogramo de vapor, en estado de condensación lapso durante el cual la
temperatura del cuerpo permanece constante.
Este calor representa el desprendimiento de una cierta cantidad de la energía interna que
posee el vapor, debido a que al pasar del estado de vapor al estado líquido, disminuye la
energía interna de sus moléculas y aumenta la cohesión molecular.
1.3.2.7. COMBUSTIÓN DEL CARBONO
En el proceso de la combustión completa, con el oxígeno químicamente necesario, el
carbono se combina con esta sustancia produciendo anhídrido carbónico.
C + O2 (g)
CO2 (g) + calor
1M
1M
12Kg 32Kg
44Kg
22.4m3
22.4m3
15
Esto significa que un mol de carbono se combina con un mol de oxigeno produciendo 1
mol de anhídrido carbónico. Conocidos los pesos molares de estas sustancias resulta que
12kg de carbono, al reaccionar con 32kg de oxígeno, producen 44kg de anhídrido
carbónico. Como se ve, se cumple aquí la ley de la conservación del peso, es decir, la suma
de los pesos de las sustancias antes de reaccionar es igual al peso de los productos de la
reacción.
En esta combustión, la cantidad de oxigeno presente es, exactamente, la necesaria para que
todo el carbono queme produciendo, únicamente, anhídrido carbónico; se la llama cantidad
mínima o teórica de oxígeno.
1.4.
GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD
En términos generales, la generación de energía eléctrica consiste en transformar alguna
clase de energía química, mecánica, térmica o luminosa, entre otras, en energía eléctrica.
Para la generación industrial se recurre a instalaciones denominadas centrales eléctricas,
que ejecutan alguna de las transformaciones citadas. Éstas constituyen el primer escalón del
sistema de suministro eléctrico [Wikipedia.com].
Desde que Nikola Tesla descubrió la corriente alterna y la forma de producirla en los
alternadores, se ha llevado a cabo una inmensa actividad tecnológica para llevar la energía
eléctrica a todos los lugares habitados del mundo, por lo que, junto a la construcción de
grandes y variadas centrales eléctricas, se han construido sofisticadas redes de transporte y
sistemas de distribución. Sin embargo, el aprovechamiento ha sido y sigue siendo muy
desigual en todo el planeta. Así, los países industrializados o del Primer mundo son grandes
consumidores de energía eléctrica, mientras que los países del llamado Tercer mundo
apenas disfrutan de sus ventajas.
16
Figura 1.1.Planta nuclear en Cattenom Francia.
Fuente: http://www.scholar.google.com
La demanda de energía eléctrica de una ciudad, región o país tiene una variación a lo largo
del día. Esta variación es función de muchos factores, entre los que destacan: tipos de
industrias existentes en la zona y turnos que realizan en su producción, climatología
extremas de frío o calor, tipo de electrodomésticos que se utilizan más frecuentemente, tipo
de calentador de agua que haya instalado en los hogares, la estación del año y la hora del
día en que se considera la demanda. La generación de energía eléctrica debe seguir la curva
de demanda y, a medida que aumenta la potencia demandada, se debe incrementar la
potencia suministrada. Esto conlleva el tener que iniciar la generación con unidades
adicionales, ubicadas en la misma central o en centrales reservadas para estos períodos. En
general los sistemas de generación se diferencian por el periodo del ciclo en el que está
planificado que sean utilizados; se consideran de base la nuclear y la eólica, de valle la
termoeléctrica de combustibles fósiles, y de pico la hidroeléctrica principalmente (los
combustibles fósiles y la hidroeléctrica también pueden usarse como base si es necesario).
Dependiendo de la fuente primaria de energía utilizada, las centrales generadoras se
clasifican en termoeléctricas, hidroeléctricas, nucleares, eólicas, solares termoeléctricas,
solares fotovoltaicas y mareomotrices. La mayor parte de la energía eléctrica generada a
17
nivel mundial proviene de los tres primeros tipos de centrales reseñados. Todas estas
centrales, excepto las fotovoltaicas, tienen en común el elemento generador, constituido por
un alternador, movido mediante una turbina que será distinta dependiendo del tipo de
energía primaria utilizada.
Por otro lado, un 64% de los directivos de las principales empresas eléctricas consideran
que en el horizonte de 2018 existirán tecnologías limpias, asequibles y renovables de
generación local, lo que obligará a las grandes corporaciones del sector a un cambio de
mentalidad [Wikipedia.com].
1.4.1. CENTRALES TERMOELÉCTRICAS
Una central termoeléctrica es una instalación empleada para la generación de energía
eléctrica a partir de calor. Este calor puede obtenerse tanto de combustibles fósiles
(petróleo, gas natural o carbón) como de la fisión nuclear del uranio u otro combustible
nuclear. Las centrales que en el futuro utilicen la fusión también serán centrales
termoeléctricas.
Figura 1.2.Rotor de una turbina de una central termoeléctrica.
Fuente: http://www.scholar.google.com
18
En su forma más clásica, las centrales termoeléctricas consisten en una caldera en la que se
quema el combustible para generar calor que se transfiere a unos tubos por donde circula
agua, la cual se evapora. El vapor obtenido, a alta presión y temperatura, se expande a
continuación en una turbina de vapor, cuyo movimiento impulsa un alternador que genera
la electricidad. Luego el vapor es enfriado en un Condensador donde circula por tubos agua
fría de un caudal abierto de un río o por torre de refrigeración.
En las centrales termoeléctricas denominadas de ciclo combinado se usan los gases de la
combustión del gas natural para mover una turbina de gas. En una cámara de combustión se
quema el gas natural y se inyecta aire para acelerar la velocidad de los gases y mover la
turbina de gas. Como, tras pasar por la turbina, esos gases todavía se encuentran a alta
temperatura (500°C), se reutilizan para generar vapor que mueve una turbina de vapor.
Cada una de estas turbinas impulsa un alternador, como en una central termoeléctrica
común. El vapor luego es enfriado por medio de un caudal de agua abierto o torre de
refrigeración como en una central térmica común. Además, se puede obtener la
cogeneración en este tipo de plantas, al alternar entre la generación por medio de gas
natural o carbón. Este tipo de plantas está en capacidad de producir energía más allá de la
limitación de uno de los dos insumos y pueden dar un paso a la utilización de fuentes de
energía por insumos diferentes.
Las centrales térmicas que usan combustibles fósiles liberan a la atmósfera dióxido de
carbono (CO2), considerado el principal gas responsable del calentamiento global.
También, dependiendo del combustible utilizado, pueden emitir otros contaminantes como
óxidos de azufre, óxidos de nitrógeno, partículas sólidas (polvo) y cantidades variables de
residuos sólidos. Las centrales nucleares pueden contaminar en situaciones accidentales y
también generan residuos radiactivos de diversa índole [Wikipedia.com].
19
Figura 1.3. Central termo solar funcionando en Sevilla España
Una central térmica solar o central termo solar (Ver Figura 1.3), es una instalación
industrial en la que, a partir del calentamiento de un fluido mediante radiación solar y su
uso en un ciclo termodinámico convencional, se produce la potencia necesaria para mover
un alternador para generación de energía eléctrica como en una central térmica clásica.
En ellas es necesario concentrar la radiación solar para que se puedan alcanzar temperaturas
elevadas, de 300 ºC hasta 1000 ºC, y obtener así un rendimiento aceptable en el ciclo
termodinámico, que no se podría obtener con temperaturas más bajas. La captación y
concentración de los rayos solares se hacen por medio de espejos con orientación
automática que apuntan a una torre central donde se calienta el fluido, o con mecanismos
más pequeños de geometría parabólica.
El conjunto de la superficie reflectante y su dispositivo de orientación se denomina
heliostato. Su principal problema medioambiental es la necesidad de grandes extensiones
de territorio que dejan de ser útiles para otros usos (agrícolas, forestales, etc.)
20
1.4.2. CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
Una central hidroeléctrica es aquella que se utiliza para la generación de energía eléctrica
mediante el aprovechamiento de la energía potencial del agua embalsada en una presa
situada a más alto nivel que la central. El agua se lleva por una tubería de descarga a la sala
de máquinas de la central, donde mediante enormes turbinas hidráulicas se produce la
electricidad en alternadores [Wikipedia.com].
Figura 1.4. Rotor de una turbina de una central hidroeléctrica.
Fuente: http://www.scholar.google.com
Las dos características principales de una central hidroeléctrica, desde el punto de vista de
su capacidad de generación de electricidad son:
La potencia, que es función del desnivel existente entre el nivel medio del embalse y el
nivel medio de las aguas debajo de la central, y del caudal máximo turbinable, además
de las características de la turbina y del generador.
La energía garantizada en un lapso determinado, generalmente un año, que está en
función del volumen útil del embalse, de la pluviometría anual y de la potencia
instalada.
21
La potencia de una central hidroeléctrica puede variar desde unos pocos Mw, hasta varios
Gw. Hasta 10 Mw se consideran mini centrales. En China se encuentra la mayor central
hidroeléctrica del mundo (la Presa de las Tres Gargantas), con una potencia instalada de
22.500 Mw. La segunda es la Represa de Itaipú (que pertenece a Brasil y Paraguay), con
una potencia instalada de 14.000 Mw en 20 turbinas de 700 Mw cada una.
Esta forma de energía posee problemas medioambientales al necesitar la construcción de
grandes embalses en los que acumular el agua, que es sustraída de otros usos, incluso
urbanos en algunas ocasiones.
Actualmente se encuentra en desarrollo la explotación comercial de la conversión en
electricidad del potencial energético que tiene el oleaje del mar, en las llamadas centrales
mareomotrices. Estas utilizan el flujo y reflujo de las mareas.
En general pueden ser útiles en zonas costeras donde la amplitud de la marea sea amplia, y
las condiciones morfológicas de la costa permitan la construcción de una presa que corte la
entrada y salida de la marea en una bahía. Se genera energía tanto en el momento del
llenado como en el momento del vaciado de la bahía.
1.4.3. CENTRALES EÓLICAS
La energía eólica es la que se obtiene del viento, es decir, de la energía cinética generada
por efecto de las corrientes de aire o de las vibraciones que dicho viento produce. Los
molinos de viento se han usado desde hace muchos siglos para moler el grano, bombear
agua u otras tareas que requieren una energía [Melecsa.com].
En la actualidad se usan aerogeneradores para generar electricidad, especialmente en áreas
expuestas a vientos frecuentes, como zonas costeras, alturas montañosas o islas. La energía
del viento está relacionada con el movimiento de las masas de aire que se desplazan de
áreas de alta presión atmosférica hacia áreas adyacentes de baja presión, con velocidades
proporcionales al gradiente de presión.
22
Figura 1.5. Capacidad eólica mundial total instalada y previsiones 1997-2010.
Fuente: World Wind Energy Association
Las turbinas eólicas se basan en la acción del viento sobre palas. El viento produce dos
efectos: arrastre y sustentación. Hay turbinas que actúan por uno u otro efecto o por una
combinación de ambos. Los aerogeneradores se pueden clasificar de acuerdo a su potencia
nominal en:
Micro turbinas (< 3 kW), usadas por pequeños consumidores de energía como
ser sistemas aislados de telecomunicaciones, viviendas aisladas, caravanas,
barcos, etc. Generalmente producen electricidad que sirve para la carga de
baterías de almacenamiento. El generador eléctrico es de imanes permanentes y
se acciona directamente por la turbina eólica, sin que haya caja multiplicadora
de velocidad entre el eje del rotor y el generador eléctrico.
Pequeños aerogeneradores (< 50 kW), este rango de aerogeneradores cubre el
mismo tipo de demanda que los anteriores, pero con mayor potencia, además se
usan en sistemas híbridos para abastecer núcleos de poblaciones aislados.
23
Grandes aerogeneradores (< 850 kW), su función es la producción de
electricidad para su inyección a la red. Son aerogeneradores rápidos de eje
horizontal preferentemente con rotor tripala.
Aerogeneradores multimegavat (1 a 3 Mw), con diámetros en el rango de 50 a
90 m y altura del buje (centro de giro del rotor) entre 60 y 100 m, son grandes
maquinas que han iniciado su introducción comercial desde el año 2000 y en
particular en instalaciones marinas ¨ offshore¨.
Así mismo en su utilización, se distinguen dos grandes campos de aplicación de las
maquinas eólicas:
Sistemas aislados o autónomos, formados por microturbinas o pequeños
aerogeneradores, tienen como función principal cubrir la demanda de energía de
pequeños consumidores, en general núcleos aislados.
Parques eólicos, están conformados por un conjunto de aerogeneradores de gran
potencia, y su función es la de actuar como una central de producción eléctrica
para su inyección a la red de alta tensión.
Las principales ventajas de la energía eólica son las siguientes:
No hay emisión de gases contaminantes, ni efluentes líquidos y gaseosos ni de residuos
sólidos, tampoco utiliza agua. Es una fuente de energía renovable, sin requerir de procesos
de extracción subterráneos o a cielo abierto, como ocurre en minería o geotermia.
Su uso y posibles incidentes en su explotación no implican riesgos ambientales de gran
impacto (derrames, explosiones, incendios, etc.). Ahorra combustibles fósiles y diversifica
el suministro eléctrico.
24
Figura 1.6. Parque eólico Sierra Cabrera, Valencia, España. Potencia total
21 Mw.
Fuente: http://www.scholar.google.com
Los principales problemas asociados con la energía eólica son:
El viento es disperso y de gran variabilidad y fluctuación (tanto en velocidad como
en dirección), por lo que no todos los lugares son adecuados para una explotación
técnica y económicamente viable de la energía eólica.
Aumento del nivel de ruido, un aerogenerador puede producir niveles molestos si
está situado en un lugar cercano a un núcleo habitado.
Los parques eólicos como el de la Figura 1.6 requieren un área de terreno
considerable dado que se deben mantener distancias entre aerogeneradores de orden
del centenar de metros a fin de evitar los efectos de sobra eólica o de la perturbación
de las maquinas entre ellas mismas.
Los rotores de las centrales eólicas pueden producir interferencias con los campos
electromagnéticos y afectar a la transmisión de señales (telefonía, televisión, radio,
etc.).
25
A pesar de los efectos medioambientales anteriormente citados, la energía eólica
presenta un elevado nivel de aceptación social por parte de la población frente a
otros tipos de energía (nuclear, térmica, de carbón, etc.), que muestran unos niveles
de rechazo mucho más elevados.
1.4.4. CENTRALES FOTOVOLTAICAS
El sol es una fuente inagotable de energía debido a las reacciones nucleares. La energía
irradiada por el sol procede de la fusión de átomos de deuterio para dar átomos de helio. El
astro irradia más energía en un segundo que la consumida por la humanidad en toda su
historia [Melecsa.com].
Figura 1.7. Panel solar.
Fuente: http://www.scholar.google.com
Una parte de esta energía llega a la tierra en forma de radiación electromagnética. La tierra
recibe en el exterior de su atmosfera una potencia total de 1,73 1014 kW. Bajo la perspectiva
humana, la fuente energética solar puede considerarse como inagotable. La potencia de la
radiación solar que se recibe en un instante determinado sobre un metro cuadrado de
superficie se conoce como irradiancia Is y se expresa en W/m2.
26
Para una distancia media Tierra-Sol el valor de la irradiancia en el plano exterior a la
atmosfera y perpendicular a los rayos del sol se conoce como constante solar Ss. El valor
determinado por la NASA indica que la constante solar es de 1353 W/m2.
Se denomina energía solar fotovoltaica a la obtención de energía eléctrica a través de
paneles fotovoltaicos. Los paneles, módulos o colectores fotovoltaicos están formados por
dispositivos semiconductores tipo diodo que, al recibir radiación solar, se excitan y
provocan saltos electrónicos, generando una pequeña diferencia de potencial en sus
extremos.
El acoplamiento en serie de varios de estos fotodiodos permite la obtención de voltajes
mayores en configuraciones muy sencillas y aptas para alimentar pequeños dispositivos
electrónicos. A mayor escala, la corriente eléctrica continua que proporcionan los paneles
fotovoltaicos se puede transformar en corriente alterna e inyectar en la red eléctrica.
Los sistemas fotovoltaicos convencionales poseen baja eficiencia, estos valores varían
según el material de fabricación. El material más común es el silicio, con el cual se
obtienen las siguientes configuraciones:
Silicio puro mono-cristalino, está basado en secciones de una barra de silicio
perfectamente cristalizado en una sola pieza. En laboratorio se han alcanzado
rendimientos máximos del 24,7% para este tipo de paneles, siendo el de los más
comercializados, del 16%.
Silicio puro poli-cristalino, los materiales son semejantes a los del tipo anterior,
aunque en este caso el proceso de cristalización del silicio es diferente, los
paneles poli-cristalinos se basan en secciones de una barra de silicio que se ha
estructurado desordenadamente en forma de pequeños cristales.
27
Son visualmente muy reconocibles por presentar una superficie de aspecto
granulado. Se obtiene con ellos un rendimiento inferior al anterior (en
laboratorio del 19,8% y en los módulos comerciales del 14%), siendo su precio
también más bajo.
Silicio amorfo, basado también en el silicio, pero a diferencia de los dos
anteriores, no sigue ninguna estructura cristalina. Paneles de este tipo son
habitualmente empleados para pequeños dispositivos electrónicos (calculadoras,
relojes) y en pequeños paneles portátiles. Su rendimiento máximo alcanzado en
laboratorio ha sido del 13% y en los módulos comerciales del 8%.
Silicio Ribbon, estas células fotovoltaicas de tipo ribbon se las obtienen
mediante el estiramiento de silicio fundido en lugar de la utilización de un
lingote. El principio de funcionamiento es el mismo que en el caso de las células
mono-cristalinas y poli-cristalinas. El recubrimiento anti-reflectante utilizado en
la mayoría de las células ribbon tiene una apariencia prismática multicolor.
El aprovechamiento óptimo del espectro solar en aplicaciones terrestres, se va
desarrollando de manera activa en los últimos años. Se está trabajando en el desarrollo de
nuevos materiales que competirán con los elementos más conocidos como es el silicio y el
As Ga. Es el caso del llamado ¨black silicon¨, que tiene una respuesta óptica mucho más
amplia que los elementos mencionados.
Alemania es en la actualidad el segundo productor mundial de energía solar fotovoltaica
tras Japón, con cerca de 5 millones de metros cuadrados de colectores de sol, aunque sólo
representa el 0,03% de su producción energética total.
La venta de paneles fotovoltaicos ha crecido en el mundo al ritmo anual del 20% en la
década de los noventa. En la Unión Europea el crecimiento medio anual es del 30%, y
Alemania tiene el 80% de la potencia instalada de la unión.
28
Figura 1.8. Generador de energía solar fotovoltaica de concentración Amonix
7700, EEUU.
Fuente: http://www.scholar.google.com
Los principales problemas de este tipo de energía son su elevado coste en comparación con
los otros métodos, la necesidad de extensiones grandes de territorio que se sustraen de otros
usos, la competencia del principal material con el que se construyen con otros usos (el
sílice es el principal componente de los circuitos integrados), o su dependencia con las
condiciones climatológicas.
Este último problema hace que sean necesarios sistemas de almacenamiento de energía para
que la potencia generada en un momento determinado, pueda usarse cuando se solicite su
consumo [Melecsa.com].
Actualmente se están instalando centrales eléctricas fotovoltaicas con concentración, la
esencia de la tecnología de concentración radica fundamentalmente en la reducción del
dispositivo receptor de la radiación solar incidente debido a la posibilidad de concentrar la
luz.
29
El proceso se realiza mediante la interposición de un dispositivo óptico entre la fuente de
radiación y la superficie de absorción capaz de concentrar la radiación incidente sobre una
superficie más pequeña que la superficie de entrada. Además están estudiando sistemas
como el almacenamiento cinético, bombeo de agua a presas elevadas, almacenamiento
químico, entre otros.
1.4.5. GENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA
Un grupo electrógeno (Ver Figura 1.9) es una máquina que mueve un generador de
energía eléctrica a través de un motor de combustión interna. Es comúnmente utilizado
cuando hay déficit en la generación de energía de algún lugar, o cuando hay corte en el
suministro eléctrico y es necesario mantener la actividad [Wikipedia.com].
Figura 1.9.Grupo electrógeno de 500 Kw instalado en un complejo turístico
en Egipto.
Fuente: http://www.scholar.google.com
Una de sus utilidades más comunes es en aquellos lugares donde no hay suministro a través
de la red eléctrica, generalmente son zonas agrícolas con pocas infraestructuras o viviendas
aisladas. Otro caso es en locales de pública concurrencia, hospitales, fábricas, etc., que, a
falta de energía eléctrica de red, necesiten de otra fuente de energía alterna para abastecerse
en caso de emergencia. Un grupo electrógeno consta de las siguientes partes:
30
Motor de combustión interna: El motor que acciona el grupo electrógeno
suele estar diseñado específicamente para ejecutar dicha labor. Su potencia
depende de las características del generador. Pueden ser motores de gasolina o
diesel.
Sistema de refrigeración: El sistema de refrigeración del motor es problemático, por
tratarse de un motor estático, y puede ser refrigerado por medio de agua, aceite o aire.
Alternador: La energía eléctrica de salida se produce por medio de un alternador
apantallado, protegido contra salpicaduras, autoexcitado, autorregulado y sin escobillas,
acoplado con precisión al motor. El tamaño del alternador y sus prestaciones son muy
variables en función de la cantidad de energía que tienen que generar.
Depósito de combustible y bancada: El motor y el alternador están acoplados y
montados sobre una bancada de acero. La bancada incluye un depósito de combustible
con una capacidad mínima de funcionamiento a plena carga según las especificaciones
técnicas que tenga el grupo en su autonomía.
Sistema de control: Se puede instalar uno de los diferentes tipos de paneles y sistemas
de control que existen para controlar el funcionamiento, salida del grupo y la protección
contra posibles fallos en el funcionamiento.
Interruptor automático de salida: Para proteger al alternador, llevan instalado un
interruptor automático de salida adecuado para el modelo y régimen de salida del grupo
electrógeno. Existen otros dispositivos que ayudan a controlar y mantener, de forma
automática, el correcto funcionamiento del mismo.
Regulación del motor: El regulador del motor es un dispositivo mecánico diseñado
para mantener una velocidad constante del motor con relación a los requisitos de carga.
La velocidad del motor está directamente relacionada con la frecuencia de salida del
alternador, por lo que cualquier variación de la velocidad del motor afectará a la
frecuencia de la potencia de salida.
31
La Pila Voltaica se denomina ordinariamente pila eléctrica a un dispositivo que genera
energía eléctrica por un proceso químico transitorio, tras de lo cual cesa su actividad y han
de renovarse sus elementos constituyentes, puesto que sus características resultan alteradas
durante el mismo. Se trata de un generador primario. Esta energía resulta accesible
mediante dos terminales que tiene la pila, llamados polos, electrodos o bornes. Uno de ellos
es el polo positivo o ánodo y el otro es el polo negativo o cátodo. En español es habitual
llamarla así, mientras que las pilas recargables o acumuladores, se ha venido llamando
batería. (Ver Figura 1.10).
Figura 1.10. Esquema funcional de una pila eléctrica.
Fuente: http://www.scholar.google.com
La primera pila eléctrica fue dada a conocer al mundo por Volta en 1800, mediante una
carta que envió al presidente de la Royal Society londinense, por tanto son elementos
provenientes de los primeros tiempos de la electricidad. Aunque la apariencia de una pila
sea simple, la explicación de su funcionamiento dista de serlo y motivó una gran actividad
científica en los siglos XIX y XX, así como diversas teorías, y la demanda creciente que
tiene este producto en el mercado sigue haciendo de él objeto de investigación
intensa[Wikipedia.com]..
El funcionamiento de una pila se basa en el potencial de contacto entre dos sustancias,
mediado por un electrolito.
32
Cuando se necesita una corriente mayor que la que puede suministrar un elemento único,
siendo su tensión en cambio la adecuada, se pueden añadir otros elementos en la conexión
llamada en paralelo. La capacidad total de una pila se mide en amperios-hora (A•h); es el
número máximo de amperios que el elemento puede suministrar en una hora. Es un valor
que no suele conocerse, ya que no es muy claro dado que depende de la intensidad
solicitada y la temperatura.
Un importante avance en la calidad de las pilas ha sido la pila denominada seca, al que
pertenecen prácticamente todas las utilizadas hoy día (2008). Las pilas eléctricas, baterías y
acumuladores se presentan en unas cuantas formas normalizadas en función de su forma,
tensión y capacidad que tengan.
Los metales y productos químicos constituyentes de las pilas pueden resultar perjudiciales
para el medio ambiente, produciendo contaminación química. Es muy importante no
tirarlas a la basura (en algunos países no está permitido), sino llevarlas a centros de
reciclado. En algunos países, la mayoría de los proveedores y tiendas especializadas
también se hacen cargo de las pilas gastadas. Una vez que la envoltura metálica que recubre
las pilas se daña, las sustancias químicas que contienen se ven liberadas al medio ambiente
causando contaminación.
Con mayor o menor grado, las sustancias son absorbidas por la tierra pudiéndose filtrar
hacia los mantos acuíferos y de éstos pueden pasar directamente a los seres vivos, entrando
con esto en la cadena alimenticia. Las pilas son residuos peligrosos por lo que desde el
momento en que se empiezan a reunir, deben ser manejadas por personal capacitado que
siga las precauciones adecuadas empleando todos los procedimientos técnicos y legales
para el manejo de dicho residuos.
Estas pilas suelen utilizarse en los aparatos eléctricos portátiles, que son una gran cantidad
de dispositivos que se han inventado y que se nutren para su funcionamiento de la energía
facilitada por una o varias pilas eléctricas o de baterías recargables. Entre los dispositivos
de uso masivo destacan juguetes, linternas, relojes, teléfonos móviles, marcapasos,
audífonos, calculadoras, ordenadores personales portátiles, reproductores de música, radio
transistores, mando a distancia, etc.
33
Una celda, célula o pila de combustible de la Figura 1.11 es un dispositivo electroquímico
de generación de electricidad similar a una batería, que se diferencia de esta en estar
diseñada para permitir el reabastecimiento continuo de los reactivos consumidos. Esto
permite producir electricidad a partir de una fuente externa de combustible y de oxígeno, en
contraposición a la capacidad limitada de almacenamiento de energía de una batería.
Además, la composición química de los electrodos de una batería cambia según el estado
de carga, mientras que en una celda de combustible los electrodos funcionan por la acción
de catalizadores, por lo que son mucho más estables.
Figura 1.11.Pila de hidrógeno. La celda en sí es la estructura cúbica del
centro de la imagen.
Fuente: http://www.scholar.google.com
En las celdas de hidrógeno los reactivos usados son hidrógeno en el ánodo y oxígeno en el
cátodo. Se puede obtener un suministro continuo de hidrógeno a partir de la electrólisis del
agua, lo que requiere una fuente primaria de generación de electricidad, o a partir de
reacciones catalíticas que desprenden hidrógeno de hidrocarburos.
34
El hidrógeno puede almacenarse, lo que permitiría el uso de fuentes discontinuas de energía
como la solar y la eólica. El hidrógeno gaseoso (H2) es altamente inflamable y explosivo,
por lo que se están desarrollando métodos de almacenamiento en matrices porosas de
diversos materiales.
Un generador termoeléctrico de radioisótopos es un generador eléctrico simple que
obtiene su energía de la liberada por la desintegración radiactiva de determinados
elementos. En este dispositivo, el calor liberado por la desintegración de un material
radiactivo se convierte en electricidad directamente gracias al uso de una serie de
termopares, que convierten el calor en electricidad gracias al efecto Seebeck en el llamado
Unidad de calor de radioisótopos (o RHU en inglés).
Los RTG se pueden considerar un tipo de batería y se han usado en satélites, sondas
espaciales no tripuladas e instalaciones remotas que no disponen de otro tipo de fuente
eléctrica o de calor. Los RTG son los dispositivos más adecuados en situaciones donde no
hay presencia humana y se necesitan potencias de varios centenares de vatios durante
largos períodos de tiempo, situaciones en las que los generadores convencionales como las
pilas de combustible o las baterías no son viables económicamente y donde no pueden
usarse células fotovoltaicas [Wikipedia.com].
1.5.
TURBINAS DE GAS
Una turbina de gas, es una turbo-máquina motora, cuyo fluido de trabajo es un gas. Como
la compresibilidad de los gases no puede ser despreciada, las turbinas a gas son turbomáquinas térmicas [Wikipedia.com].
Comúnmente se habla de las turbinas a gas por separado de las turbinas ya que, aunque
funcionan con sustancias en estado gaseoso, sus características de diseño son diferentes, y,
cuando en estos términos se habla de gases, no se espera un posible cambio de fase, en
cambio cuando se habla de vapores sí.
35
El ejemplo más antiguo de la propulsión por gas puede ser encontrado en un egipcio
llamado Hero en 150 A.C. Hero inventó un juguete que rotaba en la parte superior de una
olla hirviendo debido al efecto del aire o vapor caliente saliendo de un recipiente con
salidas organizadas de manera radial en un sólo sentido (Figura 1-12).
Figura 1.12. Turbina de Vapor inventada por Hero.
Alrededor de 1500 D.C., Leonardo Da Vinci dibujó un esquema de un dispositivo que
rotaba debido al efecto de los gases calientes que subían por una chimenea. El dispositivo
debería rotar la carne que estaba asando.
En 1629 otro italiano desarrolló un dispositivo que uso el vapor para rotar una turbina que
movía maquinaria. Esta fue la primera aplicación práctica de la turbina de vapor. En 1678
un jesuita llamado Ferdinand Verbiest construyó un modelo de un vehículo automotor que
usaba vapor de agua para movilizarse.
La primera patente para una turbina fue otorgada en 1791 a un inglés llamado John Barber.
Incorporaba mucho de los elementos de una turbina de gas moderna, pero usaban un
compresor alternativo. Hay muchos otros ejemplos de turbina por varios inventores, pero
no son consideradas verdaderas turbinas de gas porque utilizaban vapor en cierto punto del
proceso.
36
En 1872, un hombre llamado Stolze diseñó la primera turbina de gas. Incorporaba una
turbina de varias etapas y compresión en varias etapas con flujo axial probó sus modelos
funcionales en los años 1900.En 1914 Charles Curtis aplicó para la primera patente en los
Estados Unidos para una turbina de gas. Esta fue otorgada pero generó mucha controversia.
La Compañía General Electric comenzó su división de turbinas de gas en 1903. Un
Ingeniero llamado Stanford Moss dirigió la mayoría de los proyectos. Su desarrollo más
notable fue el turbo super-cargador.
Este utilizaba los gases de escape de un motor alternativo para mover una rueda de turbina
que, a su vez, movía un compresor centrífugo utilizado para supercargar. Este elemento
hizo posible construir las primeras turbinas de gas confiables.
En los años 30, tantos británicos como alemanes diseñaron turbinas de gas para la
propulsión de aviones. Los alemanes alcanzaron a diseñar aviones de propulsión a chorro y
lograron utilizarlos en la 2° guerra mundial.
Una turbina de gas simple está compuesta de tres secciones principales: un compresor,
un quemador y una turbina de potencia. Las turbinas de gas operan en base en el principio
del ciclo Brayton, en donde aire comprimido es mezclado con combustible y quemado bajo
condiciones de presión constante.
El gas caliente producido por la combustión se le permite expandirse a través de la turbina
y hacerla girar para llevar a cabo trabajo. En una turbina de gas con una eficiencia del 33%,
aproximadamente 2/3 del trabajo producido se usa comprimiendo el aire. El otro 1/3 está
disponible para generar electricidad, impulsar un dispositivo mecánico, etc.
Una variación del sistema de turbina simple (Brayton) es el de añadir un regenerador. El
regenerador es un intercambiador de calor que aprovecha la energía de los gases calientes
de escape al precalentar el aire que entra a la cámara de combustión. Este ciclo
normalmente es utilizado en turbinas que trabajan con bajas presiones. Ejemplos de
turbinas que usan este ciclo son: la Solar Centaur de 3500 hp hasta la General Electric
Frame 5 de 35000 hp.
37
Las turbinas de gas con altas presiones de trabajo pueden utilizar un interenfriador para
enfriar el aire ente las etapas de compresión, permitiendo quemar más combustible y
generar más potencia.
El factor limitante para la cantidad de combustible utilizado es la temperatura de los gases
calientes creados por la combustión, debido a que existen restricciones a las temperaturas
que pueden soportar los alabes de la turbina y otras partes de la misma.
Con los avances en la Ingeniería de los materiales, estos límites siempre van aumentando.
Una turbina de este tipo es la General Electric LM1600 versión marina.
Existen también turbinas de gas con varias etapas de combustión y expansión y otras con
interenfriador y regenerador en el mismo ciclo. Estos ciclos los podemos ver a continuación
en las Figuras 1.13 y 1.14.
Figura 1.13.Turbinas de Gas.
38
Figura 1.14. Turbinas de Gas con intercambiador.
Fuente: http://www.scholar.google.com
El ciclo de Brayton de aire normal, es el ciclo ideal de una turbina de gas simple. El ciclo
abierto de una turbina de gas simple, que utiliza un proceso de combustión interna se puede
observar en la gráfica siguiente. Cabe anotar que también existe un ciclo cerrado teórico de
una turbina de gas simple. En la Figura 1.15 podemos observar el compresor, la cámara de
combustión, la turbina, el aire y combustible en el ciclo abierto Brayton.
Figura 1.15.Turbina de Gas Simple.
39
El rendimiento del ciclo de Brayton de aire normal se encuentra como sigue.
Ec. 1-1
Sin embargo notamos que,
P3
p
P
P
 2 3  4
P4
P1
P2
P1
P2  T2 
 
P1  T1 
k /( k 1)
P T 
 3   3 
p4  T4 
Ec.1-2
k /( k 1)
T3 T2 T3 T4 T3
T
  
y 1  4 1
T4 T1 T2 T1 T4
T1
termic  1 
1
( p2 / P1 )(k  1) / k
Ec.1  3
Ec.1  4
Ec. 1 - 5
El rendimiento del ciclo de Brayton de aire normal es, por lo tanto, una función de la
relación isentrópica de presión. El rendimiento aumenta con la relación de presión, y esto es
evidente en el diagrama T-s ya que al ir aumentando la relación de presión, se cambiará el
ciclo de 1-2-3-4-1 a 1-2‘-3‘-4-1.
El último ciclo tiene mayor suministro de calor y la misma cantidad de calor cedido, que el
ciclo original, y por tanto, tiene mayor rendimiento; advierta, sin embargo, que el último
ciclo tiene una temperatura máxima (T3‘) más alta que la del ciclo (T3). En la turbina de gas
real, la temperatura máxima del gas que entra a la turbina es determinada por
consideraciones metalúrgicas. Por lo tanto si fijamos la temperatura T3 y aumentamos la
relación de presión, el ciclo resultante es 1-2‘-3‘‘-4‘‘-1.
40
Este ciclo tendrá un rendimiento más alto que el del ciclo original, pero, de esta manera,
cambia el trabajo por kilogramo de substancia de trabajo.
Con el advenimiento de los reactores nucleares, el ciclo cerrado de la turbina de gas ha
cobrado gran importancia. El calor se transmite ya sea directamente o a través de un
segundo fluido, del combustible en el reactor nuclear a la substancia de trabajo en la turbina
de gas; el calor es cedido de la substancia de trabajo al medio exterior.
La turbina de gas real, difiere principalmente del ciclo ideal a causa de las irreversibilidades
en el compresor y en la turbina y debido al descenso de presión en los pasos de flujo y en la
cámara de combustión (o en el cambiador de calor en una turbina de ciclo cerrado).
Los rendimientos del compresor y de la turbina están definidos en relación a los procesos
isentrópicos. Los rendimientos son los siguientes:
Ciclo de una Turbina de Gas Simplemente con Regenerador: El rendimiento del ciclo
de una turbina de gas, puede mejorarse con la adición de un regenerador. Se puede observar
el ciclo en la Figura 1.16.
41
Figura 1.16. Turbina de Gas con Regeneración.
Fuente: http://www.scholar.google.com
Observe como el intercambiador de calor utiliza la energía en forma de calor de los gases
de escape para calentar el aire de entrada a la cámara de combustión.
Note que el ciclo 1-2x3-4-y -1, la temperatura de los gases que salen de la turbina en el
estado 4, es más alta que la temperatura de los gases que salen del compresor: por lo tanto
puede transmitirse calor de los gases de salida a los gases de alta presión que salen del
compresor; si esto se realiza en un intercambiador de calor de contracorriente, conocido
como regenerador, la temperatura de los gases que salen del regenerador Tx‘ pueden tener
en el caso ideal, una temperatura igual a T4, es decir, la temperatura de los gases de salida
de la turbina [Wikipedia.com].
En este caso la transmisión de calor de la fuente externa sólo es necesaria para elevar la
temperatura desde Tx hasta T3 y esta transmisión de calor está representada por el área x-3d-b-x; el área y-1-a-c-y y representa el calor cedido.
42
La influencia de la relación de presión en el ciclo simple de una turbina de gas con
regenerador, se ve al considerar el ciclo 1-2‘-3‘-4-1; en este ciclo, la temperatura de los
gases de salida de la turbina es exactamente igual a la temperatura de los gases que salen
del compresor; por lo tanto, aquí no hay posibilidad de utilizar un regenerador. Esto puede
verse mejor al determinar el rendimiento del ciclo de gas ideal de la turbina con
regenerador.
El rendimiento de este ciclo con regeneración se encuentra como sigue, donde los estados
son:
Pero para el regenerador ideal, T4 = Tx y por lo tanto qH = wt; de donde,
Vemos, así, que para el ciclo ideal con regeneración el rendimiento térmico depende no
sólo de la relación de presión, sino también de la relación de la mínima a la máxima
temperaturas.
43
También notamos que, en contraste con el ciclo de Brayton, el rendimiento disminuye al
aumentar la relación de presión. El rendimiento térmico contra la relación de presión, para
este ciclo.
La efectividad o rendimiento de un regenerador está dada por el término rendimiento del
regenerador; El estado x representa a los gases de alta presión que salen del regenerador. En
el regenerador ideal habría una diferencia infinitesimal de temperaturas entre los dos flujos
y los de alta presión saldrían del regenerador a la temperatura Tx‘ pero T3‘ = T4. En el
regenerador real que debe operar a una diferencia de temperaturas finita T x y, por lo tanto,
la temperatura real que sale del regenerador, es menor que Tx‘.
El rendimiento del regenerador se define como,
Si suponemos el calor que el calor específico es constante, el rendimiento del regenerador
también está dado por la relación
44
Es bueno señalar que se puede alcanzar un rendimiento alto usando un regenerador con una
gran área de transmisión de calor; sin embargo, esto también incrementa el descenso de
presión, que representa una pérdida, y tanto el descenso de presión como el rendimiento del
regenerador, deben considerarse para determinar que regenerador dará el máximo
rendimiento térmico del ciclo.
Desde el punto de vista económico, el costo del regenerador debe tomarse en cuenta para
saber si justifica el ahorro que se obtendrá con su instalación y uso.
Figura 1.17. Esquema de un ciclo Brayton. C representa al compresor, B al
quemador y T a la turbina.
Fuente: http://www.scholar.google.com
Las turbinas de gas son usadas en los ciclos de potencia como el ciclo Brayton y en algunos
ciclos de refrigeración.
45
Figura 1.18 .Montaje de una turbina de gas.
Fuente: http://www.scholar.google.com
Es común en el lenguaje cotidiano referirse a los motores de los aviones como turbinas,
pero esto es un error conceptual, ya que éstos son turbo-reactores los cuales son máquinas
que, entre otras cosas, contienen una turbina de gas.
Análisis Termodinámico: Durante el paso del fluido de trabajo a través de una turbina a
gas el primero le entrega energía a la segunda, y durante este proceso el fluido se expande y
disminuye su temperatura. Podemos hacer un análisis termodinámico de este proceso
haciendo un balance de energía:
Ec. 1-17
46
Esta ecuación es la primera ley de la termodinámica en propiedades específicas, pero a
diferencia de otras nomenclaturas el trabajo L es considerado positivo si sale del volumen
de control, el cual en este caso contiene al fluido en su paso a través de la turbina; c es la
velocidad, u es la energía interna, p es la presión, z es la altura, q es el calor transferido por
unidad de masa y v es el volumen específico. Los subíndices s se refieren a la salida y e se
refieren a la entrada. Para simplificar nuestro trabajo haremos las siguientes
consideraciones:
Consideraremos este proceso como adiabático.
q=0
Ec. 1-18
El cambio de energía potencial (gravitatoria) es despreciable debido a la baja
densidad de los gases.
gze − gzs = 0
Ec. 1-19
Entonces de la primera ley de la termodinámica podemos deducir la expresión para obtener
el trabajo específico en función de las propiedades de entrada y salida de la turbina del
fluido de trabajo:
Ec.1-20
El termino h es la entalpía la cual se define como h = u + pv.
Motores usados en aviación:

Turborreactor Usado en aviones supersónicos.

Turbo-fan o turbo-soplante Usado en aviones comerciales subsónicos.

Turbohélice Con hélices normales.
47
1.6.
REDES DE DISTRIBUCIÓN DE GAS.
La red de conducciones de gas natural tiene una longitud de miles de kilómetros y llega a
millones de industrias y domicilios. Desde hace unos años, está creciendo con rapidez.
Figura 1.19. Distribución de Gas.
Fuente: http://www.scholar.google.com
48
Figura 1.20. Instalación Típica.
49
1.6.1. PROYECTOS DE REDES DE DISTRIBUCIÓN DE GAS
NATURAL, NORMA 2.374.0 [PEMEX.]
Materiales: Los materiales empleados en, la fabricación de tubos para conducción de gas,
en redes de distribución son los siguientes: acero, polietileno de alta y media densidad (PE)
y Polímeros de cloruro de vinilo (PVC).
Tubos de acero:
La tubería de acero empleada en la construcción de redes de distribución de gas, deberá
cumplir con las especificaciones DGN-B-10-1966, ASTM-A-53 ó API-SC grado A,
con o sin costura longitudinal, con extremos biselados para soldar o con extremos sin
biselar para uniones con juntas dresser.
Los tubos pueden o no tener una protección anticorrosiva aplicada en fábrica. La
protección aplicada en fábrica es a base de polietileno y se conoce como Polycap o
Extrucoat.
Los tubos de acero que no tengan protección anticorrosiva de fábrica, deberán
protegerse en campo por medio de alguno de los métodos descritos en D.03.
Protección anticorrosiva
Aplicación en caliente: Consiste en la aplicación de cuatro diferentes materiales sobre
la superficie del tubo perfectamente limpia, Esencialmente se aplica una pintura
primaria, sobre ésta un esmalte a base de alquitrán de hulla, posteriormente se envuelve
una capa de fibra de vidrio para reforzar el esmalte y se termina con un fieltro de
protección. Ver norma 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petróleo por Tubería.
En frío: Se aplica una cinta plástica (comercialmente conocida como Poliken) sobre la
superficie del tubo perfectamente limpia. Posteriormente se protege la cinta cubriéndola
con una felpa (Krafáltica).
50
Tubos de polímeros de cloruro de vinilo (PVC).
Los tubos de PVC deben llenar los requisitos que aparecen en la Tabla 1-1 y cumplir
con lo indicado en la Norma DGN-E-12,1968 de la Secretaría de Industria y Comercio.
Solamente se emplearán tubos cuya relación diámetro espesor de la pared, comúnmente
conocida como "RD" sea 13.5, 17, 21 y 26.
La unión de tubos de PVC será por medio de coples cementados al igual que la unión
de copies y conexiones de este mismo material.
Cuando sea necesario al unión de tuberías de PVC con las de acero, se empleará para
este fin bridas de transición con empaques de neopreno o tuerca-unión de compresión.
51
Tabla 1.1.Tubos de polímeros de cloruro de vinilo (PVC)
ESPESORES MÍNIMOS DE PARED (mm)
52
Tabla 1.2. Tubos de polietileno de alta densidad (PE)
53
Tubo de polietileno (PE)
Los tubos de PE empleados para la conducción de gas a presión en redes subterráneas,
se fabrican de polietileno de alta y media densidad con las características mencionadas
en la Norma DGN-E-43-1973 de la Secretaría de Industria y Comercio y cuyas
dimensiones se indican en la Tabla 1-2.
La unión de los tubos y conexiones del mismo material (PE) se hará por el método de
termo-fusión de acuerdo con las temperaturas y tiempos de calentamiento indicados en
la Tabla 1-3.
Tabla 1.3. Tiempos para unión de tubería PE por termo-fusión
Temperatura del calentador 2600C (5000F)
54
Tiempo de calentamiento:
 Unión por cople. Empiece a contar cuando la conexión o tubería se han
puesto en contacto con el calentador.
 Unión a tope. A partir de la formación de un anillo de material fundido en
toda la circunferencia del tubo.
 Unión de Silletas. A partir del contacto del calentador con la silleta.
Tiempo de enfriamiento es durante el cual la tubería y conexión deben sujetarse en su
lugar, Manéjese o pruébese, una vez transcurridos tres minutos después de haber quitado el
calentador.
Válvulas.
Todas las válvulas deben satisfacer los requisitos mínimos indicados en las Normas
API-6A, API-6D, MSS SP-52, 2.615.01 Lista de equivalencias de válvulas de Petróleos
Mexicanos, no debiéndose utilizar en condiciones de operación que excedan los valores
nominales, de presión y temperatura indicadas en dichas normas.
Las válvulas serán preferentemente de bola, con extremos bridados, de acero al carbón
y asiento de teflón para 150 lb ASA de presión que cumpla las especificaciones ASTMA-216.GR-WCB.
Bridas y accesorios bridados.
Las bridas o accesorios bridados deberán ser para 150 lb ASA y satisfacer los requisitos
mínimos que aparecen en las normas ANSI B.16.5, SS SP-44 o ANSI B.16.24.
Toda conexión bridada deberá tener capacidad para resistir la presión máxima a la que
vaya a operar el sistema y mantener sus propiedades físicas y químicas a cualquier
temperatura a la que según lo previsto pueda quedar sujeta durante el servicio.
55
Conexiones.
Las conexiones podrán ser de acero, con extremos biselados para soldarse a tope o por
medio de bridas, (para 150 lb ASA) de polímeros de cloruro de vinilo (PVC) o de
polietileno (PE)
Toda conexión debe tener la capacidad de resistir la misma presión y temperatura que la
de diseño de la tubería.
La resistencia a la ruptura real de la conexión, debe ser por lo menos igual a la
resistencia a la ruptura del tubo.
Las conexiones para transiciones de plástico a acero debe estar disertada por lo menos
para la presión de prueba de la red.
Conexiones de derivación soldadas.
Toda conexión soldada para ramales hecha en el tubo en forma de inserción a un
cabezal o como serie de conexiones, debe diseñarse para garantizar que no se reduzca la
resistencia del sistema, tornando en cuenta los esfuerzos de la pared del tubo debidos a
la abertura hecha en él o en el cabezal, los esfuerzos cortantes producidos por la presión
al actuar en el área de la abertura del ramal y la carga externa debida a movimientos
térmicos, peso y vibración
Conexiones extruidas.
Toda conexión extruida debe ser adecuada para las condiciones previstas del servicio y
por lo menos debe tener una resistencia igual a la de diseño de la tubería.
56
DISEÑO
Requisitos generales:
Cada uno de los componentes de un gasoducto debe tener capacidad para resistir
presiones de operación y otras cargas previstas durante su instalación y vida útil.
Demanda máxima horaria, para el diseño de la red debe tornarse en cuenta la demanda
máxima horaria que es el consumo que se tiene en la hora del día de mayor demanda
del año.
Demanda máxima diaria, es el volumen de gas que se consumirá durante un periodo de
24 horas del día de mayor consumo del año.
Consumo promedio diario por toma domiciliaria, es el consumo que se tiene por toma
domiciliaria considerando el total de demanda de los aparatos de consumo por un
periodo de 3.5 a 4.0 horas por día.
Consumo por aparato, es la cantidad de gas que se requiere para que el aparato (estufa,
horno, calentador, calefactor, etc.) funcione a su máxima capacidad, la cual depende del
tipo de quemadores con que cuente.
Consumo promedio horario, es el volumen que resulta de considerar los volúmenes de
consumo de un conjunto de consumidores surtidos por una misma fuente de
abastecimiento afectado de un factor de diversidad de acuerdo al número de
consumidores.
Factor de diversidad, es un factor que depende del número de consumidores que se
abastecen de una misma fuente.
Fuente de abastecimiento.
 Para el diseño de redes, se considera como fuente de abastecimiento, la
estación de regulación que en ocasiones puede ser de medición y regulación
y es el punto inicial de la red de distribución.
 También se puede considerar como fuente de abastecimiento para un sector
determinado de una red, la tubería troncal que la abastece.
57
Presiones.
No se deberán diseñar las redes de distribución para presiones inferiores a 0.07 kg/cm2,
debido a que los diámetros resultantes del cálculo son demasiado grandes para los
volúmenes de gas que manejan y por lo tanto es antieconómica su construcción.
Debido a que por razones de seguridad en zonas habitacionales, la presión máxima
permisible, es de 4.5 kg/cm2 y aunado a las condiciones de seguridad, las de operación,
ya que al trabajar una red a alta presión en caso de presentarse una fuga, existen grandes
pérdidas además de hacer difícil y peligrosa la reparación, esta presión de 4.5 kg/cm2,
es la máxima con que se deben diseñar las redes de distribución de gas natural.
Presión de diseño, la presión de diseño de redes de distribución de gas natural será:
 Presión máxima 4.5 kg/cm2.
 Presión mínima 0.07 kg/cm2.
Presión de prueba, La presión a la que se deberán probar las tuberías que constituyen la
red de distribución será vez y media la presión máxima de trabajo, pero nunca será
menor de 7 kg/cm2 manométrica.
Temperatura de diseño.
La temperatura que se debe considerar al proyectar una red de distribución de gas
natural, dependerá de las temperaturas máximas y mínimas del lugar a partir de las
cuales se puede estimar la temperatura que se tendrá en el subsuelo en el sitio donde se
construirá la red.
Regulación
Invariablemente toda red de distribución deberá contar con una estación de regulación
que será la encargada de regular la presión a la máxima de operación de la red y de
acuerdo con lo indicado en el párrafo E.05.f.2.
58
La regulación tendrá lugar inicialmente en la estación o fuente de abastecimientos, ya
que generalmente Petróleos Mexicanos surte el gas a mayor presión que la indicada en
E.02.c. Esta primera regulación podrá constar de dos reguladores en serie o un
regulador con una válvula de seguridad, la cual en caso de una sobrepresión abre
descargando el gas a la atmósfera evitando un aumento de presión en la red.
Pueden existir subestaciones de regulación para circuitos o sectores específicos de la
red distribución, las cuales dependerán de las presiones consideradas para operación en
dichas zonas.
A la entrada de las tomas domiciliarias (riser) se pondrá un regulador para bajarla
presión de entrega al usuario a 26.36 gr/cm2.
Proyectos de la red
Localización de las tuberías.
 Las tuberías enterradas deberán ir preferentemente en las aceras y a una
profundidad mínima de 60 cm. Si la tubería se localiza en el arroyo de las
calles, ésta deberá ir a 1.20 m como mínimo de profundidad lo mismo al
cruzar calles y avenidas.
 Las tuberías deberán quedar separadas de cualquier otra instalación
subterránea un mínimo de 30 cm.
 Toda línea de tubería debe diseñarse con suficiente flexibilidad para evitar
que las expansiones o contracciones térmicas provoquen esfuerzos
excesivos en la tubería o en sus componentes, flexiones excesivas o
sobrecargas en las juntas, fuerzas o momentos indeseables en los puntos de
conexión con los equipos o en puntos de anclaje.
59
Válvulas
 Las válvulas quedarán localizadas a una distancia máxima entre ellas que
no exceda de 4 km en tuberías troncales y 3 km en tuberías secundarias.
 Se instalarán además válvulas a la entrada de cada una de las instalaciones
domiciliarias para suspender el servicio en caso de emergencia o
cancelación.
 Las válvulas serán de tipo bola de acero para 150 lbs ANSI y deberán
colocarse por medio de bridas a la tubería.
 Las válvulas y su dispositivo de operación necesario para abrir o cerrar
deben ser de fácil acceso y estar protegidos contra manejos indebidos y
daños.
 Las válvulas deberán quedar soportadas para evitar que se asienten e
impedirla transmisión de movimientos a la tubería a la que están
conectadas.
 Toda estación reguladora que controle el flujo o la presión del gas en un
sistema de distribución, debe tener instalada una válvula en la tubería de
entrada, a una distancia suficiente de la estación reguladora para permitir la
operación de la válvula durante cualquier emergencia que impida el acceso
a la estación.
 Toda válvula de una línea troncal instalada para fines de operación o de
emergencia deberá cumplir con los requisitos siguientes:
a. La válvula debe estar situada en un sitio accesible para facilitar su
operación.
b. El vástago o mecanismo de operación debe ser de fácil acceso.
c. Si la válvula está instalada en una caja o registro subterráneo, estos
deben estar construidas de tal manera que se evite la transmisión de
cargas externas a la tubería.
60
Registros o cajas de válvulas.
 Requisitos relativos al diseño estructural
a. Toda caja de válvulas o registro debe tener capacidad para soportar las
cargas que puedan actuar sobre ellas protegiendo el equipo instalado.
b. Debe tener espacio de trabajo suficiente de tal manera que todo el equipo
requerido en la capa de válvulas o registro pueda instalarse, operarse y
mantenerse debidamente.
c. Toda tubería que entre o esté dentro de un registro debe ser de acero.
d. Cuando el tubo se prolongue a través de las paredes del registro, deberán
tomarse medidas para evitar el paso de gases o líquidos a través de la
abertura y para impedir deformaciones en la propia tubería.
 Accesibilidad, los registros o cajas de válvulas se localizarán preferentemente
sobre las aceras en sitios de fácil acceso en todo tiempo y lejos de:
a. Intersecciones de calles o puntos de tráfico pesado e intenso.
b. Puntos de elevación mínima, alcantarillas o sitios en los que la tapa de
acceso quede en el curso de aguas superficiales y
c. Instalaciones de agua, electricidad, vapor u otras.
 Sello, venteo y ventilación
a. Toda caja de válvulas subterráneas con tapa ciega debe estar sellada y
venteada de la manera siguiente:
 La caja de válvulas debe estar ventilada con un ducto que tendrá el
efecto de ventilación hecho con un tubo de 2" de diámetro.
 La ventilación debe ser suficiente para reducir al mínimo la formación
de una atmósfera inflamable dentro de la caja de válvulas.
61
 El ducto debe tener una altura mínima de 2.50 m sobre el nivel del
terreno para disipar cualquier mezcla inflamable que pueda descargarse.
 Para que la caja de válvulas esté sellada, se deberá colocar en toda
abertura una cubierta que ajuste estrechamente, sin orificios abiertos a
través de los cuales pueda incendiarse una mezcla inflamable, debiendo
tener medios para probar la atmósfera interna antes de retirar la
cubierta.
b. Si el registro está cubierto mediante aberturas en la cubierta o mediante
rejillas y si la relación entre el volumen interno en metros cúbicos y el área
efectiva de ventilación de la cubierta o rejilla en metros cuadrados es menor
de 20 a 1, no se requiere ventilación adicional, pero deberán contar con
arrestadores de llama.
c. Toda caja de válvulas o registro que contenga válvulas y que esté venteada,
debe tener medios para impedir que las fuentes exteriores de ignición
lleguen a la atmósfera de la caja de válvulas.
 Drenaje e impermeabilización
a. Todo registro debe estar diseñado para reducir al mínimo la entrada de
agua.
b. En terrenos donde el suelo sea permeable se dejará un hueco en el piso para
permitir la salida del agua; en suelos impermeables o en donde el nivel de
aguas freáticas sea elevado el piso del registro contará con un cárcamo para
bombeo o achique.
 Materiales, las cajas de válvulas o registros se construirán de concreto armado o
de tabique rojo recocido aplanado interiormente. Las tapas podrán ser de
concreto armado o de fierro fundido.
62
Instalación de válvulas en tuberías de plástico.
 Toda válvula instalada en tubería de plástico, debe estar diseñada (su
instalación) para proteger el material plástico contra las cargas excesivas
detorsión o de fuerza cortante, cuando se opere la válvula y de cualquier otro
esfuerzo que pueda ejercerse a través de la válvula o de su cubierta.
Protección contra excesos de presión accidental.
 Todo sistema de distribución alimentado de una fuente de gas a una presión
superior a la presión de operación máxima permisible para el sistema debe:
a. Tener dispositivos de protección capaces de satisfacer las condiciones
depresión, cargas y otras de servicios que se experimenten en la operación
normal del sistema y que puedan activarse en caso de falla de alguna parte
del sistema y
b. Estar diseñado de tal manera que se eviten excesos de presión accidentales.
Control de la presión del gas entregado a partir de sistemas de distribución alta
presión.
 Para presiones de operación máxima del sistema de distribución menores de 4.5
kg/cm2 manométricas, se utilizará un regulador de servicio con las
características siguientes:
a. Capaz de reducir la presión de la línea de distribución a la presión de
entrega de 26.36 gr/cm2.
b. Un regulador que en las condiciones normales de operación, sea capaz de
regular la presión manteniéndola dentro de los límites de precisión
necesarios y limitando el aumento depresión en condiciones de cero flujo,
con el objeto de evitar una presión que pudiera causar la operación insegura
de cualquier equipo que utilice gas.
63
 Si la presión de la fuente de abastecimiento del sistema de distribución excede
de 4.5 kg/cm2 manométricas, debe aplicarse uno de los cuatro métodos
siguientes para regular y limitar dicha presión hasta el valor máximo permitido
de operación.
a. Un regulador de servicio que reúna las características mencionadas en el
párrafo f1 de esta norma y otro regulador localizado en la estación de
regulación. El regulador localizado en la estación de regulación no podrá
ajustarse para mantener una presión superior a 4.5 kg/cm2 manométrica.
Debe instalarse un dispositivo entre el regulador de la estación de
regulación y el regulador de servicio, con el objeto de limitar la presión en
la entrada del regulador de servicio a un máximo de 4.5 kg/cm2
manométrica, en caso de que el regulador de la estación de regulación no
funcione debidamente. Este dispositivo puede ser una válvula de alivio o
una válvula de cierre automático que interrumpa el flujo.
b. Un regulador de servicio y un regulador de control ajustados para limitar a
un valor máximo de seguridad la presión del gas entregado al usuario.
c. Un regulador con una válvula de alivio venteada a la atmósfera exterior; la
válvula de alivio ajustada de tal manera que se abra, con el objeto de que la
presión del gas que pasa a la red no exceda de un valor máximo de
seguridad. La válvula de alivio puede estar incorporada en el regulador o
puede constituir una unidad independiente instalada en la tubería abajo del
regulador. Esta combinación se puede utilizar por sí sola únicamente en los
casos en los que la presión de entrada del regulador no exceda de la presión
de trabajo indicada como segura por el fabricante del regulador.
d. Un regulador y un dispositivo de cierre automático que actúa ante una
elevación de presión tubería abajo del regulador y que permanezca cerrado
hasta que se restablezca manualmente.
64
Tomas domiciliarias
 Las capacidades de las tomas domiciliarias se calcularán de acuerdo a los
consumos que se tengan estimados. Variando de acuerdo al número de aparatos
que se alimenten de cada toma domiciliaria.
 Las tomas domiciliarias deberán contener los siguientes accesorios:
a. Válvula de corte, generalmente de macho lubricable con orejas para
portacandado.
b. Regulador de presión para bajar ésta a 26.36 gr/cm2 como máximo y cuya
capacidad dependerá del volumen a manejar.
c. Medidor, cuyo tipo dependerá del volumen estimado de consumo.
d. Válvula de cierre, la cual opera el usuario cuando quiera suspender el
servicio.
 Siempre que sea posible las tomas domiciliarias irán adosadas en el interior de
una pequeña caja o nicho en la cara exterior del muro de la casa o en un murete
que se construya para ese efecto entre las colindancias de los lotes.
Cruzamientos con otras líneas (teléfonos, energía eléctrica, agua potable, drenaje,
etc.)
 Siempre que las tuberías de gas intercepten a otras líneas, se modificará su trazo
vertical u horizontal de manera que el colchón mínimo entre las pare desde las
dos tuberías sea de 0.30 m.
Odorización
 Debido a que el gas natural está constituido principalmente por una mezcla de
metano y etano y dado que esos gases son relativamente inodoros, se deben
agregar ciertas substancias conocidas como odorantes mercaptanos que le dan
al gas un olor sui géneris, que en caso de fuga es fácilmente identificable aun
abajas concentraciones.
65
 Los odorizadores consisten de un tanque que contiene el odorante, el cual es
conducido por medio de un tubo y una válvula reguladora a las tuberías de la
red, pudiendo ser de dos tipos: de gravedad o de presión deferencial.
 Como odorante se puede usar "Ami-Mercaptano" en cantidades de 45 a 70 gr
por cada 10,000 m3 de gas.
 Los odorizadores van al principio de la red dentro o fuera de las casetas de
regulación.
Protección catódica
 En el subsuelo existen condiciones específicas que dan origen a fenómenos de
electrólisis, los que ocasionan la corrosión de las tuberías de acero que van
enterradas. Para evitar esta destrucción de la tubería, se ha recurrido a conservar
la misma mediante recubrimiento anticorrosivo adecuado y el uso de protección
catódica.
 Todas las tuberías enterradas de acero deben contar con un sistema de
protección catódica dependiendo de un estudio que se haga de las condiciones
del lugar, siguiendo las indicaciones que aparecen en la Norma 3.135.01,
Instalación de Sistemas para Protección Catódica de Petróleos
Mexicanos.
Soportes y anclajes
 Toda línea de tubería y su equipo asociado debe tener anclajes o soportes
suficientes para:
a. Evitar los esfuerzos indebidos sobre el equipo conectado.
b. Resistir las fuerzas longitudinales producidas por una curva o excentricidad
del tubo.
66
c. Evitar o amortiguar vibración excesiva.
d. Proteger las juntas de las fuerzas producidas por la presión interna por la
expansión o contracción térmica y por los pesos de la tubería y su
contenido.
 Todo soporte o anclaje de una tubería descubierta, debe estar fabricado de
material durable, incombustible y estar diseñado e instalado de la manera
siguiente:
a. Permitiendo la libre expansión y contracción de la tubería entre soportes o
anclajes.
b. Evitando que los movimientos de la tubería causen corrimientos de los
equipos.
 Todo soporte de una línea de tubería descubierta que opere a un nivel de
esfuerzos del 50% o más del punto cedente mínimo especificado debe cumplir
con los requisitos siguientes:
a. No puede soldarse directamente al tubo un soporte estructural.
b. El soporte debe darse por medio de una pieza que rodee al tubo.
c. Si la pieza que rodee al tubo está soldado a él, la soldadura debe ser
continua y cubrir toda la circunferencia.
 Todo ramal subterráneo debe quedar perfectamente asentado en el terreno, con
el objeto de evitar movimientos.
67
Edificios para las casetas de regulación y medición
 Todo edificio construido para casetas de regulación y medición deberá
construirse con materiales incombustibles.
 Todas las casetas deben estar cercadas, debiendo tener puertas, que permiten el
acceso a personal y equipo de mantenimiento.
 La instalación eléctrica en las casetas será a prueba de explosión, según
norma2.346.01. Proyecto y Diseño de Instalaciones Eléctricas en Plantas
Industriales de Petróleos Mexicanos.
Separador de líquidos, cuando los vapores arrastrados en él gas se pueden licuar bajo
ciertas condiciones de presión y temperatura, se deberá poner un separador de líquidos
para eliminarlos, el cual debe tener medios manuales para la eliminación de esos
líquidos.
Toda caseta de regulación y medición debe tener dispositivos de alivio y presión, de
capacidad suficiente y sensibilidad adecuada para garantizar que la presión máxima de
operación de la tubería y del equipo de la caseta no exceda de un 10%.
Toda caseta debe estar ventilada para garantizar que los trabajadores no peligren por la
acumulación de gases.
Toda línea de venteo que descargue gas procedente de válvulas de alivio depresión,
deben prolongarse hasta un sitio en el que el gas pueda descargarse sin peligro evitando
mezclas explosivas.
Las casetas deberán tener por lo menos un extinguidor de polvo químico seco de (20 lb)
9.8 kg.
68
1.7.
GAS NATURAL VEHICULAR
Se denomina gas natural vehicular (GNV por sus siglas en español o NGV por sus siglas
en inglés), al gas natural usado como combustible vehicular. Muchas veces se usa el
término gas natural vehicular como sinónimo de gas natural comprimido. Sin embargo,
el GNV puede ser también gas natural licuado, que también es usado como combustible
vehicular, aunque en muchísima menor medida [Wikipedia.com].
Tabla 1.4. El gas natural como combustible vehicular en el mundo.
País
Vehículos
Estaciones de servicio
Porcentaje del parque automotor
Argentina
1.650.000
1.4
21,7%
Perú
425.513
1.442
7,0%
Pakistán
1.550.000
1.606
24,9%
Brasil
1.425.513
1.442
10,0%
Italia
432.9
558
1,1%
India
334.82
321
2,3%
Irán
263.662
179
23,9%
Estados Unidos
146.876
1.34
0,1%
Colombia
203.292
310
16,4%
China
127.12
355
0,4%
Ucrania
100
147
2,0%
69
1.7.1. GNV
Es Gas Natural que se comprime hasta 200 bares con el objeto de ser almacenado en
cilindros y su principal uso es en el transporte de alto recorrido, es utilizado especialmente
en ciudades que presentan altos índices de polución del aire como ocurre en el caso de
Santiago de Chile [Gnv.cl].
El Gas Natural ha sido aceptado como una energía con un gran potencial de desarrollo
futuro y de hecho la Conferencia Mundial de la Energía celebrada en Tokio el año 1995
declaró al gas natural como el combustible alternativo con mejores opciones de desarrollo
para su masificación a futuro, debido a su abundancia, comodidad, seguridad, bajo costo de
extracción, transporte y distribución, y el bajo nivel de contaminación que genera.
El uso del GNV en vehículos livianos y en el transporte público de pasajeros y de carga ya
puede ser una realidad en nuestro país, tal como lo es en otros países del mundo donde ya
existen más de 4.900.000 de vehículos circulando con gas natural.
En Punta Arenas se aplica el gas natural vehicular en forma exitosa desde hace más de diez
años. La experiencia de 2500 propietarios de automóviles, camionetas y buses avala que el
sistema puede extenderse a otras ciudades del país.
Las posibilidades de usar gas natural vehicular como combustible alternativo,
substituyendo a los derivados del petróleo, sigue creciendo porque las ventajas que ofrece
respecto de otros combustibles son irremplazables. Las principales marcas de automóviles
del mercado mundial, Ford, General Motors, Daewoo, Honda, Nissan, Volvo, Chrysler y
BMW entre otros han desarrollado modelos y están ofreciendo comercialmente modelos de
vehículos livianos nuevos diseñados originalmente de fábrica que permiten operar con gas
natural o gasolina indistintamente Cabe señalar al respecto que esta tendencia también se
observa en nuestro país mediante la homologación de modelos de nuevos a gas natural.
70
CAPÍTULO 2
GAS NATURAL LICUADO
2.1.
INTRODUCCIÓN
El gas natural licuado (GNL) es gas natural que ha sido enfriado hasta el punto que se
condensa a líquido, lo cual ocurre a una temperatura de aproximadamente –161°C y a
presión atmosférica. Este proceso, denominado ―licuefacción‖, permite reducir su volumen
en aproximadamente 600 veces, facilitando su almacenaje en grandes cantidades y
volviéndolo más económico para su transporte en barcos [Electroindustria].
Los países líderes productores de gas natural y que comercializan GNL a los mercados
mundiales son Argelia, Indonesia y Qatar. Sin embargo, muchas naciones juegan pequeños
pero importantes roles como productores de gas natural y exportadores de GNL, tales como
Australia, Nigeria, y Trinidad y Tobago.
En tanto, países como Angola y Venezuela están procurando alcanzar su máximo potencial
en el mercado mundial de GNL. Y otros como Arabia Saudita, Egipto e Irán, que tienen
grandes reservas de gas natural, también podrían participar como exportadores de GNL.
71
Figura 2.1. Las plantas de licuefacción se encuentran normalmente situadas
en la costa, y pueden disponer de una o más unidades paralelas (“trenes” de
GNL).
Fuente: http://www.scholar.google.com
2.1.1. HISTORIA DEL GNL
Los orígenes de la tecnología de la licuefacción del GNL aparecen en los años alrededor de
1920 cuando las primeras técnicas de la licuefacción del aire fueron desarrolladas. El
primer uso de GNL fue para recuperar helio de corrientes del gas natural. El proceso fue
basado en la licuefacción de los hidrocarburos que tenían helio dejándolo en la fase
gaseosa; después de que la extracción del helio el GNL era vaporizado y vendido como
combustible.
En el pasado, el gas natural se consideraba un subproducto sin valor asociado con la
extracción petróleo crudo, hasta que en 1920 se hizo evidente que era una valiosa fuente de
combustibles, tales como propano y butano.
72
1941 – Primera planta de licuefacción en Cleveland, Ohio.
1959 – Primer envío de GNL por buque.
1960 – Primera planta de licuefacción con carga de base en Argelia.
1964 – Comercio a gran escala entre Argelia y Europa.
1969 – Transporte de GNL de Alaska a Japón.
2.1.2. EL GNL EN LA ACTUALIDAD
Las operaciones de GNL están ampliándose rápidamente en todo el mundo, y cada vez hay
más plantas en construcción o en vías de desarrollo. Actualmente, existen las siguientes
instalaciones:
15 plantas de licuefacción de GNL que operan en 12 países.
38 plantas de regasificación de GNL que operan en 10 países.
Actualmente se consumen 104 millones de toneladas anuales de GNL en el mundo
Proyecciones varían pero se espera para 2010 que la producción se pueda doblar.
2.1.3. CONCEPTOS
El gas natural licuado (GNL), es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en
forma líquida. Es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartados, donde no
es económico llevar el gas al mercado directamente ya sea por gasoducto o por generación
de electricidad. El gas natural es transportado como líquido a presión atmosférica y –260ºF
donde la licuefacción reduce en 600 veces el volumen de gas transportado [Wikipedia].
Es necesario eliminar componentes susceptibles de congelarse durante el
proceso de enfriamiento (agua, CO2, gases ácidos e hidrocarburos pesados), así
como compuestos dañinos para las instalaciones (azufre y mercurio).
El proceso de Licuefacción está formado de las siguientes etapas: Extracción de CO2,
deshidratación y filtrado, licuefacción y almacenamiento.
73
i.
Proceso de Extracción de CO2
Figura 2.2. Proceso de Extracción de CO2.
MEA: Proceso de purificación del gas por adsorción del dióxido de carbono (CO2) y el
agua existente en el mismo, por medio de la aplicación de una corriente inversa de
solución de momo-etanol-amina (MEA).
74
ii.
Proceso de Deshidratación y Filtrado
Figura 2.3. Proceso de Deshidratación y Filtrado.
75
iii.
Licuefacción y Almacenamiento
Figura 2.4. Licuefacción y Almacenamiento
Fuente: http://www.scholar.google.com
2.1.4. COMPOSICIÓN TÍPICA DEL GNL
Tabla 2.1. Composición típica del GNL.
COMPONENTE
PORCENTAJE
MOLAR
O2
N2
CO2
C1
C2
C3
iC4
nC4
C5+
0.03
1.48
0.03
97.32
1.02
0.05
0.02
0.01
0.01
TOTAL
100
76
2.1.5. PORQUE LICUAR EL GAS
GNL es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartados, donde no es
económico llevar el gas al mercado directamente por medios convencionales ya sea por
gasoducto o por generación de electricidad.
El gas natural se transporta generalmente utilizando gasoductos, pero para grandes
distancias resulta más económico usar buques.
Para transportarlo así es necesario licuarlo, dado que a la temperatura ambiente y a la
presión atmosférica ocupa un volumen considerable. El proceso de licuefacción reduce
el volumen del gas natural 600 veces con respecto a su volumen original.
Aproximadamente la mitad de las reservas de hidrocarburos conocidas hoy son
yacimientos de gas natural. Con frecuencia se encuentran ubicadas en regiones con
poca demanda de gas. Sin embargo, el licuarlo, puede transportarse con total seguridad
hasta su mercado de destino utilizando buques, de manera similar al petróleo crudo.
2.1.6. TIPOS DE PLANTAS
POR SU FINALIDAD
De Licuefacción
Genera GNL a partir de GN tratado, mediante la licuefacción.
Despacha el GNL por medio de buques metaneros
De Regasificación
Genera GN para distribución a partir del GNL, mediante la regasificación.
Despacha el GN a los sistemas de distribución
77
POR SU PRODUCCIÓN Y ALMACENAMIENTO
De carga base
Plantas de gran tamaño
Tanques de almacenamiento pequeños
Almacenan producción de unos 3 días
De control de épocas de mayor demanda
Plantas de pequeño tamaño
Proveen de gas en las demandas pico con volúmenes de almacenamiento
grandes
Almacenan la producción de meses
2.1.7. CADENA DE VALOR DEL GNL
Un proyecto de GNL es altamente complejo tanto desde el punto de vista técnico así como
del comercial. El proyecto debe de tener en cuenta todos los aspectos de la cadena de
producción desde el yacimiento, el tratamiento preliminar en los pozos, el transporte por
tubería a la planta de licuefacción, el llenado de barcos, el transporte a las unidades de revaporización, y finalmente la venta y distribución del gas ya sea como gas natural o en la
forma de electricidad [Wikipedia].
Los proyectos de GNL son proyectos que representan varios miles de millones de dólares
de inversión, por lo que requieren la participación de compañías integradas (que tengan
unidades de exploración, producción y distribución de gas) de alta solvencia económica y
entidades financieras que contribuyan el capital de inversión. Todos estos factores han
creado una industria en la cual el riesgo de inversión sea bajo y requiere que tanto los
contratos de compra y venta de gas sean a largo plazo, en este caso 20 años con reservas
mínimas en el orden de 12 billones de pies cúbicos por proyecto (12 TCF en el argot
internacional.)
78
Figura 2.5. Cadena de valor del GNL.
Figura 2.6. Cadena de valor del GNL.
Planta de Licuefacción
Buque metanero
79
Planta de Regasificación
Figura 2.7. Cadena del Gas Natural.
Fuente: http://www.scholar.google.com
2.1.8. SEGURIDAD DEL GNL
Toda la cadena de producción y distribución de GNL está diseñada para evitar fugas y
prevenir incendios. Los riesgos m más altos son su baja temperatura (criogénica) y su
combustibilidad.
Cualquier derrame de GNL se evapora rápidamente donde la condensación del vapor de
agua en el aire crea una neblina. El GNL no se prende fácilmente, la llama no es muy
fuerte, no humea y ésta no se extiende.
El combate de un fuego de GNL es muy similar a uno de gasolina o Diesel, no hay peligro
de explosión en lugares abiertos.
80
2.2.
CONCEPTOS SOBRE REFRIGERACIÓN
2.2.1. HISTORIA
 A mediados del siglo 19 se inician las investigaciones para producir frío.
 En el año 1850 Lord Kelvin en colaboración con James Joule realizaron varios
experimentos relacionados con los cambios de temperatura gases con caída de presión a
entalpia constante.
 Esta tecnología se utilizó para licuar gases y extraer los gases raros.
 También para separar los componentes del aire.
 De la misma forma se desarrollaron los sistemas de GNL, referidos al almacenamiento,
licuefacción, regasificación y transporte del GNL.
2.2.2. CONCEPTOS SOBRE REFRIGERACIÓN
Expansión: El líquido saturado, se expande hasta la presión de evaporación. Este proceso
es isoentálpico. Parte del líquido se transforma en vapor.
Evaporación: Se realiza en el enfriador o chillar, lugar donde se absorbe el calor. En este
caso se absorbe el calor latente ya que la temperatura es constante. Cambia la fase de
líquido a vapor.
Compresión: En el proceso isoentrópico la compresión se realiza a través de una línea de
entropía constante en el diagrama de Mollier. En un proceso real se considera una
eficiencia.
Condensación: Esta ocurre al remover el calor de refrigeración más el calor absorbido
durante la compresión. La presión está determinada por la temperatura de condensación.
81
Ciclo de refrigeración:
Figura 2.8. Ciclo de Refrigeración.
2.2.3. REFRIGERANTES
Los refrigerantes utilizados comúnmente en refrigeración mecánica son los siguientes:
Gas
Temp. De enfriamiento (F) Valores
Aproximados
Metano
-265
-150
Etileno y etano
-130
-75
Propileno y propano
-40
0
Butanos
10
60
82
Para seleccionar el tipo de refrigerante se debe tomar en cuenta:
La selección del tipo de refrigerante se ejecuta de acuerdo a la temperatura de evaporación
requerida. Generalmente se realiza a presión cercana a la atmosférica.
Las alternativas para temperaturas mayores a la ambiental, son agua o aire.
Las alternativas para temperaturas menores a la ambiental son las de refrigeración
mecánica.
2.2.4. CARACTERÍSTICAS DEL REFRIGERANTE
Presión y temperatura de ebullición: Es deseable una presión por encima de la
atmosférica para evitar la entrada de aire y humedad. El punto de ebullición del refrigerante
debe ser más bajo que el deseado para refrigerar.
Temperatura de congelamiento: La temperatura de congelamiento del refrigerante debe
estar muy por debajo de la mínima a la cual opera el sistema.
Temperatura y presión críticas: La presión y temperatura de operación deben estar muy
por debajo de las condiciones críticas del refrigerante.
Calor latente: Se desea que el refrigerante posea un alto valor para el calor latente porque
afecta sobre el efecto de refrigeración, cantidad de refrigerante recirculado y el tamaño y
costo de las tuberías.
Curvas de enfriamiento: Las curvas de enfriamiento son las gráficas de calor removido vs
temperatura. La curva depende de la presión y la composición del gas. La cercanía entre
las curvas de calentamiento y enfriamiento revela una mayor eficiencia del sistema. A
medida que se aproximan las curvas disminuye el trabajo perdido.
83
2.3.
PRE-TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL LICUADO
2.3.1. CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL
Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos subterráneos, a menudo contiene otros
materiales y componentes —los cuales se enumeran más abajo— que deben ser eliminados
antes de que pueda ser licuado y utilizado por el consumidor:
Azufre, dióxido de carbono y mercurio, que son corrosivos para el equipo;
Agua, que se congelaría naturalmente o formando hidratos de metano y provocaría
bloqueos en el equipo si no se eliminara cuando el gas es enfriado;
Entre otros contaminantes podemos mencionar
Hidrocarburos más pesados que pueden congelarse al igual que el agua y producir
bloqueos del equipo y problemas en la combustión del gas.
Hidrocarburos cíclicos como el benceno, los aceites lubricantes y el sulfuro de
hidrógeno.
2.3.2. REMOCIÓN DE AGUA
Se debe deshidratar el gas con el objetivo de prevenir el taponamiento con hielo e
hidratos.
Los fabricantes recomiendan que el contenido de agua sea reducido a 1 ppm (como
máximo).
Primeramente se realiza la separación de los constituyentes sólidos y líquidos del gas.
Si la corriente es extremadamente húmeda se puede usar un sistema de deshidratación
con glicol y luego un sistema con desecante sólido de adsorción.
84
Proceso de Deshidratación y Filtrado
Figura 2.9. Proceso de Deshidratación y Filtrado.
2.3.3. REMOCIÓN DE CO2 Y H2S
El contenido de CO2 debe ser reducido a 100 ppm.
Los procesos con amina son los más ampliamente usados en este campo.
Se absorben el CO2 y H2S simultáneamente por flujo en contracorriente en una torre
contactora de platos o empacada.
Las mallas moleculares se pueden usar para remover pequeñas cantidades de CO2.
La economía favorece a los procesos con aminas para plantas grandes y gases que tiene
un elevado porcentaje molar de CO2.
85
Proceso de Extracción de CO2
Figura 2.10. Proceso de Extracción de CO2.
Fuente: http://www.scholar.google.com
MEA: Proceso de purificación del gas por adsorción del dióxido de carbono (CO2) y el
agua existente en el mismo, por medio de la aplicación de una corriente inversa de
solución de momo-etanol-amina (MEA).
2.3.4. REMOCIÓN DE LOS OTROS CONTAMINANTES
El sucio, los aceites lubricantes del compresor, condensados del gas natural y otros
contaminantes que pueden hallarse como líquidos o sólidos a la temperatura y presión del
gas de entrada, pueden ser removidos con extractores convencionales de niebla o
separadores centrífugos.
86
Remoción del mercurio o metales pesados
Se utiliza un desmercurizador, con empaque de carbón activado u otro compuesto.
2.4.
PROCESOS DE LICUEFACCIÓN
2.4.1. REFRIGERACIÓN EN CASCADA
Figura 2.11. Refrigeración en cascada.
87
2.4.2. MEZCLA DE REFRIGERANTE
Figura 2.12. Mezcla de refrigerante.
88
2.4.3. EL CICLO APCI
Figura 2.15. Ciclo APCI.
89
2.4.4. EL CICLO PRITCHARD
Figura 2.16. Ciclo Pritchard.
90
2.4.5. CICLO EXPANSOR
Figura 2.17. Ciclo Expansor.
91
2.4.6. COMPARACIÓN DE CICLOS
Se puede establecer que el ciclo de cascada clásico es el más eficiente y que el ciclo
expansor es el menos eficiente, termodinámicamente hablando.
La ventaja del ciclo expansor es que requiere menores inversiones, en tuberías y
equipos porque es menos complejo.
En los ciclos de mezcla de refrigerante un costo importante puede ser el de reponer el
refrigerante.
El ciclo expansor opera económicamente cuando puede utilizar la presión de la línea
como fuente de energía y regresarlo a la red de distribución a baja presión.
En el ciclo de mezcla de refrigerante se puede obtener la mezcla de refrigerante
condensado parte de la alimentación, eso reduce los costos.
Además usa mecánicamente un solo refrigerante, por lo tanto solo necesita
un
compresor.
La mezcla de refrigerante requiere conocimientos muy completos de las propiedades
termodinámicas de las mezclas gaseosas.
2.4.7. CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL SISTEMA
Costo de energía: El costo de energía en el lugar de la planta, puede ser despreciable o
alcanzar valores elevados.
Tamaño de la planta: Para plantas pequeñas se debe seleccionar un proceso que reduzca
el número de equipos e instalaciones. Para plantas grandes se debe seleccionar el número
mínimo de pasos en el proceso.
Localización: Hay que tomar en cuenta el costo de la mano de obra.
92
2.4.8. OTROS SISTEMAS DE LICUEFACCIÓN DE GAS
Los siguientes sistemas aplican los conceptos de los ciclos anteriormente descritos. Los
ciclos estudiados son los siguientes:
Sistema termodinámicamente ideal
Sistema Linde Hampson Simple
Sistema Linde Hampson Pre-enfriado
Sistema Linde de presión dual
Sistema Claude
1.7.1.1. SISTEMA TERMODINÁMICAMENTE IDEAL
Figura 2.18. Sistema Termodinámicamente Ideal.
93
1.7.1.2. SISTEMA LINDE HAMPSON SIMPLE
Figura 2.19. Sistema Linde Hampson Simple.
1.7.1.3. SISTEMA LINDE HAMPSON PRE-ENFRIADO
Figura 2.20. Sistema Linde Hampson Pre-enfriado.
94
1.7.1.4. SISTEMA LINDE HAMPSON DE PRESIÓN DUAL
Figura 2.21. Sistema Linde Hampson de Presión Dual.
1.7.1.5. SISTEMA CLAUDE
Figura 2.22. Sistema Claude.
95
2.5.
REGASIFICACIÓN DEL GNL
Una vez que el buque-tanque de GNL llega a la terminal de regasificación en la zona de
mercado, el GNL es bombeado desde la nave hasta los tanques de almacenamiento. Los
tanques de GNL son similares a los utilizados en la terminal de licuefacción. Generalmente,
la descarga de un buque requiere unas 12 horas [Wikipedia].
Luego, el GNL vuelve a su estado gaseoso original. Para ello, se bombea desde los tanques
de almacenamiento y es calentado con vaporizadores hasta las condiciones de entrega
especificadas por las empresas de gasoductos y los usuarios finales, ubicados corriente
abajo de la tubería. Posteriormente, el gas se distribuye a los usuarios mediante un
gasoducto convencional.
Figura 2.23. Regasificación del GNL Fuente: BP LNG.
96
Figura 2.24. Regasificación.
2.5.1. Instalaciones de Regasificación de GNL
Cada tanque de almacenamiento de GNL contiene bombas para transferir el GNL a los
vaporizadores. Se puede usar el aire del medio ambiente, agua de mar a aproximadamente
59°F (15° C) u otros medios como el agua caliente para permitir la conversión de GNL frío
(por medio de un intercambiador térmico) a gas. Los tipos de vaporizadores más
comúnmente usados son: el Tablero Abierto (ORV por sus siglas en inglés) y el de
combustión sumergida (SCV por sus siglas en inglés).
Otros tipos de vaporizadores incluyen el intercambiador de cubierta y tubo (STV por sus
siglas en inglés), el vaporizador de doble tubo (DTV por sus siglas en inglés), los
vaporizadores de placa (PFV por sus siglas en inglés) y de aire (AFV por sus siglas en
inglés)
97
Vaporizador de Tablero Abierto: (“Open Rack Vaporizer” - ORV por sus siglas en
ingles), este vaporizador (Ver Figura 2.25), utiliza el agua de mar como fuente de calor. El
agua de mar corre hacia abajo sobre la superficie externa del intercambiador térmico que es
de aluminio o de acero inoxidable. Las operaciones de carga base (―base load‖) utilizan los
vaporizadores de tablero abierto (ORV). Los operadores de ―peak-shaving‖ utilizan los
mismos vaporizadores de tablero abierto con circulación de agua caliente. Los ORV tienen
las siguientes características:
Construcción sencilla.
Mantenimiento fácil.
Alta confiabilidad y seguridad.
Figura 2.25. Vaporizador de Tablero Abierto.
Fuente: http://www.scholar.google.com
Vaporizadores de Combustión Sumergidos: Los Vaporizadores de Combustión
Sumergidos (―Submerged Combustión Vaporizer‖ - SCV por sus siglas en inglés) utilizan
agua calentada por un mechero sumergido que vaporiza el GNL dentro de un tubo
inoxidable de intercambio térmico.
98
El Vaporizador de Combustión Sumergido (Fig. 2.26) se aplica principalmente para
operaciones de emergencia o para operaciones relacionadas con ―peak-shaving‖, sin
embargo también se aplica para operaciones de carga base (―baseload‖). El Vaporizador de
Combustión Sumergido tiene las siguientes características:
Bajo costo de instalación;
Arranque rápido;
Permite fluctuaciones de carga.
Vaporizadores de Combustión Sumergidos:
Figura 2.26. Vaporizadores de Combustión Sumergidos.
Fuente: http://www.scholar.google.com
99
Planta Almacenamiento y Regasificación
Figura 2.27. Planta Almacenamiento y Regasificación.
Fuente: http://www.scholar.google.com
2.5.2. CÓMO SE ALMACENA EL GNL
El GNL se almacena a -161 °C (-256°F) y a presión atmosférica en tanques criogénicos
especiales para baja temperatura. El típico tanque de GNL tiene doble pared: una pared
externa de cemento armado, recubierto con acero al carbono, y una pared interna de acero
niquelado al 9%. La seguridad y la resistencia son las consideraciones de diseño primarias
al construir estos tanques, los cuales se diseñan para soportar terremotos y fuertes vientos
[Beg.UTexas].
Almacenamiento de GNL: Existen dos clases de almacenamiento de GNL reguladas a
nivel internacional:
Contención Primaria: El diseño de ingeniería requiere que únicamente el tanque interno
llene los requisitos de ductilidad a temperaturas bajas. Compuesto por un tanque de
contención sencilla, el contenedor sirve principalmente para sujetar al aislante y retener el
100
vapor, ya que no fue diseñado para contener derrames de GNL provenientes del tanque
interno.
Contención secundaria: La contención secundaria proporciona una mayor protección a la
contención primaria, tanto en los tanques de almacenamiento en terminales receptoras y de
regasificación como en los buques de GNL. Un dique, berma o represa de dique
normalmente rodea al tanque de contención sencilla en tierra para poder contener cualquier
derrame en el caso improbable de que ocurriera alguna falla en el tanque.
Tanques de Almacenamiento del GNL: Los tanques de almacenamiento del GNL tienen
capacidades desde los 50,000 m3 hasta los 150,000 m3. El diámetro es del orden de los 60
a70 metros.
El GNL se calienta circulándolo por tuberías con aire a la temperatura ambiente o con agua
de mar, o circulándolo por tuberías calentadas por agua. Una vez que el gas es vaporizado
se regula la presión y entra en la red de gasoductos como gas natural.
Figura 2.28. Tanques de Almacenamiento de GNL.
Fuente: http://www.scholar.google.com
101
Diseño Conceptual de los Tanques de Almacenamiento: Las normas y reglas
internacionales definen la contención con respecto al tipo de estructuras y tecnologías que
se emplean. En este documento utilizamos el término contención para denominar
almacenamiento seguro y aislamiento de GNL.
El uso adecuado de GNL, o cualquier sustancia criogénica, requiere la comprensión del
comportamiento de los materiales bajo temperaturas criogénicas. Por ejemplo, bajo
temperaturas extremadamente bajas, el acero ordinario pierde ductilidad y se hace
quebradizo. La elección del material empleado en los tanques, ductos y otros equipos que
entran en contacto con el GNL es un factor crítico.
Resulta costoso el uso de aceros de alto contenido de níquel, aluminio y aceros
inoxidables, pero son necesarios para prevenir la rigidez y fallas en el material. Aceros
mezclados compuestos de 9 por ciento de níquel y acero inoxidable, se emplean para el
tanque interior, y para otras aplicaciones relacionadas con el GNL.
Varias características de los diseños de Ingeniería proporcionan seguridad a los tanques de
almacenamiento de GNL (véase la Fig.). El GNL típicamente se almacena bajo presión
atmosférica en tanques de doble pared.
El tanque de almacenamiento es un tanque dentro de otro tanque con aislantes entre las
paredes de ambos tanques. En los tanques de contención sencilla, el tanque exterior se
compone generalmente de acero ordinario que no ofrece protección en casos de fallas al
tanque interno, únicamente mantiene al aislante en su lugar [Beg.UTexas].
102
Almacenamiento o Contención Primaria de GNL
Figura 2.29. Almacenamiento o Contención Primaria de GNL.
Diseño Conceptual de los Tanques de Almacenamiento: El tanque interno que hace
contacto con el GNL líquido se elabora de materiales adecuados para el servicio criogénico,
y cuenta con un fondo metálico plano y una pared cilíndrica de metal elaborados con
materiales apropiados para temperaturas criogénicas (normalmente con el nueve por ciento
de acero de níquel). También se han utilizado el concreto y aluminio reforzados para
construir los tanques internos.
El fondo del tanque interno descansa sobre material aislante rígido, como el vidrio
espumoso. La estructura del tanque debe soportar la carga hidrostática de GNL, y la cabeza
hidrostática determina el espesor de las paredes laterales del tanque interno. Los tanques
tienen una capa de aislante con una cubierta suspendida y bajo un techo externo en forma
de cúpula con barrera de vapor y una pared externa (frecuentemente elaborado de acero
ordinario). Todos los diseños nuevos incluyen tuberías instaladas en el techo del tanque
para evitar que el contenido completo del tanque se escape.
103
Tanques de Contención Sencilla: El tanque de contención sencilla (Fig. anterior.) es un
sistema de contención compuesto por un tanque interno y otro externo. En cuanto al
almacenamiento del producto, el diseño de ingeniería requiere que únicamente el tanque
interno llene los requisitos de ductilidad a temperaturas bajas. Compuesto por un tanque de
contención sencilla, el contenedor sirve principalmente para sujetar al aislante y retener el
vapor, ya que no fue diseñado para contener derrames de GNL provenientes del tanque
interno.
Los tanques de almacenamiento también pueden ser de contención doble o completa, como
se describe en la siguiente sección sobre Contención Secundaria. En los casos de
contención doble o completa, el tanque exterior se emplea para contener el volumen total
del tanque interior cuando ocurra una falla del mismo.
Figura 2.30. Tanques de Contención Sencilla.
Fuente: http://www.scholar.google.com
Contención Secundaria: La contención secundaria proporciona una mayor protección a la
contención primaria, tanto en los tanques de almacenamiento en terminales receptoras y de
regasificación como en los buques de GNL.
104
Este sistema permite el control y aislamiento de cualquier derrame de GNL. Los diques
fueron diseñados para contener del 100 al 110 por ciento del volumen del tanque, y son lo
suficientemente altos para permitir que la trayectoria de un derrame en el nivel superior del
tanque no sobrepase el borde del dique. La mayoría de los tanques existentes en las
instalaciones de ―peak-shaving‖ y las de importación marítima en los Estados Unidos son
de contención sencilla, y se proporciona la contención secundaria por medio de represas.
Tanques de Contención Doble: Un tanque de contención doble (ilustrado en la Fig.
siguiente) se diseña y construye con el fin de que, tanto el tanque interior como el tanque
exterior tengan capacidad independiente para contener el líquido refrigerado. El tanque
interior contiene el GNL bajo condiciones normales de operación, mientras que el tanque o
pared exterior sirve para contener cualquier derrame de GNL proveniente del tanque
interior, así como el gas vaporizado13. La mayoría de los tanques de almacenamiento
construidos recientemente alrededor del mundo fueron diseñados como tanques de doble
contención o de contención completa.
Figura 2.31. Tanques de Contención Doble Fuente: ALNG.
Fuente: http://www.scholar.google.com
105
Tanques de Contención Completa: Los tanques de contención completa son similares a
los tanques de contención doble, y fueron diseñados y construidos para que, tanto el tanque
interior como el exterior tuvieran capacidad para contener el GNL almacenado.
El tanque interno contiene el GNL bajo condiciones normales de operación. El tanque o
pared exterior, con aproximadamente tres pies de espesor de concreto, queda de uno a dos
metros de distancia del tanque interno.
El tanque externo apoya el techo exterior y tiene como objeto la contención de GNL. Los
tanques fueron diseñados con apego a los códigos de GNL (EMMUA 14715, EN 1473). El
tanque de contención completa es menos susceptible a daños causados por fuerzas externas,
y los que se construyen con paredes y techos de concreto reforzado pueden encontrarse en
el Japón, Corea, Grecia, Turquía y Portugal (Ver las Figuras siguientes)
Figura 2.32. Tanques de Contención Completa.
Fuente: http://www.scholar.google.com
106
Tanques de Almacenamiento Subterráneo: El techo del tanque queda sobre la tierra.
Desde 1996, el Japón cuenta con el tanque de almacenamiento subterráneo en operación
más grande del mundo con capacidad de almacenamiento de 200,000 m3. Existen 61
tanques de almacenamiento subterráneo en el Japón.
Tanque de Almacenamiento de GNL Subterráneo: Los tanques subterráneos (véase la
Fig.) se entierran completamente bajo tierra y tienen capas de concreto. Este diseño no sólo
minimiza los riesgos, sino que permite embellecer el paisaje para mejorar los aspectos
estéticos en el área [Beg.UTexas].
Tanque de Almacenamiento de GNL Subterráneo
Figura 2.33. Tanque de Almacenamiento de GNL Subterráneo.
Fuente: http://www.scholar.google.com
107
2.5.3. NORMA OFICIAL MEXICANA, REQUISITOS DE SEGURIDAD
PARA
EL
DISEÑO,
CONSTRUCCIÓN,
OPERACIÓN
Y
MANTENIMIENTO DE PLANTAS DE ALMACENAMIENTO
DE GAS NATURAL LICUADO [dof.gob.mx].
Objetivo: Esta Norma Oficial Mexicana establece los requisitos mínimos de seguridad
relativos al diseño, construcción, operación y mantenimiento de plantas de almacenamiento
de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción,
conducción, regasificación y entrega de dicho combustible.
Campo de aplicación: Esta Norma consta de dos partes: la primera parte se aplica a las
plantas de GNL con instalaciones fijas en tierra firme y, la segunda parte se aplica a las
plantas de GNL con instalaciones costa afuera, desde el punto de recepción del GNL que
descarga un buque tanque hasta el punto de entrega del combustible en estado gaseoso a un
sistema de transporte por ductos, con capacidad total de almacenamiento superior a 1060
m3, y comprende las actividades de descarga, conducción, almacenamiento, regasificación
y entrega de gas natural.
El diseño, construcción, operación y mantenimiento de la planta de GNL deben cumplir
con los requisitos mínimos que establece esta Norma, sin que ello impida el uso de
sistemas, equipos, métodos o instrumentos de calidad, resistencia, resistencia al fuego,
efectividad, integridad estructural, durabilidad y seguridad equivalentes o superiores a los
señalados en la misma.
En lo no previsto por esta Norma, incluyendo sistemas y equipos de diseño reciente, plantas
o instalaciones que no estén en tierra firme o en general innovaciones tecnológicas con
insuficiente experiencia operativa a nivel internacional, el permisionario debe proponer y
justificar suficientemente ante la Comisión Reguladora de Energía la tecnología que
aplicará para tales efectos, allegándose para ello la documentación y referencias técnicas
que representen las prácticas internacionalmente reconocidas y satisfaciendo en lo
conducente los requisitos que se señalan en esta Norma.
108
Para el Diseño, Construcción, Operación y Mantenimiento de Plantas de Almacenamiento
de Gas Natural Licuado se considera lo siguiente: Ubicación de la planta de GNL, análisis
de riesgos, principales medidas para control de derrames y fugas, edificios y estructuras,
experiencia en el diseño y fabricación de equipos y componentes, protección del suelo por
el uso de equipo criogénico, caída de hielo y nieve, materiales de concreto, equipo de
proceso, tanques de almacenamiento de GNL, sistema de vaporización, sistemas de tubería
y sus componentes, instrumentación y servicios eléctricos, transferencia de GNL y
refrigerantes, protección y seguridad contra incendios, seguridad, operación, mantenimiento
y capacitación.
2.6.
BUQUES METANEROS
El GNL se transporta a presión atmosférica en buques especialmente construidos con casco
doble. El sistema de contención de carga se diseña y construye utilizando materiales
especiales para el aislamiento y tanque, para asegurar el transporte seguro de esta carga
criogénica.
El GNL en los tanques de carga del buque se mantiene a su temperatura de saturación (-161
°C o -256°F) a lo largo de toda la navegación, pero se permite que una pequeña cantidad de
vapor se disipe por ebullición, en un proceso que se denomina "auto-refrigeración". El gas
evaporado se utiliza para impulsar los motores del buque. Aproximadamente 40% de los
buques de GNL actualmente en servicio cuentan con sistemas de contención de carga del
tipo de membrana, de modo que tienen un aspecto muy similar al de otros cargueros.
El resto de los buques tienen un sistema de contención de carga más particular, que incluye
cuatro o más tanques esféricos grandes. Ambos tipos de sistema de contención poseen
antecedentes de operación extremadamente seguros y confiables.
109
2.6.1. DATOS SOBRE BUQUES
Dimensiones de los buques: Actualmente se encuentran en servicio más de 120 buques de
GNL. El transporte de GNL por buque tiene antecedentes de seguridad ejemplares.
Límites de capacidad de carga: 19.000 m3 a 138.000 m3, esloras: 130 m (420 ft) a 300 m
(975 ft), calados: 6,5 m (12 ft) a 12 m (39 ft).
2.6.2. ALMACENAMIENTO EN BUQUES
El diseño de ingeniería en materia de seguridad también se aplica a los buques de GNL. El
sistema de contención a bordo almacena el GNL bajo presión atmosférica (para evitar que
el aire entre al tanque) y a -256°F (-160°). Los sistemas de contención actuales para buques
de GNL reflejan uno de tres diseños, que hasta junio del 2003 son:
Diseño esférico (Moss) que representa el 52 por ciento de los buques existentes,
Diseño de membrana que representa aproximadamente el 46 por ciento, y
Diseño de prisma con estructura de auto sostén que representa aproximadamente el 2
por ciento.
Tanque Esférico Moss: Los buques de tanque esférico son los más comúnmente
identificados como buques de GNL debido a que las cubiertas de dichos tanques son
visibles (véase la Fig. 2-34).
Sin embargo, muchos de los buques bajo construcción actualmente son los de tipo
membrana. Los buques de membrana y los de prisma se parecen más a los buques de
petróleo en los cuales la estructura de los tanques son menos visibles.
110
Figura 2.34. Sección de un Tanque Esférico.
Fuente: http://www.scholar.google.com
Figura 2.35. Tanque Esférico.
111
Figura 2.36. Buque de GNL del Tipo Membrana.
Fuente: http://www.scholar.google.com
Metanero de Membrana: Es un buque que posee una membrana de acero corrugado y
expandible
Buque de GNL del Tipo Membrana: Los sistemas de contención de los buques de GNL
de tipo membrana (véase la Fig. anterior) se componen de un contenedor primario, uno
secundario y mayor cantidad de aislante.
El contenedor primario es la contención principal de la carga. Su construcción puede ser de
acero inoxidable, ―invar.‖ (36 por ciento de acero de níquel). Los materiales más
comúnmente usados como aislantes de la carga incluyen el poliuretano, la espuma del
cloruro de polivinilo y ―perlite‖.
112
El espacio de aislamiento se carga con nitrógeno. Debido a que el nitrógeno no reacciona
con otros gases o materiales, aún un derrame menor puede ser detectado monitoreando la
presencia del metano en el espacio de aislamiento cargado con nitrógeno.
Tanques en buques: Con respecto a los buques de GNL, el reglamento sobre la segunda
barrera depende del tipo de construcción de los tanques de almacenamiento como puede
ser un mecanismo completo de contención secundaria para buques de diseño de membrana,
lo que equivaldría a una barrera primaria.
En el caso de los buques con tanques independientes, tal como los sistemas de diseño
esférico o de estructura prismática, la barrera secundaria es una barrera guardafangos
(“splashbarriers”) con un escurridero (―drip-pan‖) en su fondo en donde el líquido
acumulado es evaporado. Los materiales usados para construir una barrera secundaria
incluyen el aluminio, hoja de acero inoxidable, acero inoxidable e ―invar.
113
CAPÍTULO 3
COMERCIO DEL GAS NATURAL
LICUADO EN EL MUNDO
3.1.
INTRODUCCIÓN
El consumo de gas natural ha tenido un crecimiento importante en las últimas décadas
principalmente por su aplicación en generación eléctrica. Muchos países se han volcado al
consumo de este combustible con el fin de diversificar su matriz energética y no ser tan
dependiente del petróleo como EEUU o del carbón como China [J.M. Urriola].
Hace varios años la única alternativa posible o, al menos utilizada a gran escala, para el
transporte del gas eran los gasoductos, lo que dificultaba la comercialización entre distintos
continentes o países debido a complicaciones de construcción, problemas ambientales y
costos muy elevados debido a las distancias. Esto hizo que tomara trascendencia el
comercio de gas natural licuado que implica el transporte a través de buques diseñados para
tal fin.
114
Actualmente representa alrededor del 27% del gas comercializado entre países y a partir del
2000 el comercio internacional de GNL ha crecido a un ritmo superior al del gas por
gasoductos.
3.2.
LAS RESERVAS DE GAS
Se estima que las reservas mundiales de gas natural conocidas contienen más de 6.100
trillones de pies cúbicos, lo cual proporcionaría gas suficiente a nivel mundial durante 65
años al ritmo de consumo actual. La mayor parte de este gas natural se encuentra en
regiones situadas a grandes distancias de los mercados de consumo, así que reciben a
menudo el nombre de gas 'inmovilizado'. El GNL desempeñará un papel decisivo para
acercar este gas a esos mercados [J.M. Urriola].
Figura 3.1. GNL de Rápido Crecimiento.
El porcentaje de gas natural de la energía mundial va a aumentar, y el GNL es cada vez más
competitivo con respecto al gas por gasoducto.
El mercado del GNL se está globalizando y diversos mercados regionales se están
interconectando. Al tiempo que estos mercados están creciendo significativamente, cada
uno tiene sus propias características, su propia estructura industrial local y su propio
equilibrio entre oferta y demanda.
115
La unión de estos mercados regionales presenta interesantes oportunidades de arbitraje para
maximizar la eficacia de cada oferta. 4Gas comprende dichas necesidades y planea
cubrirlas en todo el planeta. .
La seguridad del abastecimiento energético, la eficacia y la preocupación medioambiental
son temas comunes a nivel mundial. Quienes establecen las políticas esperan que la
demanda de energía aumente fuertemente durante las próximas décadas, mientras que la
producción doméstica en Europa y los EE.UU. disminuye.
El GNL se contempla cada vez más como un factor clave para salvar la distancia entre
demanda y abastecimiento.
3.3.
MERCADO
Otro factor importante para caracterizar al gas natural licuado, además de las cuestiones
tecnológicas, es el conocimiento de su mercado. Para ello se comenzará con una
introducción a la situación del gas natural para luego entrar específicamente en lo que se
refiere a GNL [Instituto Argentino de Energía].
3.3.1. EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE COMBUSTIBLES
El consumo de gas natural fue, junto con el de petróleo, el que más crecimiento
experimentó en las últimas 3 décadas y según algunas proyecciones se espera que continúe
con este ritmo.
116
Figura 3.2. Evolución del consumo de combustibles.
Figura 3.3. Consumo Mundial de Energía Primaria.
Fuente: http://www.scholar.google.com
117
3.3.2. CRECIMIENTO ESPERADO PARA EL GAS (PRODUCCIÓN,
TRANSPORTE POR GASODUCTO Y GNL)
Dentro del gas se observa que en los últimos años el GNL creció más que el gas por
gasoducto.
Figura 3.4. Crecimiento esperado para el gas (producción, transporte por
gasoducto y GNL).
3.3.3. ACTORES INVOLUCRADOS EN LA CADENA
Productores: empresas de petróleo nacionales o privadas o asociación de las
mismas.
Exportadores de GNL: joint-ventures de empresas que explotan las instalaciones
de licuefacción. En muchos casos estas empresas tienen acciones en las
empresas importadoras.
Transporte: pueden ser empresas independientes que establecen contratos de
largo plazo para hacer las conexiones interoceánicas.
Terminales de regasificación: gran variedad de empresas: compañías privadas /
nacionales, operadores independientes, mayoristas, etc.
118
3.3.4. MERCADO ACTUAL Y FUTURO DE GNL
Figura 3.5. Mercado actual y futuro de GNL.
3.3.4.1.
PAÍSES EXPORTADORES E IMPORTADORES
Importadores: Japón, Corea y Taiwán concentran el 68% de la importación mundial de
GNL. Japón es el principal importador mundial concentrando un 48% aunque el gas sólo
representa un 12% de su matriz energética y un 66% es usado para generación. Su
aprovisionamiento está diversificado combinando contratos a corto y largo plazo con varios
países y posee 23 terminales de regasificación [Instituto Argentino de Energía].
Siguen Europa (28%), donde Francia es el principal, y EEUU (4%). España ha tenido un
gran crecimiento gasífero y posee un mercado diversificado: 50% proviene de Argelia y
otro 50% de Qatar, Omán, EAU, Libia, Trinidad y Tobago, Australia. En dicho país.
Algunas terminales operan bajo control estatal y otras bajo un consorcio de empresas.
119
Reino Unido, India y China están construyendo sus primeras plantas. En Latinoamérica,
Chile acaba de llamar a licitación pública que fue ganada por British Gas para llevar
adelante una terminal de regasificación a terminarse en 2009 y por el momento es el único
que está llevando adelante un proyecto de esta índole.
Exportadores: Indonesia ocupa el primer lugar dentro de los exportadores con el 21% del
total. Oriente medio posee un 23%, destacándose Qatar, y el Atlántico un 29%. En este
último aparece Argelia que ocupa el puesto 2 a nivel mundial. El tercer puesto es ocupado
por Malasia.
Existen nuevos proyectos que estarían en práctica a partir de 2007 como los de Rusia,
Noruega y Egipto. También hay estudios potenciales en Irán, Angola, Venezuela, Bolivia
(vía Perú o Chile) y Perú (en Camisea). Este último demandará una inversión de 1300
millones de dólares más la posibilidad de una inversión de 1200 para ampliar la capacidad.
En principio fue pensada para una capacidad de 18 MMm3 diarios.
En Trinidad y Tobago, principal exportador de América e importante abastecedor de
EEUU, será puesta en marcha la mayor planta de licuefacción de gas natural del mundo por
la firma Repsol-YPF, con una inversión de 1200 millones de dólares.
El crecimiento del mercado a corto plazo permite mayor flexibilidad a los transportistas
para enviar sus cargueros a diferentes sitios y a las empresas comercializadoras a enviar la
mercadería desde las zonas que optimicen el sistema en cada momento. Sin embargo, no
parece probable que se genere un mercado spot en el corto plazo como ocurre con el precio
del petróleo.
Esto se debe a que dado los riesgos envueltos en los proyectos éstos se llevan adelante
luego de establecer contratos que sean a lo sumo a mediano plazo. A veces puede darse un
mercado spot cuando se dan sobrantes [Instituto Argentino de Energía].
120
3.3.4.2. CRECIMIENTO DE LOS INTERCAMBIOS POR REGIÓN
Crecimiento de las importaciones por región: Asia pacífico: Japón, Corea, Taiwán;
Europa: España, Francia, Italia, Turquía, Bélgica, Grecia, Portugal
Figura 3.6. Crecimiento de las importaciones por región.
Crecimiento de las exportaciones por región: Cuenca del Pacífico: Indonesia, Malasia,
Australia, Brunei, Alaska; Oriente Medio: Qatar, Omán, Abu Dhabi; Cuenca del Atlántico:
Argelia, Nigeria, TyT, Libia.
Figura 3.7. Crecimiento de las exportaciones por región
121
3.3.4.3.
EVOLUCIÓN EN EL COMERCIO DE GNL
Figura 3.8. Evolucion en el comercio de GNL
De 1993 – 2003 el comercio de GNL creció un 7,3% y si la tendencia continúa, en menos
de 30 años se igualarán los mercados internacionales por gasoducto y de GNL.
El siguiente gráfico refleja la evolución del mercado contractual y a corto plazo.
Se observa que la proporción del mercado a corto plazo sobre el total comercializado de
GNL fue aumentó considerablemente en la última década.
122
Figura 3.9. Evolución del mercado.
El anterior gráfico muestra el gran crecimiento que experimentó el mercado a corto plazo.
En la actualidad (2005) este representa cerca de un 10% cuando era de 1,4% a comienzos
de la década del 90.
Una ventaja en la importación de GNL es que al haber varios países dedicados a su venta,
se puede lograr una diversificación del abastecimiento que no se podría hacer en el caso de
gasoductos. No por ello hay que olvidar la conveniencia de tener a un proveedor serio que
no produzca sorpresas que lleven al país a atravesar un período de desabastecimiento.
123
3.3.4.4.
EXPORTACIONES VS. CAPACIDADES DE LICUEFACCIÓN
Figura 3.10. Exportaciones vs. Capacidades de licuefacción
En color más claro aparece la capacidad sobrante de licuefacción. Se observa que la misma
tiende a mantenerse constante. El aumento de las exportaciones se traduce en un posterior
incremento de la capacidad sobrante de licuefacción. Este delay puede deberse al tiempo de
construcción de nuevas terminales de licuefacción, decisión que parece tomarse una vez
que se firman los contratos de exportación. Por ejemplo, luego de 1999 la capacidad
sobrante disminuyó hasta que en 2002 se produjo el aumento debido a la incorporación de
nuevas centrales [Instituto Argentino de Energía].
124
3.3.4.5.
CAPACIDAD DE LICUEFACCIÓN
Figura 3.11. Repartición de la Capacidad Sobrante.
La mayor capacidad sobrante en Oriente medio hace que esta zona tenga más posibilidades
de desarrollar un mercado a corto plazo o spot.
Los países compradores que más se destacan en esta modalidad son: EEUU, España, Corea
y Japón.
125
Crecimiento esperado de la capacidad de licuefacción
Figura 3.12. Crecimiento esperado de la capacidad de licuefacción.
3.3.4.6.
COSTOS INVOLUCRADOS
Entre los costos involucrados podemos mencionar:
Costos de los cargueros: Estos costos en los últimos diez años ha existido una
disminución, pasando de alrededor de 260 MMU$S a 170 MMU$S.
Comparación entre el transporte de hidrocarburos por diferentes medios: Se puede
ver que el transporte de gas por buque es mucho más caro que el transporte de crudo. Esta
es una de las razones por la cual se ve dificultado el mercado spot: no resulta económico
tener un buque de GNL en el océano a la espera de recibir un pedido. A su vez se aprecian
los diferentes puntos de indiferencia con gasoductos de diferente capacidad.
126
Figura 3.13. Comparación entre el transporte de hidrocarburos por
diferentes medios.
Punto de indiferencia económica entre GNL y gasoducto en función de la distancia
Figura 3.14. Punto de indiferencia económica entre GNL y gasoducto en
función de la distancia.
127
Evolución esperada de los costos involucrados en los procesos
Figura 3.15. Evolución esperada de los costos involucrados en los procesos
En el cuadro anterior no se consideran los costos de exploración y explotación.
Actualmente el mayor costo reside en el proceso de licuefacción. Se espera que con los
desarrollos tecnológicos estos disminuyan en importante proporción, así como los de
transporte (los segundos en términos de importancia) debido a la fabricación de buques de
mayor capacidad. Los costos de regasificación son los de menor peso y no se espera gran
variación en los mismos. Considerando los tres anteriores, el costo total alcanza los 500
U$S /ton y se espera reducirlo a 300 U$S / ton para 2030. Para una capacidad actual de 4
MMT, la suma asciende a 2000 MMU$S [Instituto Argentino de Energía].
128
Cash-flow aproximado de los proyectos de GNL
Figura 3.16. Cash-flow aproximado de los proyectos de GNL.
Fuente: http://www.scholar.google.com
3.3.4.7.
TIPOS
DE
CONTRATOS
Y
DIVERSIFICACIÓN
DEL
ABASTECIMIENTO
Hasta hace unos años casi la totalidad de los contratos de importación de GNL eran a largo
plazo (mayor de 15 años), los buques se diseñaban a medida y los precios estaban
acordados. Sin embargo, en los últimos tiempos hubo un fuerte crecimiento de la
negociación a corto plazo que les brindó mayor flexibilidad a los compradores.
Actualmente, cubre casi el 10% de los contratos. De todas formas, lo más probable es que
el mercado a corto plazo esté más destinado a los países que ya tienen una historia en el
tema, aunque si el mercado sigue creciendo este mercado puede expandirse.
129
Por el momento, más allá de las especulaciones sobre la importancia ascendente del
comercio a corto plazo, las empresas no están convencidas de hacer inversiones en
licuefacción sin antes establecer contratos a largo plazo.
3.3.4.8.
PERSPECTIVAS GLOBALES DEL GNL
Según estimaciones de EIA el mercado de GNL, que actualmente representa cerca del 30%
del gas intercambiado entre países, pasaría al 50% en el 2030. Obviamente, la otra mitad
sería a través de gasoductos internacionales.
Actualidad y perspectivas del GN para los próximos años: De los 60346 MMPCD de
gas natural intercambiados entre países en 2003 el 27% se comercializó como GNL por
buque, lo que suma alrededor de 5,8 TCF/año, experimentando un crecimiento anual de
1995 a 2003 de 7,8% vs. El 5,5% experimentado por los gasoductos. Para centro y
Sudamérica la secretaría de energía mexicana prevé un aumento de 58% en la demanda de
gas natural en el período 2003-2015.
La manera que se parece haber hallado para enfrentar los riesgos es la integración vertical
(downstream). El problema es que no muchas empresas pueden pagar el costo de esta
diversidad, razón por la cual parece más probable para las grandes compañías (majors) que
suelen hacerlo a través de joint ventures. También existe la posibilidad de integración hacia
arriba. Ambas se logran mediante la compra de acciones.
3.3.4.9.
INTERROGANTES SOBRE EL COMERCIO DE GNL
En base a datos de 2003, la capacidad de regasificación (15110 bcf – 15110 x109 pies
cúbicos) casi triplicaba a la de licuefacción (5440 bcf ). En construcción había 1687 bcf
(regasificación) y 2226 bcf (licuefacción), muchas de los cuales se terminarán en 2006.
En principio, esta diferencia podría justificarse desde el punto de vista del crecimiento que
va a tener el mercado debido a la necesidad de cubrir con las necesidades energéticas cada
vez mayores y las distancias a las zonas donde se halla este hidrocarburo. No obstante, la
principal razón parece ser las grandes variaciones estacionales que hacen que la capacidad
supere al flujo real (troughput) hasta 3 veces14.
130
Sin embargo, se hace necesario que se proporcione un impulso a las capacidades de licuado
y transporte de tal manera que no se creen cuellos de botella que hagan que la demanda
supere en gran medida a la oferta y por ende se produzca un aumento de precios.
Otra característica actual es que no hay establecido un mercado internacional del GNL,
como es el caso del petróleo, sino que depende de los países origen y destino y de las
fuentes de energía alternativa accesibles en los primeros, por lo que el precio no es algo que
esté bien definido.
Otro interrogante es qué sucedería en caso de establecerse un mercado internacional de
GNL y la posibilidad de que ocurra un aumento radical en el precio como sucedió con el
petróleo. Esto es probable que se dé, si hay un aumento radical en el consumo como lo fue
con el petróleo con el gran crecimiento de China. En setiembre de 2002 China firmó un
contrato de abastecimiento de una terminal de regasificación con Indonesia por 25 años y
sigue con políticas en ese sentido con el objeto de diversificar su matriz energética que
tiene como principal protagonista al carbón
Vale aclarar que no fue sólo el crecimiento del consumo mundial (entre ellos el de China)
lo que impulsó el crecimiento del petróleo sino la incapacidad (o poca voluntad) de los
países productores de aumentar las cuotas o ritmos de producción a lo que se suma el hecho
de que la capacidad de refinación mundial que es la que permite obtener los subproductos
de mayor uso (naftas, combustibles pesados, etc.) está cerca de la saturación.
En la actualidad la capacidad de licuefacción es bastante inferior a la de regasificación pero
esto tiene que ver, como se dijo anteriormente, con los picos de abastecimiento pero las
reservas son bastante prometedoras: 6200 TCF (teracubic feet –1012- ) vs. una producción
mundial de 253000 MMPCD (millón de pies cúbicos por día) lo que daría un ratio R/P de
68 años.
131
En cuanto a la posibilidad de un monopolio o cartel, esto no parece muy factible dado que
las reservas están más distribuidas. No obstante, es fundamental investigar las proyecciones
que se manejan para el precio para no llevarse sorpresas como en Chile, donde el gobierno
hizo proyecciones de precios en torno a los 4 dólares por millón de Btu para considerar
rentable el proyecto y lograr la construcción de nuevas centrales de CC pero en la
actualidad (ya realizada la licitación y ganada por British Gas) se ve que este valor puede
duplicarse [Instituto Argentino de Energía].
3.3.4.10. PROYECTOS EN AMÉRICA LATINA
Licuefacción:
Perú (en marcha): Para el almacenamiento se construirán dos tanques, cada uno de ellos
tendrá una capacidad de 110,000 m3, donde se mantendrá depositado el GNL hasta el
momento de su embarque.
Se estima que el proyecto de exportación operará como mínimo unos 20 años.
El objetivo es exportar entre 15 y 20 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. La
proyección de inversión acumulada del proyecto de exportación es de US$ 3300 millones,
donde US$ 2150 se ejecutarán en el Perú (65% del total) para la construcción de la planta
de licuefacción, almacenaje, infraestructura portuaria, perforación de pozos, ampliación de
instalaciones en Camisea y del gaseoducto.
Regasificación
Chile (en marcha): Chile empezó a fines del 2006 la construcción de una proyectada
planta de regasificación de gas natural licuado.
Esta planta, que demandaría una inversión de unos 400 millones de dólares y espera recibir
barcos de hasta 165.000 m3 de GNL., forma parte de un complejo que estará ubicado en la
bahía de Quintero, en la costa central del país, y que comprende además un muelle de
descarga y dos estanques de almacenamiento.
132
La británica BG Group, que se adjudicó la fase final de la licitación de este proyecto,
aseguró que el gas que suministrará a la planta lo traerá en barcos desde Nigeria o Guinea,
donde también tiene negocios.
Este proyecto podría tomarse como base para elaborar uno de similares características en la
Argentina.
Brasil (potencial): El director financiero de Petrobras indicó el 19 de mayo de 2006 que la
empresa pretende tener en Brasil dos plantas de GNL a partir de 2008, lo que exigirá
inversiones de entre 200 millones y 300 millones de dólares, y añadió que aún estudia
desde dónde importará el insumo. Entre las opciones se encuentran Angola, Argelia,
Nigeria y Trinidad y Tobago [Instituto Argentino de Energia].
133
CAPÍTULO 4
ECONOMÍA DEL GAS NATURAL
LICUADO
4.1.
PROYECTOS DE GAS NATURAL LICUADO
El GNL como Complemento a la Oferta de Gas Natural
Ciclos combinados en electricidad
Incertidumbre respecto a la maduración de proyectos de E&P de gas natural
Nichos especiales: exportación de gas a California, gasificación del Pacífico Sur
Manejo de Picos de demanda (México no cuenta con almacenamiento)
134
El Gas Natural Licuado
Hay una Factibilidad técnica desde 1941
Comercio internacional desde 1954
Se licúa a –161°C (-256°F)
La licuefacción reduce 600 veces el volumen
En el mundo el contenido de CH4 varía del 80% al 95%
Oferta de Gas Natural
Existen amplias reservas en regiones de baja o nula demanda
Proyectos de crudo son postergados por falta de mercados para el gas asociado
Restricciones ambientales prohíben ventear o quemar el gas y obliga a su reinyección
El productor está dispuesto a obtener un precio muy bajo, si alguien compra el gas.
Figura 4.1. El Gas Natural en el Mundo.
135
Figura 4.2. Mercado Mundial de GNL.
Participación Privada en GNL
Brunei: Brunei Coldgas (Brunei, Shell, MC), Brunei LNG)
Abu Dhabi: Abu Dhabi LNG (ADNOC, BP, MBK, Total)
Indonesia: Pertamina
Malasia: Malasia LNG (Petronas, Shell, MC, Sarawak)
Australia: Woodside, Shell, Chevron, BHP, BP
Qatar: Qatargas, Ras Laffan LNG
Oman: Oman LNG, ADGAS
EstadosUnidos: Phillips/Marathon, Trunkline LNG, Dristrigas,
El Paso, Williams Pipeline
136
Puerto Rico: BP, Enron
República Dominicana: AES, BP
Nigeria:NLNG, Shell
Bolivia: BG, Repsol, BP, etc.
Los Exportadores de GNL
Países con reservas permiten la inversión privada en E&P de gas natural
Las nuevas empresas operan y comercializan, solas o a través de consorcios, privados o
mixtos
Invierten en plantas de licuefacción, cargueros de GNL y en algunos casos en
terminales de regasificación
GNL: En Proceso de Mundialización
Proyectos de licuefacción: Bolivia, Egipto, Irán, Angola, Indonesia Trinidad y Tobago,
Los Importadores de GNL
Fueron países con pocos recursos energéticos
El precio se fijó como sustituto del combustóleo
Contratos take-or-pay de largo plazo
Respaldo del Estado al contrato
El Estado controlaba la planta de re-gasificacíón
Con la desregulación aparece un incipiente mercado spot de GNL.
En el 2000 el 50% de los cargueros que entraron a EU fueron del mercado spot.
137
Economía del GNL
Los avances tecnológicos experimentados en los últimos años han disminuido los costos de
la licuefacción.
Figura 4.3. Economía de GNL
Figura 4.4. Diagrama de Flujo “Planta de Regasificación”.
138
Figura 4.5. Economía del GNL.
Tabla 4.1. Costos Aproximados en el Caribe.
139
Diseño y Seguridad de las Plantas de Licuefacción: Lospuntos claves en la seguridad son
los siguientes:
Sitio: Sismisidad, cercanía de la población e industria, concentración industrial y
urbana, etc.
Puerto y desembarque: corrientes, rompeolas, jetty, profundidad, etc.
Recepción: brazos para descargar el GNL
Almacenamiento: diseño del sistema (single containment, double-containment, full
containment, Membrana)
4.2.
VIABILIDAD ECONÓMICA DEL GNL
Contratos de largo plazo, modulación de picos de demanda, comercialización propia,
servicios de regasificación y almacenamiento a terceros
Integración GNL-Electricidad
El GNL competirá en el mercado energético
Los precios futuros del gas natural, clave para justificar la cadena del GNL
El acceso abierto optimiza la planta de regasificación
Costos de transporte marítimo y licuefacción son fijos (poca flexibilidad)
El productor recibe el total o parte del netback según el arreglo del consorcio
140
Figura 4.6. Precio del GNL en Estados Unidos Vs Precio GN Henry Hub.
4.3.
CONTEXTO Y CONSIDERACIONES EN EL DESPACHO
ECONÓMICO DE CARGA
4.3.1. ESTRUCTURA DE COSTOS Y CONTRATOS DE GNL
Para disponer del GNL, las compañías de energía deben invertir en la cadena de valor del
GNL, la cual contempla diversas operaciones sumamente relacionadas y dependientes entre
sí. En la actualidad el gas natural puede ser producido económicamente y llevado a su
destino como GNL por un precio estimado en US$2.50- US$3.50 por millón Btu (MMBtu),
dependiendo mayormente del costo de transporte [web.ing.pug.cl].
Mundialmente hay 17 terminales de exportación (licuefacción), 40 terminales de
importación (regasificación), y 136 embarcaciones de GNL en conjunto manejando
aproximadamente 120 millones de toneladas métricas de GNL por año. Actualmente, hay
alrededor de 200 instalaciones de ―reducción de pico‖ y de almacenaje de GNL alrededor
del mundo, algunas funcionando desde los años 60.
141
4.3.2. REDUCCIONES EN LOS COSTOS DE LA INDUSTRIA DEL
GNL
Los costos involucrados en la cadena de valor del GNL han experimentado reducciones en
los últimos años. De acuerdo al Gas Tecnología Instituto (GTI), los costos de licuefacción
han disminuido entre 35 y 50% en los últimos 10 años con lo cual los costos de capital de
las plantas han bajado desde los US$500 por tonelada anual de capacidad de licuefacción a
poco menos de US$200 (en dólares nominales) [web.ing.pug.cl].
Los costos de construcción de los tanques de GNL han disminuido desde los US$280
millones (nominales) a mediados de los 80‘ hasta los US$155 millones en el 2003. Los
costos de las terminales de regasificación también han caído, pero éstos tienden a fluctuar
en un rango específico entre los US$100 millones y US$2 billones.
Los proyectos de GNL están entre los proyectos de energías más costosos. Los datos
exactos en costos de plantas de GNL son difíciles de explicitar con toda precisión, pues
estos varían dependiendo de la ubicación, o si el proyecto se construye en una ubicación
nueva o es una expansión de una planta existente.
Los costos del GNL reflejan principalmente aquellos involucrados en su cadena de valor,
de esta forma encontramos los siguientes costos:
Costos de Producción: incluye procesamiento del gas y los gasoductos asociados (15 a 20%
de los costos).
Planta de GOL: tratamiento del gas, licuefacción y condensación, carga y almacenamiento
(30 a 45% de los costos).
Costos de Transporte y Navegación (10 a 30% de los costos).
Terminal Receptor: descarga, almacenamiento, regasificación y distribución (10 a 25% de
los costos).
142
Figura 4.6. Estructura de costos involucrados en la cadena de valor del GNL.
4.3.3. COSTOS DE EXPLOTACIÓN Y PRODUCCIÓN
Los costos de exploración y producción han venido disminuyendo debido a las avanzadas
tecnologías como sísmica 3D, la perforación y complementación de arquitecturas de pozos
complejos y mejoradas instalaciones bajo el mar.
Sísmica 3D: Permite la creación de imágenes de las rocas debajo de la superficie de la
tierra, permitiendo a los científicos de exploración predecir donde pueden existir
acumulaciones de gas natural.
Perforación y complementación de arquitecturas de pozos complejos: Permiten a los
ingenieros petroleros precisar más cuidadosamente acumulaciones y maximizar la
recuperación de depósitos de petróleo y gas usando múltiples ramas de pozos y sistemas
inteligentes de complementación.
Instalaciones bajo el mar: Permiten a las compañías producir gas natural desde el fondo
del mar.
143
4.3.4. COSTOS DE LICUEFACCIÓN
Es la componente más grande del costo en la cadena del valor de GNL. Los costos de la
planta de GNL son típicamente altos en comparación a otros proyectos comparables de
energía por varias razones, entre ellas: ubicaciones remotas, estándares estrictos de diseño y
seguridad y grandes cantidades requeridas de materia criogénica [web.ing.pug.cl].
Según GTI, la construcción de una planta de licuación que produce anualmente 8,2
millones de toneladas de GNL podría costar US$1.5 a US$2.0 mil millones.
Aproximadamente la mitad de esa cantidad es para la construcción y costos relacionados, el
30% es para el equipo, y el 20% es para materias primas. Un consultor independiente
estima que los costos de licuefacción ascienden a US$1.09 por millón de Btu en caso de un
proyecto nuevo y US$0.97 en proyectos de expansión (es decir, en proyectos ya existentes).
Mayores economías de escala han sido logradas aumentando el tamaño de los trenes de
licuefacción, por lo tanto requiriendo menos trenes para lograr la misma producción. En los
inicios de la industria, se producían capacidades anuales de 1,0 a 2,0 millones de toneladas.
Hoy, trenes con capacidades anuales de 5,1 millones de toneladas están en construcción.
Los costos de licuefacción se han visto también reducidos por las innovaciones
tecnológicas permitiendo a más proyectos de GNL alcanzar vialidad comercial. Por
ejemplo, los costos de licuefacción han sido reducidos hasta un 35% por la introducción de
tecnologías competitivas y economías de volumen.
El proyecto de inversión en GNL, llamado ―El Tren de GNL Trinidad 1‖ de British
Petroleum (Junio 1999) estableció un nuevo marco de referencia para la inversión capital
por unidad a menos de US$200 la tonelada de capacidad anual de planta.
Posteriormente aparece el proyecto de inversión ―Tren Trinidad 2‖ (Agosto 2002) que
contribuyó aún más a la disminución de la inversión de capital. Los costos de capital de los
―Trenes 1 y 2‖ se estiman en $165/tonelada de capacidad.
144
Figura 4.7. Incidencia de la innovación tecnológica en el tamaño de la
inversión.
4.3.5. COSTOS DE EMBARCACIÓN Y TRANSPORTE
La mayoría de los barcos son dedicados a proyectos particulares de GNL. Los costos de
envío de GNL son determinados por la tasa diaria de fletamento, que es una función del
precio del barco, el costo del financiamiento y de los costos operadores. No hay mercado
fijo de tasas para petroleros de GNL, como hay tasas para petroleros de petróleo crudo. Las
tasas del fletamento varían entre los US$27.000 por día y los US$150.000. Actualmente la
tasa media para fletamentos a largo plazo está entre US$55.000 y US$65.000.
Aunque el costo medio de comprar un petrolero de GNL sea difícil de determinar, GTI
estima que éste es de US$155 millones (noviembre 2003). El factor principal que favorece
la reducción de los precios es el aumento en el número de astilleros que pueden construir
petroleros de GNL, pues aumenta la competencia. Los ahorros más importantes vendrían de
la salida de una flota de mercaderes que podrían incentivar un mercado a corto plazo más
activo de comercio flexible.
145
Según GTI, la industria de GNL construye los barcos más grandes, lo que da como
resultado costos más bajos de GNL-ENVIO por unidad. Los barcos más grandes que ahora
se construyen pueden contener hasta 145.000 metros cúbicos de GNL.
En el diseño de embarcaciones, las nuevas tecnologías también están ayudando a reducir
los costos. Los nuevos sistemas de propulsión están apuntados a reemplazar los motores de
turbina a vapor tradicional con unidades más pequeñas que son más eficientes las cuales no
solamente reducirán los gastos de combustible sino también aumentarán la capacidad de
carga a transportar. Las eficiencias avanzadas de tanques (vidas de operación prolongada,
tecnología segura avanzada y eficiencia de combustible mejorada) han reducido los gastos
de transporte substancialmente. Las expansiones de astilleros en el Lejano Este y la gran
competencia entre los constructores de embarcaciones han bajado los costos de los
tanqueros de GNL en un 40%.
Figura 4.8. Evolución de los costos de transporte.
+
146
Figura 4.9. Medidas de Eficiencia en el Transporte del GNL.
4.3.6. COSTOS DE REGASIFICACIÓN
Los costos de construcción de la terminal de regasificación muestran una gran variación.
GTI estima que los costos terminales pueden fluctuar entre los US$100 millones para una
terminal pequeña y US$2 mil millones para una de orden superior. En EEUU, la mayoría
de las terminales nuevas se estiman entre US$200 a US$300 millones para una capacidad
de send-out de 3,8 a 7,7 millones de toneladas por año de gas natural [web.ing.pug.cl].
Los componentes más costosos en una terminal son los tanques de almacenaje, que pueden
equivaler a la tercera parte del costo total, dependiendo de la clase de tanque. En EEUU,
por ejemplo, la suposición general es que la regasificación agregará US$0.30 por millón de
Btu al precio del GNL importado.
147
Figura 4.10. Precios de construcción de tanques de almacenamiento.
La competencia entre los constructores también está bajando los costos para las nuevas
plantas de regasificación. Los costos de regasificación han bajado 18% en la última década.
Figura 4.11. Costo de regasificación de GNL en EEUU (US$2.50-3.50 MMBtu).
148
El resultado de todas estas mejoras es que el costo general de la entrega del GNL ha sido
reducido en casi un 30% durante los últimos 20 años, como puede apreciarse en el siguiente
figura:
Figura 4.12. Comparación costos generales de GNL en 1980 y 2000.
4.3.7. ESTRUCTURA DEL MERCADO
La estructura del mercado internacional actual de GNL influye el comercio futuro de éste.
Los puntos clave incluyen las diferencias entre los mecanismos de valoración del GNL
entre las cuencas atlánticas y pacíficas, los cambios de mercadotecnia recientes que
aumentan la flexibilidad en el comercio de GNL, la tendencia declinante de costos de GNL
a través de la cadena del valor y la adición de nuevos participantes al mercado.
El comercio de GNL evolucionó diferente en las cuencas del Atlántico y del Pacífico, lo
que ha afectado los volúmenes de importación por los distintos sistemas de valoración y
términos de contratos. Los países importadores en la cuenca del Pacífico son casi
totalmente dependientes del GNL mientras que los países de la cuenca Atlántica utilizan el
GNL para uso doméstico. Actualmente, los contratos se han vuelto más flexibles en cuanto
a sus términos respecto a precios y volumen, y se pueden negociar por espacios de tiempo
más cortos, lo que ha incentivado el mercado de corto plazo.
149
Los costos de licuefacción, envío y regasificación han disminuido con el tiempo, bajando
los costos a los productores. Aun así, desde que el mercado de GNL es manejado
principalmente por contratos a largo plazo con mecanismos de valoración indexados a
productos de petróleo, los costos no se traducen necesariamente en precios más bajos para
el GNL, por lo menos en el mercado de corto plazo.
Figura 4.13. Importaciones de GNL en las cuencas de Pacífico y del
Atlántico.
4.3.8. CONTRATOS DE LARGO Y CORTO PLAZO DEL GNL:
EXPERIENCIA INTERNACIONAL
El mercado global del GNL presenta gran familiaridad con otros dos mercados importantes:
el del petróleo y el mercado liberalizado del gas natural. Pero el mercado del GNL no es tan
flexible como el mercado petrolero. Los altos costos de transporte del GNL, a pesar de las
reducciones, aún dificultan el abastecimiento cuando los destinos se encuentran alejados de
la exportadora [web.ing.pug.cl].
150
Sólo cuando existe sobrecapacidad en las plantas de licuefacción y tanques, el GNL puede
competir en mercados distantes y en estos casos la competencia está basada en costos
marginales, donde el inversionista recupera menos que el retorno esperado de la inversión
Los contratos de largo plazo de GNL han sido el vehículo de las grandes inversiones (no
exentas de riesgo) que caracterizan los proyectos de GNL. El mercado de corto plazo, que
actualmente crece, aún representa menos del 9% de la industria, aun así no hay ningún
negocio basado en GNL que no presente al menos alguna cobertura basada en un contrato
de largo plazo. De esta forma los contratos de largo plazo constituyen un pilar principal de
la industria internacional del GNL, ya sea como inversión o cobertura, pues pensar en el
concepto de derivados financieros para gestionar el riesgo de las inversiones millonarias
que involucra el GNL es probablemente irrealista.
Sin embargo, la reducción en los costos de despacho de GNL, el crecimiento de diversas
fuentes de oferta y la tendencia a la flexibilidad de la estructura rígida tradicional de esta
industria han creado un sistema que puede transmitir señales de precio libremente entre
sistemas gasíferos regionales aislados.
Los arbitrajes estacionales de GNL entre las dos orillas del Océano Atlántico son
desencadenados por escasez física de gas, en ausencia de señales de precio perfectas. Pese a
esto, sin una fijación de precios spot, la escala y el alcance de los cambios de GNL serán
menores que en un entorno de fijación de precios spot transparente. Este desarrollo puede
verse reforzado por el creciente rol que jugará EEUU en el mercado de GNL.
En general, de acuerdo a criterios económicos clásicos, puede esperarse que la introducción
de la competencia, ya sea entre diferentes mercados regionales o dentro de un mercado
regional dado, introduzca una fijación de precios más flexible. Esto es lo que está
sucediendo en Asia, que ha pasado de ser un mercado comprador a ser un mercado
vendedor debido al crecimiento regional de la demanda de su gas relativamente abundante.
De esta forma, los compradores y los vendedores han estado tomando papeles nuevos. Los
compradores han estado invirtiendo en plantas de licuefacción, por ejemplo Gas de Tokio y
la Compañía de Energía Eléctrica de Tokio poseen inversiones en la planta de licuefacción
de Darwin en Australia.
151
Los vendedores tradicionales, como por ejemplo British Petroleum, han arrendado la
capacidad en terminales y extienden su papel a la comercialización.
En cuanto a las transacciones, los precios de GNL se expresan generalmente en dólares de
EEUU por millón de Btu (MMBtu). Los precios de GNL han sido históricamente más altos
en el Pacífico que en la cuenca Atlántica, promediando cerca de US$4/MMBtu y
US$3/MMBtu respectivamente. El crecimiento rápido en el suministro de Oriente Medio
puede contribuir a una convergencia de los precios atlánticos y pacíficos. Hasta ahora, la
cantidad de comerciada de GNL del Oriente Medio en la cuenca Atlántica ha sido
relativamente pequeña, pero varios proyectos proponen aumentos de suministro al mercado
europeo y norteamericano.
Existen tres mercados claros y relativamente independientes de GNL, cada con su propia
estructura de valor. El riesgo del precio es inherente a cada estructura de valor, aunque el
grado del riesgo difiere entre los mercados. En EEUU, el combustible con el cual compite
el GNL es con el gas natural de tubería (referido a contratos de largo plazo o al precio
Henry Hub para ventas a corto plazo).
De esta forma, dado el grado de inestabilidad de precio del gas natural en EEUU, las
transacciones de GNL son expuestas a un nivel significativo de riesgo. En Europa, los
precios del GNL deben competir con los precios del petróleo, sin embargo actualmente el
GNL empieza a ser ligado con el gas natural y con precios del mercado de futuros. En Asia,
los precios son ligados al del petróleo crudo importado y es en este mercado donde los
precios del GNL son generalmente más altos que en otra partes del mundo.
152
Figura 4.14. Importaciones de GNL y precios spot Henry Hub en EEUU.
Figura 4.15. Importaciones de GNL y precios del petróleo crudo en Japón.
153
Aunque no es probable que los contratos a largo plazo de GNL desaparezcan, las
compañías buscan aumentar la flexibilidad y obtener mejores términos de contratos. Los
contratos de GNL tradicionales están enfocados en la seguridad del suministro para el
comprador [web.ing.pug.cl].
Los contratos son a largo plazo (20–25 años) y bastante rígidos en sus cláusulas: por
ejemplo, cláusulas ―take or pay‖ y ―ship or pay‖, cláusulas de cliente / suministrador
preferente y las llamadas ―cláusulas de destino‖ que previno a compradores de revender las
cargas a terceros.
Los cambios a esta situación se han experimentado desde mediados de los 90‘. Los
suministradores de GNL han ofrecido términos más favorables, inclusive precios
sustancialmente más bajos a importadores nuevos como India y China, hecho que incentivó
a los compradores tradicionales de GNL buscar los precios más bajos al renegociar sus
contratos. En el mercado de EEUU, los precios del GNL están ligados a los precios Henry
Hub, que han estado subiendo constantemente
Los precios para el gas natural en EEUU se espera que queden en US$3 a US$4 MMBtu,
lo que reduciría el coeficiente de ajuste de precio de GNL entre el Pacífico y los mercados
atlánticos. Mientras tanto, la Unión Europea insiste que los vendedores de GNL quiten el
destino las cláusulas de sus contratos.
El mercado cambiante ha favorecido el aumento de las ventas a corto plazo de GNL que
experimentaron un alza del 8% respecto del GNL comercializado el 2002. El mercado a
corto plazo de GNL era virtualmente inexistente hasta hace algunos años dadas las pocas
facilidades, hasta que los contratos de ventas se firmaron para suministrar capacidad
completa.
Las reservas de capacidad y los contratos más flexibles deben llevar a que las ventas de
corto plazo experimenten con el tiempo incrementos considerables.
154
Figura 4.16. Transacciones de corto plazo de GNL.
Varios factores permiten manejar el mercado de corto plazo:
La capacidad disponible de producción y la construcción de nuevas plantas (por
ejemplo, en Malasia).
El incremento de la demanda por GNL, especialmente en España y EEUU, donde las
terminales receptoras tienen la capacidad de almacenamiento y Corea, que necesita
volúmenes más grandes en el invierno para reducciones de pico.
La disponibilidad de barcos transportadores.
Mayor flexibilidad de contrato.
El mercado a corto plazo ha crecido de virtualmente cero en 1990 al 1% del mercado de
GNL en 1992, y al 8% (8,4 millones de toneladas) en 2002. En 2002, 32 compañías
comercializaron 218 embarques de GNL tanto en transacciones de corto plazo como en
intercambios. Los principales vendedores a corto plazo durante los últimos años son
Argelia, Omán, Qatar, Trinidad y Tobago y el UAE. Las importaciones a corto plazo fueron
dominadas por EEUU y España, seguido por Corea del sur y Francia.
155
El comercio a corto plazo se proyecta que continúe creciendo, especialmente en la cuenca
Atlántica, donde las importaciones de GNL podrían alcanzar un incremento del 15 al 20%
durante la próxima década.
Figura 4.17. Contratos de corto plazo para países importadores de GNL.
Figura 4.18. Contratos de corto plazo para países exportadores de GNL.
156
4.3.9. COMPETITIVIDAD
GNL – CARBÓN – GAS
NATURAL-
PETRÓLEO
A continuación se ilustran una serie de figuras y una tabla comparativa que muestra las
componentes fijas y variables de los combustibles que constituyen otras alternativas de
abastecimiento. De ellas puede observarse la similitud de la evolución de los precios del
GNL tanto con el petróleo como con el gas natural. De todas estas alternativas, el carbón se
perfila como una de las principales alternativas para el abastecimiento, como es posible
observar en el plan de obras de la CNE (Introducción, Crisis del Gas Argentino).
De hecho, y como mencionamos más adelante, tanto AES Gener como Colbún pretende
desarrollar importantes proyectos de centrales de carbón tanto en la Zona Central como en
la Zona Sur, pese a los costos y a las dificultades ambientales que esto implica.
4.3.10.
DINÁMICA DEL PRECIO DEL PETRÓLEO
La dinámica del petróleo es la siguiente:
Impredecible.
Demanda =80 millones barriles/día (Mbps) creciendo sostenidamente.
USA, Europa a 40 Mbps, China a 6 Mbps (Producción OPEP: 29 Mbps).
Producción declinante en no OPEP, excepto Rusia.
Inestabilidad Medio Oriente y concentración de reservas en Arabia Saudita.
Potencial impacto de reducción de producción.
Proyección DOE para 2010: Creciente desde inicios 2005
Enero 2005 a 35 US$/barril
Enero 2006 a 50 US$/barril
157
4.3.11.
PRECIO DEL CARBÓN
Desacoplado del petróleo.
Mayor producción-consumo es en China, EEUU, India, Europa, Rusia.
Causa del alza reciente: China: 1º productor/consumidor de carbón.
2004 = 2.000 Millones ton (40% producción mundial).
2004 creció en 120 M ton.
EEUU = 1.000 M ton.
Comercio internacional: sólo 700 Millones de ton.
China, EEUU e India: 800 nuevas centrales a carbón en 2012.
Su emisión será 5 veces las reducciones del Protocolo de Kyoto.
Reservas de carbón alcanzan a más de 100 años.
Ubicada en gran diversidad de países.
Capacidad de minas existentes de aumentar capacidad a corto plazo.
Capacidad de abrir nuevas minas.
Figura 4.19. Precio diesel en Henry Hub y en Santiago.
158
Figura 4.20. Precios Gas Natural Henry Hub y Petróleo Crudo WTI.
Figura 4.21. Precio del Carbón
159
Figura 4.22. Precio GN Henry Hub versus Precio GNL en EEUU
4.4.
MERCADO INTERNACIONAL DEL GNL
4.4.1. FUTURO DE GNL EN LATINO AMÉRICA Y EL CARIBE
El único proyecto de GNL en funcionamiento en el área es Atlantic LNG en Trinidad y
Tobago con una capacidad de 10 millones de toneladas por año, en tres plantas de
producción. Varios proyectos de GNL han sido anunciados en esta parte del mundo tanto
como plantas productoras en Chile o Perú de gas de Bolivia, Venezuela, y Perú, hasta
varios terminales de recibo de GNL en Puerto Rico, México, La República Dominicana,
Brasil y otras partes del Caribe. Cuántos de estos proyectos van a ser realidad en un futuro
cercano es incierto, pero la demanda de combustibles limpios y económicos van a causar
que muchos de estos se instalen [M. Peña].
4.4.2. RIESGOS DE UN PROYECTO DE GNL
Debido a que los proyectos de GNL están basados en contratos de compra y venta a largo
plazo, la mayor parte de los riesgos están basados en la disponibilidad de gas al proyecto, la
estabilidad de los países donde se ejecuta el proyecto y donde se vende el gas y la habilidad
del Grupo que está ejecutando el proyecto para entender todas las complejidades de la
160
cadena de GNL para lograr una rentabilidad que asegure la viabilidad del proyecto durante
toda su vida útil. Las características de un buen proyecto de GNL incluyen:
Bajos Costos de Infraestructura y Producción del Gas.
Bajos Costos de Transporte del Gas y otros productos líquidos.
Buena Estructura del Proyecto y de la Compañía establecida para este efecto.
Ambiente Fiscal Atractivo
Confianza de los Compradores en la estabilidad del Proyecto
Seguridad de Mercado
Índice del Precio del Gas con cambios de Mercado
Proyecto que sea fácilmente financiable
4.4.3. GAS NATURAL ENTREGA EL PRIMER CARGAMENTO DE
GAS NATURAL LICUADO A EDF (MADRID,
(EUROPA
PRESS))
Gas Natural completó este fin de semana la primera descarga de gas natural licuado (GNL)
para Electricité de France (EDF) en la planta de regasificación Montoir de Bretagne, en
Francia, anunció la compañía en un comunicado.
Esta entrega, de 130.000 metros cúbicos, se realiza como parte del acuerdo que firmaron las
dos compañías el año pasado, por el cual Gas Natural se comprometió a suministrar al
grupo francés un total de 4 bcm (4.000 millones de metros cúbicos) de gas natural durante
cuatro años.
161
El transporte de esta primera entrega lo realizó el metanero Sestao Knutsen, operado por la
compañía Repsol-Gas Natural LNG, Stream. El contrato entre Gas Natural y EDF
(EDF.PA) Es el primero de estas características entre una empresa española y otra francesa
de esta envergadura, y se inscribe en la actual integración de los mercados energéticos en
Europa.
4.4.4. REPSOL-GAS NATURAL STREAM
Repsol-Gas Natural LNG, Stream, que opera en el ámbito del aprovisionamiento,
transporte, trading y comercialización mayorista de gas natural licuado (GNL), es uno de
los principales operadores de GNL a nivel mundial, gracias al posicionamiento de sus dos
socios en este mercado.
La compañía conjunta de Repsol y Gas Natural, creada en el año 2005, tiene como objetivo
maximizar el valor de los contratos de sus dos socios a través de una gestión y
comercialización eficiente, así como facilitarles el acceso a fuentes de aprovisionamiento
de GNL y a mercados estratégicos [M. Peña].
4.4.4.1
FLOTA DE METANEROS EN CRECIMIENTO
Stream opera en la actualidad una flota de 11 buques metaneros, con una capacidad total de
1.222.000 m3, y una gran flexibilidad de tamaño (entre 35.000 m3 y 140.000 m3).
En los próximos años, esta flota se ampliará con otros 5 barcos ya comprometidos, el
primero de los cuales empezará a trabajar con Stream durante el tercer trimestre de 2009.
Actualmente, el volumen de GNL gestionado por Stream asciende a 17 bcm/año, teniendo
la compañía como objetivo superar los 35 bcm/año en 2012.
162
4.4.4.2. DINAMISMO DEL MERCADO DE GNL ESPAÑOL
En 2007, las seis plantas de regasificación de España recibieron el 50% de todas las
importaciones de GNL a Europa.
Repsol mantiene una importante presencia internacional en GNL y es el tercer operador
mundial de aprovisionamiento de GNL a través de Stream.
Repsol participa en cuatro plantas de licuefacción del complejo Atlantic LNG en Trinidad y
Tobago, lo que le concede una importante ventaja competitiva para abastecer los mercados
de Estados Unidos, Caribe y Europa.
El GNL es una oportunidad atractiva de crecimiento para Repsol. El Plan Estratégico 20082012 prevé multiplicar por 4 el volumen de comercialización de GNL, lo que supondrá un
volumen equivalente al 50% del gas que consume España en un año.
4.4.5. REPSOL Y GAS NATURAL INCORPORAN EL METANERO
'IBÉRICA KNUTSEN' A SU FLOTA (MADRID, EUROPA
PRESS).
El metanero 'Ibérica Knutsen', fletado al 50% por Repsol y Gas Natural, FUE entregado a
ambas compañías en Falmouth (Reino Unido).
Este buque, construido por el astillero coreano Daewoo, fue entregado al armador noruego
Knutsen OAS en 2006, y el pasado 27 de julio de 2009 comenzó a operar para Repsol-Gas
Natural LNG (Stream), bajo la modalidad de 'time charter', entre Qatar y España.
El 'Ibérica Knutsen', con 173.000 metros cúbicos de capacidad de carga, está equipado con
la última tecnología existente y cumple los requisitos más exigentes de seguridad del
sector, dado el tipo de carga que transporta: gas natural licuado (GNL).
Entre sus características relacionadas con la seguridad destaca un fondo reforzado en la
zona de carga y sus cuatro tanques criogénicos de doble membrana lisa. Este buque es
capaz de cargar o descargar en un máximo de 12 horas.
163
 El Gas Natural Licuado Empieza a Producir Cambios en el Mercado Mundial
de Energía
A mediados del año pasado (2008), los muelles de Brunei recibieron la visita de un
congelador del tamaño de un portaaviones [El universal].
Las bodegas del Aries estaban cubiertas por un metro de aislamiento: primero, una
capa de contenedores llenos de perlitas, una roca ligera usada normalmente en la
tierra para retener la humedad; luego una capa de espuma de poliuretano, famosa
por ser usada como relleno de cojín en los muebles tapizados.
Todas estas capas fueron diseñadas para mantener la carga del Aries a menos de 160
grados centígrados. El cargamento era gas natural, congelado en su estado líquido.
Este helado combustible está camino a un boom que podría transformar los
mercados energéticos mundiales. Normalmente, para transportar gas natural es
necesario construir un gasoducto desde el productor hasta el comprador. Con el gas
natural licuado, o GNL, el combustible puede ser transportado a cualquier lado, con
la misma facilidad que el petróleo. El GNL en el Aries por ejemplo, fue a parar al
otro lado del mundo, en Luisiana, Estados Unidos.
Cada vez es más caro producir petróleo y muchas empresas energéticas cuentan con
enormes reservas no explotadas de gas natural. El GNL, ofrece una forma fácil de
transportar ese combustible alrededor del mundo.
Gigantes energéticos como BP PLC, Exxon Mobil Corp. Y Royal Dutch/Shell
Group, que fletaron el Aries, están invirtiendo miles de millones de dólares en
plantas para producir GNL y en barcos para transportarlo. Toda esa construcción
genera economías a escala que reducen el costo de producir y transportar
combustible, volviéndolo más atractivo para los productores.
―Tenemos una cantidad significativa de recursos de gas y de mercado que al parecer
necesitan gas‖, dice Peter Robertson, vicepresidente de la junta directiva de
164
Chevron Texaco Corp., que planea gastar miles de millones en terminales especiales
de recepción del GNL en las costas de Texas y California. ―De cara al futuro, este
combustible será una parte cada vez mayor del abastecimiento mundial de energía‖.
Actualmente, EE.UU. experimenta un auge de GNL. En 2002, los barcos
descargaron casi 229.000 millones de pies cúbicos de GNL en el país, un aumento
del 170% frente a los cerca de 86.000 millones de pies cúbicos en 1998. Se estima
que las importaciones crecerán a 900.000 millones de pies cúbicos para el 2005.
Las energéticas tenían el conocimiento para desarrollar el GNL hace años, pero no
había suficiente interés en producir el combustible en masa y lograr economías de
escala. En general, los únicos compradores eran Japón y Corea, que no tienen
grandes proveedores locales de gas natural. Ahora se han unido varías fuerzas para
hacer que el GNL, sea más rentable para las energéticas.
En los últimos años, el gas natural rápidamente se ha convertido en el combustible
de preferencia de las plantas eléctricas y de muchas industrias en EE.UU. Las
empresas se sintieron atraídas al gas natural por su bajo costo y porque es menos
contaminante.
El Congreso de EE.UU. ha presionado a la industria de generación eléctrica para
que use gas. Pero en fechas recientes, las reservas del combustible no han crecido en
Norteamérica, llevando los precios a casi el doble de sus niveles tradicionales. Para
cubrir sus necesidades de gas natural, EE.UU. tiene pocas opciones, además del
GNL.
Aquí es donde entran las grandes energéticas, quienes ven en el GNL, una forma de
salir de esta complicada situación. Su disponibilidad de efectivo está aumentando
gracias a precios más altos del petróleo, pero generar una mayor producción de
crudo a través de la exploración se ha vuelto cada vez más difícil.
Muchos de los grandes depósitos de petróleo están en manos de las compañías
nacionales o se encuentran en áreas políticamente turbulentas, como el Mar Caspio,
al norte de Irán.
165
―Se ha vuelto más caro encontrar petróleo. Una serie de áreas donde existe el
petróleo son políticamente complicadas‖, Dice Steve Lowden, vicepresidente
principal de Marathon Oil Corp.
En contraste, dice, ―el costo de encontrar y desarrollar el gas es muy competitivo‖.
Marathon se dispone a iniciar la construcción de lo que espera sea su primera
terminal cerca de la costa oeste de EE.UU., a unos cuantos kilómetros de la frontera
con Tijuana, México.
Muchas energéticas tienen acceso a enormes reservas de gas natural que necesitan
un mercado. Se estima que hay suficientes reservas de gas natural en el mundo para
abastecer la demanda actual de EE.UU por dos siglos y medio. En el pasado, las
firmas que perforaban en busca de petróleo se sentían decepcionadas cuando
encontraban gas natural, normalmente volviendo a inyectar el gas en la tierra o
simplemente quemándolo. La industria quema suficiente gas natural cada año como
para abastecer todas las necesidades energéticas de Francia, Bélgica y Holanda.
Ahora, las energéticas están invirtiendo un total de entre US$28.000 millones a
US$30.000 millones en proyectos de GNL actualmente en marcha, según Andy
Flower, asesor de GNL, en Londres y ex responsable de las actividades globales de
GNL en BP. Se han anunciado otros US$100.000 millones en proyectos, pero las
empresas están esperando a ver si el mercado de Asia-Pacífico, que influirá en la
viabilidad económica de estos proyectos, se mantiene lo suficientemente saludable
para sostener la demanda. La producción anual global de GNL, aumentará un 32%,
a más de 7,6 billones de pies cúbicos de GNL, para cuando se terminen los
proyectos actualmente en construcción [El universal].
El Gas Natural Licuado (GNL) es uno de los sectores del mercado energético
mundial con mayor crecimiento durante los últimos 20 años. La Agencia
Internacional de la Energía (AIE), creada por la Organización para la Cooperación y
el Desarrollo Económico (OCDE), estima que el mercado del GNL se debería
166
duplicar entre 2005 y 2010, abasteciendo en un 40% el incremento global de la
demanda en gas natural.
En Estados Unidos, el aumento significativo que sufrirían las importaciones de gas
natural, debería estar satisfecha por el GNL. En Europa, varios países están
considerando inversiones significativas en infraestructura para desarrollar la
importación de GNL. Es así como, el Gas Natural Licuado es un tema contingente,
con amplia presencia en los medios de comunicación, tanto a nivel nacional como
internacional, e importante cobertura en las agendas de las empresas del sector
energético y los debates políticos. [MatheiuVallart, 2008]
Es importante entender que el GNL no es una nueva fuente de energía, sino es sólo
un estado físico en el cual se dispone el gas natural, el cual implica infraestructura
particular para su transporte. La tecnología e infraestructura asociadas al GNL
proveen un medio para comercializar reservas de gas despreciadas y traerlas al
mercado.
Existen grandes reservas confirmadas de gas natural, pero un 91% de ellas se sitúan
al exterior de las principales zonas de consumo (países del OCDE por ejemplo), y
están muy alejadas para encontrarse al alcance del gasoducto necesario para su
exportación. [MatheiuVallart, 2008]
Para las empresas del sector energético, así como para los departamentos de energía
de los grandes consumidores industriales, empresas mineras por ejemplo, el GNL es
un medio de diversificación de su matriz energética que incrementa la seguridad del
abastecimiento. Adicionalmente, el GNL representa, en una gran mayoría de los
casos, una oportunidad para la mitigación de emisiones de gases de efecto
invernadero, aportando una fuente de energía y tecnología que compite y desplaza el
uso de combustibles menos ‗limpios‘, como por ejemplo carbón.
La tendencia actual muestra que el GNL jugará un rol creciente en el mercado
futuro del gas. Sin embargo, el desarrollo de proyectos de GNL y de los respectivos
casos de negocio, representa desafíos considerables para las empresas, ya sean
167
grandes empresas estatales de exploración y producción, medianas empresas del
sector energético que buscan nuevos mercados, compañías internacionales que
desarrollen una cadena integrada de GNL, como empresas industriales o
generadoras apuntando a diversificar y asegurar su abastecimiento en combustibles
primarios. [MatheiuVallart, 2008]
 Gestionar el riesgo en la cadena de valor del GNL
Las compañías que desarrollen proyectos de GNL deberán gestionar múltiples
riesgos relacionados al mercado del GNL, relacionados al nivel de la tecnología
utilizada y a la envergadura de la infraestructura involucrada. A nivel estratégico,
existe un componente de riesgo relativamente importante relacionado al aumento de
los precios del gas, pudiendo fomentar con ello la competencia entre el GNL y otros
combustibles fósiles en los mercados regionales. Esta competencia en precio, puede
generar inicialmente un cambio de la matriz de consumo de combustibles,
desplazando potencialmente el consumo de GNL por gas de petróleo, petróleo en si
mismo u otro combustible fósil, ya sea en estado líquido o gaseoso. En el largo
plazo, la competencia en precio, impulsaría decisiones de inversión de capital hacia
otras tecnologías que utilicen combustibles más económicos. [Matheiu Vallart,
2008]
Dada la aún escasa disponibilidad de GNL, en comparación con el gas de ductos y
otros combustibles fósiles, en general, observamos que el precio está más orientado
por la parte compradora y el mercado energético en el cual opera, que por la parte
exportadora del GNL. El precio del GNL está tradicionalmente vinculado al precio
del petróleo, como combustible de referencia. No obstante, al anterior se puede
observar que en los mercados en los cuales se transa Gas Natural, por ejemplo
Estados Unidos y el Reino Unido, los precios del GNL tienden a tener una
referencia con el precio de éste último. [Matheiu Vallart, 2008]
A nivel mundial, se puede observar una diversificación en los puntos de referencia
para la definición del precio del GNL: Estados Unidos y el Reino Unido indexan
directamente sobre los precios del Gas Natural (Henry Hub – EEUU; National
168
Balancing Point (NBP) - UK), Europa continental indexa en general sobre el precio
del petróleo y el gas de petróleo; y Japón sobre el precio del crudo (Japanese Crude
Cocktail). En condiciones de mercado particulares, podría existir una indexación del
precio del GNL con el precio del carbón o de la electricidad.
Es así como, el precio es el mayor factor de riesgo que podría impactar
dramáticamente los casos de negocios del GNL. Adicionalmente, las compañías que
actualmente entran en el mercado del GNL enfrentan importantes déficit de recursos
y costos, relacionados principalmente a la disponibilidad de los equipamientos y la
escasez de personal capacitado. Finalmente, se debe considerar que a los dos
extremos de la cadena de valor del GNL, del lado exportador con las plantas de
licuefacción, como del lado importador con las plantas de regasificación, la
infraestructura que requieren estos proyectos pueden generar delicados conflictos
ambientales y sociales, los que deben ser manejados con cautela.
 El mercado de carbono puede fomentar el desarrollo del mercado de GNL
Desde una perspectiva amplia, el factor clave para el desarrollo del mercado del
GNL es sin duda su posibilidad o no de competir contra otros combustibles.
Actualmente, la incapacidad del GNL de competir con un carbón barato continúa,
sin embargo, ya se puede estimar que su desarrollo futuro va a estar influido por los
cambios en las regulaciones de los mercados energéticos, integrando cada vez más
las externalidades ambientales, la fiscalización ambiental y los mercados de
carbono.
En Europa, los generadores ya han integrado la evaluación del costo del carbono en
sus decisiones operacionales y de inversión. El Esquema Europeo de Transacción de
Emisiones (EU-ETS), implementado en Unión Europea, después de haber ratificado
el Protocolo de Kyoto, introdujo en el mercado una nueva definición del precio de la
generación eléctrica. Los actores del sector en Europa, distinguen ahora la
diferencia entre el Dark spread (diferencia entre el precio de la electricidad y su
costo de generación a partir de carbón) y el Green spread (la misma diferencia una
vez agregado al costo de generación, el costo del derecho de emisiones de carbono).
169
Las fluctuaciones del valor del derecho de emisiones en el mercado Europeo, es
ahora una nueva variable que viene a impactar el valor bursátil de las empresas
eléctricas en función de las características ambientales de sus capacidades
instaladas. En consecuencia, las empresas integran los impactos financieros
relacionados a las emisiones de carbono en sus decisiones de inversiones, y los
inversionistas buscan posiciones que permitan generar mayor valor a partir del
mercado de carbono, apoyándose en la capacidad de generación más limpia.
En Chile, el concepto de Green spread no es de uso común en las empresas
eléctricas, ni en los proyectos de generación eléctrica de las empresas industriales y
mineras, reflejando la posición del país en el Protocolo de Kyoto y ausencia de
obligación de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. Sin
embargo, Chile puede aprovechar el mecanismo flexible de reducción voluntaria de
emisiones del Protocolo de Kyoto, para participar en el mercado del carbono, lo cual
puede contribuir a abrir oportunidades para las empresas Chilenas que monetizarían
las emisiones de carbono en sus proyectos de generación e inversiones de mayor
envergadura.
El mercado del carbono, a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL),
provee a las empresas Chilenas un incentivo para implementar proyectos que
contribuyan a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en comparación
a una línea de desarrollo tradicional.
De manera práctica, un proyecto de generación con GNL puede aspirar a obtener
ingresos por las reducciones de emisiones que genera desplazando proyectos de
generación eléctrica más contaminantes (por ejemplo con carbón).
A nivel mundial, existe en la cartera de Naciones Unidas cerca de 100 proyectos
MDL del tipo ―cambio de combustible‖ (conversión o nueva capacidad de
generación en base a Gas Natural) en diferentes estados de madurez, de los cuales
19 estarían registrados por la Junta Ejecutiva de MDL (Naciones Unidas) y
170
obtendrán bonos de carbono por su operación. Del total, 6 de estos proyectos MDL
corresponden a GNL, los que se encuentran ubicados en China e India.
Es previsible que el mapa mundial del GNL vaya a evolucionar significativamente
en la próxima década, en la medida que los riesgos comerciales y las barreras se
vayan superando. Del lado de los países exportadores está previsto que Qatar tome
un liderazgo muy marcado, asegurando dos tercios del aumento del mercado del
GNL hasta 2015. Por el lado de los importadores, se estima que el crecimiento de la
demanda en Estados Unidos podría representar entre un tercio y la mitad del
aumento de los volúmenes que serán transados mundialmente.
Los mercados de carbono son y serán una oportunidad para el desarrollo de
proyectos de GNL. Pues los ingresos adicionales percibidos por la reducción de
emisiones pueden contribuir a aliviar las barreras que enfrentan estos proyectos,
mitigar los riesgos asociados y sostener el desempeño económico de dichos
proyectos. [MatheiuVallart, 2008]
171
CAPÍTULO 5
PRINCIPALES PROYECTOS DE
HIDROCARBUROS EN EL MUNDO
5.1.
INTRODUCCIÓN
Además de los combustibles, del petróleo se obtienen derivados que permiten la producción
de compuestos químicos que son la base de diversas cadenas productivas que terminan en
una amplia gama de productos conocidos genéricamente como productos petroquímicos,
que se utilizan en las industrias de fertilizantes, plásticos, alimenticia, farmacéutica,
química y textil, entre otras [Idits.org].
Las principales cadenas petroquímicas son las del gas natural, las olefinas ligeras (etileno,
propileno y butenos) y la de los aromáticos.
172
La cadena del gas natural se inicia con el proceso de reformación con vapor por medio del
cual el metano reacciona catalíticamente con agua para producir el llamado gas de síntesis,
que consiste en una mezcla de hidrógeno y óxidos de carbono.
El descubrimiento de este proceso permitió la producción a gran escala de hidrógeno,
haciendo factible la producción posterior de amoníaco por su reacción con nitrógeno,
separado del aire. El amoníaco es la base en la producción de fertilizantes.
También a partir de los componentes del gas de síntesis se produce metanol, materia prima
en la producción de metil-terbutil-éter y teramil-metil-éter, componentes de la gasolina;
otra aplicación es su uso como solvente en la industria de pinturas.
La cadena del etileno se inicia a partir del etano recuperado del gas natural en las plantas
criogénicas, el cual se somete a un proceso de descomposición térmica para producir
etileno principalmente, aunque también se forma hidrógeno, propano, propileno, butano,
butilenos, butadieno y gasolina pirolítica [I. Anayansi].
Del etileno se producen un gran número de derivados, como las diferentes clases de
polietilenos cuyas características dependen del proceso de polimerización; su aplicación se
encuentra en la producción de plásticos, recubrimientos, moldes, etc.
Por otro lado, el etileno puede reaccionar con cloro para producir dicloroetano y
posteriormente monómero de cloruro de vinilo, un componente fundamental en la industria
del plástico, y otros componentes clorados de uso industrial.
La oxidación del etileno produce óxido de etileno y glicoles, componentes básicos para la
producción de poliéster, así como de otros componentes de gran importancia para la
industria química, incluyendo las resinas PET (poli etiléntereftalato), actualmente usadas en
la fabricación de botellas para refresco, medicinas, etc.
173
El monómero de estireno, componente fundamental de la industria del plástico y el hule
sintético, se produce también a partir del etileno, cuando éste se somete, primero a su
reacción con benceno para producir etilbenceno y después a la deshidrogenación de este
compuesto. El acetaldehído, componente básico en la producción de ácido acético y otros
productos químicos, también se produce a partir del etileno.
Otra olefina ligera, el propileno, que se produce ya sea por deshidrogenación del propano
contenido en el gas GLP, como subproducto en las plantas de etileno o en las plantas de
descomposición catalítica fluida FCC de refinerías, es la base para la producción de
polipropileno a través de plantas de polimerización.
Otro producto derivado del propileno y del amoníaco es el acrilonitrilo, de importancia
fundamental en la industria de las fibras sintéticas. Del propileno se puede producir alcohol
isopropílico de gran aplicación en la industria de solventes y pinturas, así como el óxido de
propileno; otros derivados del propileno son el ácido acrílico, la acroleína, compuestos
importantes en la industria del plástico.
Como derivado de la deshidrogenación de los butenos o bien como subproducto del
proceso de fabricación del etileno, se obtiene el 1,3 butadieno, que es una materia prima
fundamental en la industria de los elastómeros, llantas para toda clase de vehículos, juntas,
sellos, etc.
Una cadena fundamental en la industria petroquímica se basa en los aromáticos (benceno,
tolueno y xilenos). La nafta virgen obtenida del petróleo crudo contiene parafinas,
nafténicos y aromáticos en el intervalo de 6 a 9 átomos de carbono.
Esta fracción del petróleo, después de un hidrotratamiento para eliminar compuestos de
azufre, se somete al proceso de Reformación BTX, el cual promueve fundamentalmente las
reacciones de ciclización de parafinas y de deshidrogenación de nafténicos, con lo cual se
obtiene una mezcla de hidrocarburos rica en aromáticos.
Otro proceso fundamental es la desproporcionalización de los aromáticos pesados para
incrementar la producción de benceno, tolueno y xilenos. Una vez separados los
aromáticos, se inicia la cadena petroquímica de cada uno de ellos.
174
El benceno es la base de producción de ciclo hexano y de la industria del nylon, así como
del cumeno para la producción industrial de acetona y fenol; el tolueno participa de una
forma importante en la industria de los solventes, explosivos y en la elaboración de
poliuretanos. Los xilenos son el inicio de diversas cadenas petroquímicas, principalmente la
de las fibras sintéticas [I. Anayansi].
5.2.
ARGENTINA
5.2.1. ACUERDO
DE
COOPERACIÓN
TÉCNICA
PARA
IMPULSAR
PROYECTOS EN EL ÁREA ENERGÉTICA
El acuerdo lo suscribieron el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva y
el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas. Hay 63 propuestas de diferentes universidades
nacionales que avanzan en el proceso de aprobación.
El Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva y el Instituto Argentino del
Petróleo y el Gas (IAPG), acaban de suscribir un acuerdo, a partir de una iniciativa de YPF,
que apoyará proyectos que busquen generar conocimiento y competitividad en el área
energética.
En el acuerdo se promueve la cooperación entre el Ministerio y las empresas a través del
apoyo económico-financiero a los proyectos presentados por los centros de investigación y
formación técnica que funcionan en distintas universidades nacionales.
YPF analizó propuestas de investigación tecnológica de las 37 universidades nacionales e
identificó 230 proyectos relacionados con el sector energético y de los hidrocarburos, 63 de
los cuales avanzan en los procesos necesarios para su aprobación.
El convenio fue firmado por el ministro del área, Lino Barañao, y el titular del IAPG,
Ernesto López Anadón, quien estuvo acompañado por el Vicepresidente de YPF, Enrique
Eskenazi.
175
5.3.
EUROPA
5.3.1. ARGELIA AUMENTARÁ LA EXPORTACIÓN DE GAS EN 30.000
MILLONES DE METROS CÚBICOS
El ministro argelino de Energía, Chakib Khelin, afirmó que su país aumentará sus
exportaciones de gas en 30.000 millones de metros cúbicos durante los próximos cinco
años [Elconfidencial.com].
La venta de esa cantidad suplementaria de gas en los mercados internacionales debería
reportar a Argelia ingresos de unos 5.000 millones de dólares (3.570 millones de euros)
anuales, precisó el ministro.
"Argelia exporta actualmente 62.000 millones de metros cúbicos pero en los cinco
próximos años esa cantidad llegará a 85.000 millones", agregó.Ese incremento de
exportación se realizará para la puesta en marcha de dos gasoductos: el Medgaz, que unirá
Argelia con España, y el de Gasi, que conectará el país árabe con Italia.
Además crecerá en 7.000 millones de metros cúbicos la cantidad de gas que actualmente se
exporta a través del Transmed, que une Argelia e Italia. El gasoducto Medgaz, con una
capacidad de 8.000 millones de metros cúbicos y que partirá de la localidad argelina de
Beni Saf (oeste) hasta llegar a la española de Almería (sur), debería comenzar a funcionar a
comienzos de 2010, anunció recientemente Khelil.
El tramo submarino del gasoducto ya está terminado así como la parte que recorre territorio
argelino, mientras que queda por acabar, en los próximos meses, la estación de compresión
de Beni Saf y la parte que comunica las ciudades españolas de Almería y Albacete. Por lo
que se refiere al gasoducto e Galsi, las labores de construcción deberán comenzar el año
que viene y ya se han terminado los estudios para su realización.
176
"Estos tres gasoductos permitirán aumentar las exportaciones de gas en 23.000 millones de
metros cúbicos, a los que se sumarán nuevas cantidades con la entrada en servicio de las
unidades de gas licuado de Skikda y Arzew, que se están realizando, para llegar a un total
de, al menos, 30.000 millones de metros cúbicos a lo largo de los próximos cinco años",
explicó el ministro.
5.3.2. MEDVÉDEV
AFIRMA
QUE
GASODUCTO
NORTH
STREAM
ES
ARTERIA ENERGÉTICA ESTRATÉGICA PARA TODA EUROPA
El presidente ruso Dmitri MEDVÉDEV declaró hoy que la construcción del gasoducto
North Stream es de importancia estratégica no sólo para Rusia y Alemania, sino también
para toda Europa [Elconfidencial.com].
"El gasoducto North Stream permitirá resguardar cualitativamente la seguridad energética
de toda Europa siendo una tubería de importancia estratégica no sólo para Rusia y
Alemania, sino para todo el continente también", expresó el dirigente ruso al término de las
consultas que sostuvo con la canciller alemana Angela Merkel.
North Stream es una ruta por el mar Báltico para trasegar gas ruso a Europa principalmente
a Alemania, Reino Unido, Holanda, Francia y Dinamarca, eludiendo el territorio de
Ucrania y Polonia.
La tubería, con tramos submarinos unirá a Rusia y Alemania por el mar Báltico y debe
entrar en servicio en 2011. Tendrá una extensión de casi 1.200 kilómetros y una capacidad
de 27,5 mil millones de metros cúbicos de gas anuales.
5.3.3. ESPAÑA NEGOCIA CON FRANCIA UN SEGUNDO GASODUCTO QUE
ESTARÍA EN MARCHA EN 2015
España negocia con Francia la construcción de un segundo gasoducto que estaría en
funcionamiento en el año 2015 y que discurriría por la costa mediterránea.
Esta negociación ha sido desvelada por el presidente de Enagás, Antonio Llarden Carratalá,
en una entrevista publicada hoy, domingo, por el diario ABC, en la que asegura que en los
dos próximos años habrá caídas del precio del gas.
177
En la entrevista, Antonio Llarden explica que por el momento sólo hay un acuerdo para
doblar la capacidad del actual gasoducto que atraviesa la frontera hasta los 5 millones de
metros cúbicos al año en ambos sentidos.
El nuevo gasoducto permitiría establecer, según el presidente de Enagás, una capacidad de
interconexión de entre 7 y 7,5 millones de metros cúbicos en ambas direcciones y
enlazando con el del consorcio Medgaz, que opera el gasoducto con Argelia.
Las conversaciones están teniendo lugar dentro del grupo de trabajo European South Gas
Regional Initiative que preside del director general de Energía de la Unión Europea y del
que forman parte los gobiernos de Francia España y Portugal, con sus comisiones
reguladoras y operadores del sistema, explica Antonio Llarden.
Desde España, asegura, el Ministerio de Industria, la Comisión Nacional de la Energía y
Enagás, "estamos volcados en conseguirlo", aunque es cierto que Francia lo ha tomado
siempre con lentitud.
El país vecino " está negociando con interés" desde que Sarkozy accedió a la presidencia
del país, añade el presidente Enagás, que se muestra esperanzado con la próxima
presidencia española de la Unión Europea, lo que "nos ayudará a rematar un acuerdo".
Antonio Llarden fija como fecha orientativa para finalizar las obras de este gasoducto el
año 2015, al tiempo que apunta que la UE ha hablado de poner algún tipo de financiación
dentro de sus planes de infraestructuras, "pero aún no hay nada concretado".
5.3.4. MEDVÉDEV AFIRMA QUE RUSIA NO RECELA POR LA EJECUCIÓN
DEL GASODUCTO NABUCCO
El presidente ruso Dmitri Medvédev afirmó que su país no recela por la ejecución del
gasoducto Nabucco, alternativa para reducir la dependencia de Europa de los recursos
energéticos de Rusia [Chile.mid.ru].
"En Rusia no sentimos ningún recelo respecto al proyecto Nabucco y si llega a transportar
gas pues que lo haga, pero todavía nadie ha podido explicar de dónde sacarán ese gas", dijo
178
Medvédev en Munich donde sostuvo consultas al más alto nivel con la canciller alemana
Angela Merkel.
El líder ruso expresó que Moscú se pronuncia por unos suministros energéticos seguros y
diversificados.
El pasado 13 de julio (2009), cuatro países de la Unión Europea (UE), Austria, Bulgaria,
Hungría Rumania y Turquía firmaron en Ankara un acuerdo intergubernamental sobre la
construcción del gasoducto Nabucco, para trasegar gas desde el mar Caspio y Asia Central
sin pasar por el territorio ruso.
Las negociaciones sobre la construcción de Nabucco se dilataron durante varios años, pero
su realización se activó a comienzos de 2009 tras el "conflicto del gas" entre Rusia y
Ucrania que afectó los suministros a algunos países europeos.
La construcción de Nabucco debe comenzar en 2011 y el trasiego de gas, en 2014. Entre
los países proveedores de gas para Nabucco figuran Azerbaiyán, Turkmenistán,
Uzbekistán, Iraq e Irán.
Rusia sigue escéptica en cuanto a la viabilidad de Nabucco porque hay poca seguridad
sobre la existencia de los volúmenes necesarios del gas, y también, porque serán elevados
los costos de las obras y hay poco entusiasmo de algunos inversores clave como la UE, que
inicialmente planeó destinar 250 millones de euros, y finalmente aprobó partidas por
apenas 50 millones de euros [Chile.mid.ru].
5.3.5. TOTAL INICIA LA EXPLOTACIÓN DE UN POZO DE PETRÓLEO EN EL
MAR DE NORUEGA
La petrolera Total anunció hoy el inicio de la explotación en el mar de Noruega de un pozo
de gas y petróleo del que la compañía francesa posee una participación de 23,18%.
El grupo petrolero señaló en un comunicado que las operaciones de perforación continuarán
en los dos próximos años y que la producción de Total deberá aumentar alrededor de
25.000 barriles de petróleo a lo largo de la próxima década.
179
Situado en el mar de Noruega a 270 metros de profundidad y descubierto en 1982, el pozo
Tyrihans es un proyecto submarino en el que también participan Statoil Hydro (58,84%),
Mobil Development Norway (11,75%) y Eni Norge (6,23%).
La producción del yacimiento será enviada por un oleoducto de 43 kilómetros hasta las
infraestructuras destinadas a su procesamiento en la localidad noruega de Haltenbanken,
desde donde será exportada a los mercados europeos.
5.3.6. GAZPROM FIRMA CON PETROLERA DE AZERBAIYÁN CONVENIO DE
SUMINISTROS DE GAS AZERBAIYANO
Durante la visita del presidente de Rusia, Dmitri Medvédev, a Bakú el consorcio ruso
Gazprom suscribió con la compañía petrolera de Azerbaiyán GNKAR un convenio de
suministros de gas azerbaiyano, informó el corresponsal de RIA Novosti.
El documento en que se recogen las principales condiciones de adquisición del gas
azerbaiyano fue firmado por el jefe de Gazprom, Alexei Miller, y el director general de
GNKAR, RovnagAbdulláev. Al cierre de las negociaciones con Medvédev, el presidente de
Azerbaiyán, IljamAlíev, dijo en rueda de prensa que en la medida en que va a aumentar la
extracción de gas en la república, se podrá aumentar respectivamente sus suministros a
Rusia.
5.3.7. PUTIN DA SEÑAL PARA INICIAR CONSTRUCCIÓN DE GASODUCTO
ORIENTAL
El primer ministro ruso, Vladimir Putin, dio hoy la señal de arrancada en la construcción
del gasoducto Siberia-Lejano Oriente con una extensión de mil 800 kilómetros, que lo
convertirá en una obra magistral [wordpress.com].
Por la envergadura, éste será un proyecto grandioso que superará al ferrocarril transiberiano
Baikal-Amur, opinó en la ceremonia el representante del presidente en el Lejano Oriente,
Víctor Ishaev.
180
El viaducto Sajalin-Jabarovsk-Vladivostok, cuyo primer complejo entrará en explotación
en 2011, abastecerá de combustible al extremo oriente ruso y a Primorye, con perspectivas
futuras de llegar a China y Corea del Sur.
Una nota del consorcio Gazprom señala que por el viaducto se transportarán unos 30 mil
millones de metros cúbicos de gas al año, al contar como fuente básica de abasto con el
yacimiento Sajalin-3.
En un futuro se proyecta la unificación del gasoducto magistral con las tuberías de Yakutia,
que constituiría el cimiento para un sistema unificado de distribución gasífera en el oriente
de Rusia.
Según Putin, la región de Siberia oriental y Lejano Oriente están en condiciones de
suministrar unos 150 mil millones de metros cúbicos del carburante, cifra comparable con
todo el volumen de exportación de gas, indicó.
El primer ministro dijo que para el país es de importancia capital la creación de un nuevo
centro de la industria gasífera en los territorios más distantes de la geografía rusa, y destacó
que el proyecto se realiza en tiempos de crisis.
En el pasado, debido a insuficiente planificación y visión estratégica hacia el futuro, se han
perdido proyectos importantes que habrían significado una mejora en el marco energético y
económico mundial, especialmente en América de Sur, fruto de aquello, es su dependencia
al país vecino en cuanto a sus requerimientos energéticos y su dependencia economía para
vender lo que produce.
El mundo está buscando fuentes de energía más amigables al medio ambiente y ante
aquella creciente preocupación, la producción y consumo de gas natural (GN) fue creciendo
a ritmo constante en los últimos 40 años al ser este combustible una fuente de energía más
limpia que el carbón y el petróleo y ante la creciente demanda de energía de parte de los
países más industrializados.
181
El problema se encontraba en el transporte por lo que se construían gasoductos para lograr
el abastecimiento de ciertas regiones y sectores. En los últimos años, el negocio de gas
natural licuado (GNL) creció para eliminar la dependencia energética que se presentaba con
el país proveedor de GN y para poder satisfacer las exigencias energéticas de
principalmente, los países de Japón, Corea, España, Francia, Estados Unidos y Taiwán.
Queda claro que la demanda actual de mayor crecimiento en el área de los hidrocarburos es
la del GN y su rentabilidad económica no está en duda, la sustentabilidad financiera de
proyectos es de más que factible incluso con la bajada de precios que parece haberse
estabilizado y que poco a poco vuelven a subir.
Este mundo está lleno de incertidumbre, las variables son cada vez menos controlables y el
valor más preciado es la especulación. Estos cambios tienen como límite la oposición o la
innovación de la gente y esto tiene que ver con la estrategia. La estrategia es descubrir, no
programar, guiar y no controlar. Por esto es necesario liderar las ideas y actuar velozmente
cuando nuevas circunstancias se susciten.
Se considera que estamos viviendo en la era del gas natural debido al crecimiento que tuvo
este en las últimas décadas y vemos que en los grandes proyectos actuales tienen que ver
con este recurso, Irán planifica una inversión de 75 millones de euros en South Pars,
considerado como uno de los yacimientos más ricos del mundo, en España negocian un
segundo gasoducto para elevar la capacidad de transporte con Francia, Rusia se planea
construir un gasoducto para abastecer su oriente con perspectivas a llegar a China y Corea
del Sur, en fin, los proyectos a ejecutarse a medio plazo son en gran parte proyectos de gas
natural entre los cuales su forma de transporte está viviendo un importante cambio debido a
las necesidades de disminuir dependencias energéticas hacia un cierto proveedor, que por
no ser seguro o por problemas políticos, obliga al consumidor a buscar otras maneras de
abastecerse. La opción por la que más se optó en el mundo es mediante el abastecimiento
de GNL.
182
Con las re-gasificadoras y barcos metaneros la situación del comercio de gas natural, ha
cambiado y no hay más límites de barreras para recibir combustible, ahora es posible
hacerlo de cualquier parte del mundo y esto ha globalizado aun en mayor medida el
comercio de hidrocarburos.
El mundo está en un punto en el que es necesario invertir en la industria de GNL de países
consumidores de mucha energía, que es la solución por la que la mayoría de los países se
inclinaron. Este hecho dio lugar al fenómeno de que los proyectos de re-gasificadoras sean
mucho mayores que los proyectos de licuefacción y dio lugar a una relación de 4:1 donde la
capacidad de regasificación es cuatro veces mayor que la capacidad de licuado,
significando que hay 4 disputando la misma molécula.
Los países de más producción de GNL son Qatar, Malasia, Indonesia, Nigeria, Australia,
Trinidad y Tobago, Egipto y Omán con volúmenes muy importantes exportación pero
existen más países como Rusia, Arabia Saudita, Irán, entre algunos que no han avanzado a
su máximo potencial en esta tecnología para convertirse referentes en exportación de GNL
y la construcción de plantas de licuefacción significaría una gran oportunidad para que
estos países se sitúen dentro de los grandes exportadores de GNL.
La economía y las finanzas tienen muchas variables muy sensibles que pueden alterar el
desenvolvimiento de la situación. En esta no tan nueva oportunidad que es el GNL, la
volatibilidad de los mercados de gas natural y la estabilidad política y jurídica juegan un
rol importante al momento de analizar futuras inversiones. Por esto no debe sorprender que
Repsol quiera reacomodar el capital de YPF a Brasil, país al que ven como el futuro de la
compañía, según el director general de operaciones de la petrolera. Antonio Brufau,
presidente de Repsol YPF decía que ―el dinero quiere estabilidad‖ cuando hablaba de la
baja inversión planificada para Latino América a causa de ciertos regímenes políticos
presentes en la zona. Es lógico asumir que la inversión es económicamente más segura si se
realiza en sectores donde exista estabilidad económica y política [worldpress.com].
183
En conclusión, en tiempos de crisis siempre hay una manera de salir ganando, la clave está
en identificar bien el sector que hay que atacar para lograr esto. Las oportunidades
presentes pueden ser aprovechadas para el bien de las empresas fácilmente, y aunque
existen otras fuentes no convencionales de gas natural, el sector de GNL tiene aún mucho a
donde crecer, la percepción de que muchos países eligieron sumarse a los proyectos de gas
natural licuado y no haya suficiente gas para abastecer este negocio es falsa, pero habrá que
trabajar en ciertos factores que habiliten la capacidad de licuefacción, también en los
cuellos de botella actuales, que son el transporte y el almacenaje, además de superar los
obstáculos regulatorios y de asentamiento con el fin de crear instalaciones de GNL y como
factor más importante dar un paso adelante y motivar la integración energética no solo
regional sino mundial que es posible mediante un sistema complejo de GNL.
El cerrar la puerta y que cada uno solucione sus problemas es el camino equivocado en la
industria. La probabilidad de un proyecto exitoso es alta si se lo realiza considerando todas
las variables, analizando el impacto sobre resultados económicos y financieros de las
variables significativas para la toma de decisiones en cada eslabón de la cadena de valor del
GNL, partiendo de la compra del GNL hasta su inyección gasificada en un punto de entrega
de gasoducto troncal, tomando en cuenta; las variables relevantes, los escenarios posibles,
simulando escenarios posibles y realizando un análisis de riesgo para los escenarios más
probables.
5.4.
URUGUAY
5.4.1. BARCO CIENTÍFICO ALEMÁN BUSCA PETRÓLEO
Según UPI Uruguay los Geólogos de la empresa petrolera estatal uruguaya ANCAP
buscarán hidrocarburo en la plataforma continental de Uruguay a bordo del buque alemán
Meteor.
El Meteor llego ayer en el Puerto de Montevideo y es el barco científico alemán con mejor
tecnología que es utilizado para investigaciones marinas. Los geólogos de Ancap se
integraron a un equipo de investigadores internacionales que explorara la presencia de
hidrocarburos en Uruguay y la región.
184
El barco está zarpando hoy para realizar sus investigaciones. "Ancap se va a integrar al
proyecto de investigación regional del barco para sacar muestras de la plataforma
continental", dijo a Ultimas Noticias el jefe de geólogos de la empresa petrolera, Héctor de
Santa Ana.
La idea es realizar perforaciones del primer suelo de la plataforma para realizar estudios
conjuntos y evaluar la posibilidad de encontrar registros de hidrocarburos en superficie.
Ancap ya hizo trabajos que detectaron manantiales de los mismos y de gas.
Bolivia y Uruguay agua por gas: Enmarcadas por declaraciones de buena voluntad, actos
formales y pocas medidas concretas, las visitas protocolares que realizan los presidentes
latinoamericanos a otros países de la región no suelen suscitar mucha atención mediática.
Y es que, a pesar de que se trató de una visita de apenas ocho horas, la agenda del
encuentro entre Morales y su par uruguayo, Tabaré Vázquez, incluyó una propuesta que, de
concretarse, podría ser histórica.
Los mandatarios avanzaron en un plan para que Bolivia tenga una salida al océano
Atlántico a través de puertos uruguayos, a cambio del suministro de gas boliviano en
condiciones preferenciales a la nación oriental.
De acuerdo con el comunicado conjunto, difundido tras el encuentro, la propuesta
contempla "el interés de Bolivia" en la utilización del sistema portuario a través de Nueva
Palmira (sobre el río Uruguay) y Montevideo, "para movilizar la carga de su comercio
exterior".
Menciona, además, el establecimiento de un régimen de Puerto Libre, en el que se
considere a los puertos uruguayos ―como centros de distribución donde las mercancías
bolivianas en tránsito gocen de almacenaje liberado".
En contrapartida, los mandatarios afirmaron que los grupos técnicos de ambos países
estudiarán las alternativas de venta de gas natural de la región andina a Uruguay.
185
“Estados Unidos quiere petróleo de Venezuela”: Según ―El Mundo‖ los Estados Unidos
ambiciona la Faja Petrolífera del Orinoco, y reorienta su estrategia geopolítica hacia
Venezuela, afirmó hoy en esta capital el presidente de la nación suramericana, Hugo
Chávez.
―Estamos dispuestos a compartir el petróleo con Estados Unidos y con todo el mundo, pero
si viene a agredirnos para arrebatárnoslo, no habrá petróleo para nadie, mejor que no se
metan con nosotros‖.
La presencia de las tropas norteamericanas en Colombia significa un viraje en la estrategia
de Washington, y eso constituye una amenaza para Venezuela, advirtió el estadista en una
conferencia de prensa en el Palacio de Miraflores.
Si las cosas siguen como van en materia energética, si no se consiguen grandes reservas de
petróleo, resultará que bien entrado este siglo cuatro o cinco países quedaremos con crudo,
de ahí el interés de Estados Unidos, reiteró.
Sólo en el Campo de Junín contamos con 50 mil millones de barriles, en Venezuela hay
petróleo por todos lados, hace poco descubrimos petróleo y gas en la frontera con
Colombia, señaló Chávez. Estados Unidos ahora tiene sus ojos puestos en Venezuela, dijo.
5.5.
ASIA
5.5.1. IRÁN
DESTINARÁ 2000 MILLONES DE DÓLARES A DESARROLLO
YACIMIENTO SOUTH PARS
Irán destinará más de 2000 millones de dólares de sus reservas de divisas para desarrollar el
yacimiento de gas de "South Pars", considerado el más rico del mundo, anunció hoy el
ministro de Petróleo, Gholam Husein Nozari [Finanzas.com].
La medida se hace pública apenas una semana después de que el ministerio de Petróleo
revelase que pondrá a la venta más de mil millones de euros en bonos para tratar de
explotar el citado yacimiento, que guarda cerca del 8 por ciento de las reservas mundiales
de gas.
186
Además, coincide con la decisión adoptada semanas atrás por diversas multinacionales,
como la hispano-argentina Repsol, de no hacer efectivos sus derechos adquiridos y
renunciar a las concesiones que habían recibido del Gobierno iraní.
"El plan es utilizar dos mil millones de las reservas de divisas para desarrollar la zona",
explicó Nozarí, a quien hoy cita la prensa local.
Irán, tercer país del mundo en reservas de gas y petróleo, tiene una economía cimentada en
el inestable precio del barril de crudo, y una pobre industria de refinado que le obliga a
gastar grandes cantidades en la compra de combustible.
Además, sufre un estricto embargo económico y financiero de parte de la comunidad
internacional que le impide desarrollar su principal fuente de ingresos.
Por ello, la fuerte caída del precio del crudo en los últimos meses ha colocado su futuro
económico en una situación crítica.
A este respecto, Nozari subrayó que alrededor del tres por ciento de los beneficios
petroleros del país han sido ya destinados al desarrollo de "South Pars".
Asimismo, predijo que el precio del crudo subirá en los próximos meses, lo que permitirá
que se pueda acelerar la explotación de este yacimiento que se extiende desde el sur de Irán
al lecho marino del golfo Pérsico.
Irán ha ofrecido la explotación de "South Pars" ha distintas compañías internacionales,
algunas de las cuales han rechazado la propuesta debido, sobre todo, a las sanciones
financieras, que complican el flujo de capitales.
Tras la última renuncia de Repsol-YPF, el ministerio de Petróleo ha decidido conceder las
fases 20 y 21 del programa a una compañía local tras firmar un contrato por valor de cinco
mil millones de dólares [Finanzas.com].
187
5.6.
OTROS PROYECTOS
CALGARY (CANADA), 6 (EUROPA PRESS) La compañía canadiense Kitimat y el
grupo español Gas Natural han firmado un principio de acuerdo por el que se concede a la
compañía que preside Salvador Gabarró la opción de tomar una participación en una planta
de gas natural licuado que se construirá en Canadá. Además, en virtud del principio de
acuerdo suscrito entre ambas compañías, Gas Natural comprará anualmente hasta el 30%
de la producción de la nueva terminal (1,6 millones de toneladas) durante los próximos 20
años. Según un comunicado emitido por la compañía con sede en Calgary, con este acuerdo
Gas Natural podría adquirir.
5.6.1. PROYECTO DE GNL EN LA ZONA CENTRAL
El Proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que impulsa ENAP en conjunto con otras
importantes compañías consumidoras de este producto en Chile, que en adelante se
denomina ―Pool de Consumidores”, consiste en construir la infraestructura básica para
permitir la importación de GNL desde mercados de ultramar, y distribuirlo en Chile como
gas natural en estado gaseoso [Ing.puc.cl].
De esta forma, basados en la cadena de valor del GNL, este proyecto considera la
instalación de una terminal marítima para recibir el GNL que transportan buques-tanque, y
una planta para re-gasificarlo (Terminal de Regasificación) y posteriormente distribuirlo a
través de gasoductos ubicados en la Zona Central.
El liderazgo y coordinación del proyecto Gas Natural Licuado fue encomendado a ENAP
por el Presidente Ricardo Lagos el 6 de mayo de 2004. La labor principal de la ENAP es
crear y coordinar un consorcio de consumidores (Pool Agreement), para obtener un tamaño
mínimo de demanda (volumen suficiente de consumo de GNL que constituya una base
estratégica para asegurar su abastecimiento en el mediano y largo plazos, a precios
competitivos y desde fuentes confiables) y economías de escala. Con ello es posible licitar
a una empresa el suministro de GNL a largo plazo.
188
La licitación está orientada a grandes compañías petroleras internacionales que se
encuentren integradas en la cadena de GNL (Supply Chain): exploración y producción,
licuefacción, transporte, almacenaje y regasificación. ENAP espera participar en el
proyecto a través de un contrato de compra de gas natural licuado a largo plazo, con la
sociedad (grupo) que desarrolle el proyecto. Este proceso de licitación concluyó el 15 de
febrero de 2006.
Figura 5.1. Proceso de GNL.
Fuente: http://www.scholar.google.com
ENAP participará junto a las empresas del Pool de esta iniciativa destinada a obtener
suministro de GNL, almacenamiento y servicio de regasificación para luego transportarlo,
una vez re-gasificado, hasta los puntos de interconexión con la matriz de transporte y
distribución de gas en la Zona Central, con miras a satisfacer sus requerimientos, contribuir
a la diversificación de la matriz energética del país a partir del año 2008 y mitigar los
riesgos de suministro energético. El Proyecto GNL asegurará un suministro estable de Gas
Natural Licuado desde distintas partes del mundo.
189
El Gas Natural Licuado llegará a Chile por vía marítima a una Terminal de Regasificación
que se instalará en la bahía de Quintero (Quinta Región), a partir de la cual se almacenará y
re-gasificará para luego ser entregado a los consumidores en las regiones de la Zona Central
del país, suministrando gran parte de la energía que requiere Chile y que hoy importa desde
Argentina. Esto además permitirá contar con una nueva fuente de abastecimiento de gas
natural que se sumará a las actualmente existentes.
Inicialmente, el proyecto pretendió aprovechar las instalaciones que la empresa Oxiquim
tiene en Quintero, donde opera un muelle de casi 900 metros de largo. Para recibir los
buques cargados con GNL se requería una ampliación del muelle existente. En el proyecto,
Oxiquim consignaba que se utilizarían 45 hectáreas, de las cuales 25 se incluían la primera
etapa, que permitiría ampliar el terminal marítimo de Quintero [Ing.puc.cl].
La inversión estimada alcanzaba los US$ 263 millones y contemplaba una extensión de
aproximadamente 600 metros con un cabezo de 20 metros de ancho por 50 metros de largo,
que permitiera el atraque de buques transportes de GNL. Finalmente el Pool de
Consumidores desechó el negocio propuesto por Oxiquim y prefiere emplazar el muelle y
la terminal en terrenos que ENAP posee en Quintero.
Figura 5.2. Regasificación y distribución a usuarios finales.
190
Con una inversión estimada de US$ 400 millones, el proyecto actual consiste en la
construcción de la Terminal Regasificadora y del muelle de aproximadamente 1500 metros
con un cabezo de 20 metros de ancho por 50 metros de largo, para el atraque de los buques.
En este cabezo se instalarán tres brazos de descarga y uno para retorno de gases. El líquido
(GNL) se transportará por una cañería de 36 pulgadas de diámetro térmicamente aislada por
una longitud de aproximadamente 3.300 metros para finalmente ser almacenado en dos
estanques ubicados para este efecto en tierra, con una capacidad de 160.000 m3 cada uno.
El gas líquido será bombeado desde los estanques a una zona de regasificación por
intermedio de las bombas impulsoras llegando a los vaporizadores de combustión
sumergida, lugar en el cual por aumento de temperatura, el GNL cambiará de estado
pasando de líquido a gas. Posteriormente, el gas pasará a una unidad odorizadora donde se
le añadirá un elemento químico que permite detectar por olor su presencia. Un gasoducto
de 2000 metros de longitud permitirá transferir el GNL desde el terminal a un gasoducto
autorizado [Ing.puc.cl].
El proyecto podría estar concluido el año 2009. Sin perjuicio del plazo establecido para la
entrada en operación del proyecto completo, se analizarán opciones para adelantar el
suministro de GNL para el año 2008. Gracias al Proyecto GNL, en un plazo de
aproximadamente 3 años, de un proveedor (Argentina) de gas natural pasaremos a tener
más de 10 potenciales proveedores (entre ellos Indonesia, Malasia y Australia). Cuando
la(s) Planta(s) de Gasificación estén funcionando habremos logrado una diversificación de
suministro, pero seguiremos dependiendo de un suministro extranjero cuyo precio podría
verse arrastrado por el del petróleo en caso de una demanda desmedida en relación a la
oferta (caso actual por demanda de China e India) o por un conflicto político en zonas
donde se concentra la producción de crudo. Pese a estas situaciones, el precio del GNL
viene reduciéndose consistentemente, apuntando a niveles cada vez más cercanos a los
originalmente proyectados.
191
CAPÍTULO 6
POLITICA HIDROCARBURÍFERA
6.1.
POLÍTICA DE LOS HIDROCARBUROS
La relación entre la política económica y el desarrollo del sector hidrocarburífero en un país
o en una región es siempre muy estrecha. Es que las condiciones económicas que se
planteen serán los principales condicionantes para el desarrollo de nuevos bloques
exploratorios, así como también para el asentamiento de nuevas inversiones [Panorama
petrolero].
Se plantea la necesidad de obtener algún tipo de comunión entre las políticas económicas
que se desarrollan en cada uno de los países y que atañen al sector energético, con el
propósito de arbitrar, por ejemplo a través de los bloques regionales como el Mercosur,
alternativas conjuntas que permitan hacer más previsible al sector y logren estimular la
llegada de nuevas inversiones.
192
6.2.
PETRÓLEO Y GAS EN AMÉRICA LATINA
El enfoque de los asuntos energéticos ha ido cambiando pues a los estudios técnicos y de
mercado (reservas, prospección, explotación), se han ido agregando, con fuerza, análisis
formulados desde una perspectiva política, haciendo más frecuentes en los medios de
comunicación expresiones como ―petropolítica‖ o ―petrodiplomacia‖. A su vez, en la toma
de decisiones sobre proyectos e iniciativas energéticas los estudios de factibilidad técnica o
económica –siendo muy importantes– a veces deben ceder a favor de consideraciones
estratégicas o de poder entre los Estados. En el Hemisferio los hidrocarburos juegan papel
importante en las relaciones entre EEUU y Venezuela, pero también en las que se dan entre
México, Cuba, Venezuela, Colombia, Brasil, Perú, Ecuador, Argentina, Bolivia o Chile,
por citar sólo algunos países claves. El descubrimiento de reservas de gas o petróleo, o el
agotamiento de otras, está provocando cambios en la importancia relativa y en las
relaciones entre los Estados que, en algunos casos, parecen influir más que las variaciones
en el poder militar, las estrategias diplomáticas e incluso la estabilidad de sus gobiernos.
6.2.1. DEPENDENCIA
DEL
PETRÓLEO
Y
GAS
EN
LOS
PAÍSES
LATINOAMERICANOS
Las posibilidades de usar el petróleo como un instrumento de poder en la relación con otras
naciones de la región se ven facilitadas si la oferta está altamente concentrada en uno o
unos pocos grandes proveedores y una variedad de países que producen cero o nulo
petróleo y que, por tanto, son dependientes de proveedores extranjeros.
América latina no favorece un esquema como el anterior por varias razones. La primera,
porque excluida América Central y el Caribe, es una región rica en energía. En petróleo
tiene el 10% de las reservas convencionales mundiales, frente al 2,5% de América del
Norte (excluido México), 9,3% de África, 8% de Europa del Este, 4% de Asia y 1,6% de
Europa Occidental. En gas la situación es menos satisfactoria, pues sólo cuenta con el 4%
de las reservas mundiales probadas, pero igualmente sus niveles de consumo se ubican bajo
esa cifra.
193
Segundo, porque en materia de oferta y demanda de crudo y gas, la zona tiene una
pluralidad de situaciones. Sin alcanzar la enormidad de las reservas de Venezuela son,
también, exportadores de petróleo México, Colombia, Ecuador y Trinidad y Tobago.
Argentina, y Bolivia producen lo suficiente para cubrir las necesidades de su mercado
interno. Perú y Brasil presentan una situación levemente distinta pues se encaminan a
autoabastecerse, lo que tiende a cambiar el mapa energético de la región. De este modo, la
lista de los países importadores netos de crudos comprende en Sudamérica a Chile,
Paraguay y Uruguay y en América Central y el Caribe a todas las naciones
centroamericanas y del Caribe con la excepción ya mencionada de Trinidad y Tobago. En
esta área, sólo Cuba y Guatemala producen petróleo, pero en cantidades que no alcanzan a
cubrir su demanda interna [Panorama petrolero].
6.2.1.1.
PAÍSES EXPORTADORES DE PETRÓLEO
Además de Venezuela, tienen la condición de países exportadores México, Trinidad y
Tobago, Colombia y Ecuador.
Ecuador, tiene el 0,4% de las reservas mundiales de crudo. El significado del petróleo en
la economía es enorme, representando, según la CEPAL, más de un tercio de las
exportaciones del país, concretamente un promedio del 36,4% entre los años 1993 y 2003.
Si se excluye Venezuela, no hay otra economía regional donde el aporte del petróleo sea tan
elevado en la matriz exportadora.
Ecuador dispone de PetroEcuador, una empresa estatal que es la principal compañía del
país. Su operación es criticada por sus bajos niveles de eficiencia y su producción ha estado
cayendo en los últimos diez años.
Colombia, es un exportador neto de recursos energéticos. Exporta petróleo en cantidades
significativas. Tiene una abundancia de gas que le permitirá abastecer por siete años a la
zona occidental de Venezuela. Tiene enormes reservas de carbón de alta calidad y dispone
de abundancia de recursos hídricos que, junto con el gas, le permitirán ser un actor
significativo en los programas de integración energética especialmente con Mesoamérica.
194
Sin embargo, la industria colombiana ha venido mostrando una preocupante declinación.
Su producción, que en 1999 era de 820.000 barriles por día, decayó fuertemente en los años
siguientes hasta niveles del orden de los 520.000 bpd entre 2003 y 2005. Los datos
anteriores llevaron a la idea de que el país perdería su condición de exportador neto de
petróleo en una fecha que se estimaba el 2010. El asunto es de importancia mayor pues
entre 1993 y 2003 las exportaciones de petróleo crudo colombiano representaron el 25,6%
de las exportaciones totales del país.
México, junto con Venezuela, concentra el grueso de las reservas disponibles en América
Latina. México representa un 1,4% de ellas a nivel mundial y explota intensamente el
recurso pues no obstante el porcentaje de reservas señalado, produce el 5% de la oferta
mundial; Venezuela, en cambio, con el 6,8% de las reservas, aporta el 3,9% de la
producción. Dado que el consumo interno mexicano es elevado, sus exportaciones de crudo
son apenas algo más de la mitad de las de Venezuela, representando, entre 1993 y 2003, el
9,3% de las exportaciones totales del país.
6.2.1.2.
PAÍSES QUE SE AUTOABASTECEN DE PETRÓLEO
Tienen esta condición Argentina y, con limitaciones, Bolivia. A partir de este año esa sería
también la característica de Brasil, cuya situación es analizada entre los países importadores
de hidrocarburos [Panorama petrolero].
Argentina, representa el 0,3% de las reservas mundiales de crudo. En rigor se trata de un
país que ha sido hasta ahora un exportador neto de petróleo. Entre 1993 y 2003 las
exportaciones de crudo argentino representaron el 11,5% de las exportaciones totales del
país. Sin embargo, la explotación petrolífera de Argentina no crece al ritmo de la demanda
interna, de modo que el saldo comercial por este rubro irá disminuyendo [Instituto Elcano].
En materia de gas, a mediados de los años 90 Argentina era considerado un país con un
gran excedente de gas para exportación.
195
Una década después se estima cercano a ser un importador neto de este hidrocarburo; sin
embargo, esta última afirmación se hace en el supuesto de que las inversiones en
exploración continúen paralizadas, pues se supone que Argentina tiene importantes reservas
de gas no descubiertas e, incluso, otras descubiertas pero no declaradas.
Bolivia, tiene una producción de hidrocarburos que en 2005 equivalió a su consumo.
Produce una cantidad de petróleo que no alcanza para cubrir enteramente sus necesidades,
lo que le obliga a importaciones de crudo que no son significativas. Entre 1993 y 2003 las
exportaciones de petróleo bolivianas representaron el 3,9% de las exportaciones totales, en
tanto que sus importaciones de esos mismos productos fueron el 4,8% [Instituto Elcano].
Sin embargo, a partir de 1998 las reservas de gas de Bolivia se han multiplicado por diez,
transformándose en un actor principal en ese mercado. Su destino es ser el principal
proveedor para Argentina, sur de Brasil y Chile si razones políticas no lo impiden.
6.2.1.3.
PAÍSES IMPORTADORES DE PETRÓLEO
En Sudamérica tienen esta condición Perú, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay. En
Centroamérica y el Caribe lo son todos los países, con la sola excepción de Trinidad y
Tobago.
Brasil, cuenta con el 0,9 de las reservas mundiales de crudo. Es el mayor importador de
petróleo de la región, pero éstas cubren sólo la cuarta parte de su consumo; las otras tres
cuartas partes son producidas internamente. En gas natural Brasil produce los dos tercios de
su consumo, importando el resto desde Bolivia. En materia de carbón, Brasil tiene las
mayores reservas probadas de Sudamérica, casi duplicando a las de Colombia, que son las
que le siguen en importancia. Es, además, líder mundial en la producción de etanol, donde
junto con EEUU produce el 70% de este tipo de combustible [Instituto Elcano].
Sin embargo, lo interesante de Brasil no es su relativa debilidad energética, que hizo que
entre 1993 y 2003 fuera el responsable del 58% de las importaciones de petróleo de la
región sudamericana, sino la agresiva política que ha impulsado en materia de desarrollo de
Petrobras, el notable aumento de sus inversiones y el incremento de su producción de
petróleo y gas, también de etanol y carbón, en términos tales que sus resultados están
196
cambiando la geopolítica de la energía en la región. Estos asuntos se analizan más adelante
al abordar la política en el Cono Sur.
Chile, su debilidad energética está fuera de dudas pues produce no más del 5% del petróleo
que consume y una porción del gas natural que no supera el 20%.
Entre los años 1993 y 2003, las exportaciones de petróleo crudo y derivados chilenas
representaron el 0,7% de las exportaciones totales del país, en tanto que las importaciones
de petróleo crudo y combustibles derivados, en ese mismo período, fueron el 10,3% de las
importaciones nacionales. Chile, entre 1993 y 2003, fue el responsable del 25% del total de
las importaciones de petróleo de América del Sur, monto que es enorme para las
dimensiones de su economía.
Reaccionando ante la gravedad de sus carencias de petróleo y gas, Chile está desarrollando
una interesante política de diversificación de su matriz energética, asunto que se analizará
más adelante.
Perú, en el año 2005 produjo el 78% del petróleo que consumió, siendo el restante 22%
importaciones.
Entre los años 1993 y 2003, las exportaciones de petróleo crudo peruanas representaron el
5,8% de las exportaciones totales del país, en tanto que las importaciones de petróleo crudo
y combustibles derivados en ese mismo período fueron el 10% de las importaciones
nacionales.
Sin embargo, la situación energética de Perú ha variado muy favorablemente a partir del
descubrimiento, en 1984, de los yacimientos de gas natural de Camisea, cuya explotación
se inició el año pasado. Las reservas probadas de gas natural son 4,7 veces las reservas de
petróleo crudo.
Paraguay, no produce petróleo. Entre los años 1993 y 2003, las exportaciones de petróleo
crudo paraguayas representaron el 0,2% de las exportaciones totales del país, en tanto que
las importaciones de petróleo crudo y combustibles derivados en ese mismo período fueron
el 9,5% de las importaciones nacionales.
197
Si se considera la producción hidroeléctrica, Paraguay –no obstante demandas de petróleo
que son imprescindibles– es energéticamente independiente, pues consume una cantidad de
energía que está muy por debajo de la capacidad hidroeléctrica disponible para el país
procedente de Itaipú (Acuerdo Brasil-Paraguay) y de Yacyretá (Acuerdo ArgentinaParaguay) [Instituto Elcano].
Uruguay, no produce petróleo. Entre los años 1993 y 2003 las exportaciones de petróleo
crudo uruguayas representaron el 0,72% de las exportaciones totales del país, en tanto que
las importaciones de petróleo crudo y combustibles derivados en ese mismo período fueron
el 10,45% de las importaciones nacionales.
Uruguay es, energéticamente hablando, el país más vulnerable de Sudamérica.
América Central y el Caribe, en esta zona la situación es muy distinta a la de América del
Sur. Si excluimos a México, Venezuela y Colombia, que forman parte de la cuenca del
Caribe y que son exportadores de petróleo a los que ya hemos aludido, la única nación
exportadora de hidrocarburos es Trinidad y Tobago. Todos los restantes no tienen reservas
de petróleo, con la excepción de Cuba y Guatemala que, sin embargo, son importadores
netos.
6.2.2. LA POLÍTICA DEL PETRÓLEO EN AMÉRICA CENTRAL Y EL CARIBE
De todos los lugares de América latina, es esta la región donde puede ser mayor la
importancia del petróleo y gas como instrumento de política. La razón es obvia, se trata de
una zona en la que concurren grandes productores de petróleo y más de veinte naciones que
son importadores netos de crudo y gas careciendo por completo de esos recursos. En efecto,
ahí convergen dos productores de nivel mundial que son Venezuela y México y otros dos –
Trinidad y Tobago y Colombia– que, no alcanzando los niveles de producción de los
anteriores, son grandes a nivel regional. Las veintidós naciones a que hemos aludido son
Haití, República Dominicana y Cuba, más las seis centroamericanas –Guatemala,
Nicaragua, El Salvador, Honduras, Costa Rica y Panamá– y trece de las catorce integrantes
del CARICOM. De ellas sólo dos, Guatemala y Cuba, producen petróleo pero en
magnitudes que no alcanzan a satisfacer su consumo interno
198
En esta región la dependencia del petróleo y el gas es mayor que en cualquier otra del
Hemisferio y, por tanto, las oportunidades de la ―diplomacia del petróleo‖ también más
altas.
América Central y el Caribe, a su vez, es una zona donde varias potencias y subpotencias
han procurado, históricamente, ejercer influencia. Desde luego EEUU, pero también
México, Venezuela y Cuba, particularmente bajo Castro. Adicionalmente, Brasil ha ido
prestando a la región creciente importancia al punto que Lula ha realizado ya dos visitas
oficiales al Caribe. La zona es importante por muchas razones: su población, su mercado, la
cercanía a los EEUU que le da interés geopolítico, su poder electoral en el Sistema
Interamericano (los países del CARICOM reúnen catorce votos en la Asamblea General de
la OEA y los sudamericanos apenas diez). En consecuencia, toda evaluación de la acción
política de algunos de estos países en el área requiere tener en consideración el contexto de
las acciones y reacciones que esos actos provocan en otras potencias o subpotencias que
actúan en la zona.
En este marco, entre los ejes o líneas matrices por los que transcurre la política del petróleo
y del gas en la región se pueden mencionar los siguientes:
El Acuerdo de San José
El Acuerdo de Caracas
PetroCaribe
El Acuerdo Venezuela-Cuba
México, Colombia y el Plan Puebla Panamá
La reforma del sector del petróleo y gas mexicano
6.2.3. LA POLÍTICA DEL PETRÓLEO EN LA REGIÓN ANDINA
La región andina está caracterizada por dos rasgos cuya consideración es esencial para el
análisis que aquí se hace. Uno es su riqueza energética; el otro la gravedad de su crisis
política, social y étnica.
199
El primer rasgo hace de ella la zona de América donde ―la diplomacia del petróleo‖ puede
tener un menor impacto. Las oportunidades de influencia que da el petróleo y el gas son
mayores cuando en las relaciones entre los Estados se da una asimetría, donde existe un
gran oferente del recurso y varios otros que carecen de él. Este tipo de relación, que abre
puertas a la dependencia, no se da dentro de la zona andina por la razón de que los países
que la componen son exportadores netos de energía al mundo; tienen reservas enormes de
petróleo, gas, carbón e hidroelectricidad. La autosuficiencia de energía de estos países hace
que en el área los niveles de integración sean casi inexistentes y levemente significativos en
materia de electricidad. Sólo en el último año han surgido algunos acuerdos bilaterales
importantes entre Colombia y Venezuela y algunos intentos, hasta hoy no materializados,
entre Venezuela y Ecuador [Instituto Elcano].
El segundo rasgo, en cambio, abre la puerta a la influencia de potencias, grandes o
medianas, que quieran ganar poder al interior de otros Estados sobre la base de intervenir
en ellos financiando acciones políticas, abiertas o encubiertas, tendientes a desestabilizar
sus gobiernos o que procuren apoyar partidos o candidatos que sean afines a sus intereses y
proyectos. En este caso, como señalamos en las consideraciones hechas al inicio de este
trabajo, no estamos ante una ―diplomacia del petróleo‖ sino ante el ejercicio crudo del
poder que da la riqueza de un Estado no teniendo mayor significación si su origen es el
petróleo o no.
A este tipo de acciones de intervención política los países del área andina son vulnerables,
pues se enfrentan a problemas de gobernabilidad resultado de profundas fallas de sus
sistemas políticos. Integran un área atravesada por variados intentos de reformas del
Estado, por crisis o la amenaza de crisis institucionales, por la reemergencia de un papel
político de los militares y, en algunas de esas naciones, por los problemas que crean la
violencia, la guerrilla, el narcotráfico, la crisis económica y los pobres resultados de sus
economías, que han hecho que al iniciarse esta década los ingresos per cápita de sus
poblaciones sean más bajos que los que tenían en 1990. La causa fundamental de las
actuales crisis de estos países se ubica en el campo de la política: en sus Constituciones,
sistemas de partidos, leyes electorales, el tipo de relaciones de la sociedad civil con el
sistema político, los patrones de conducta de sus clases dirigentes y los elevados niveles de
200
corrupción. En tres de ellos, además, la población indígena representa más de un tercio de
los habitantes, realidad que al no haber sido abordada por políticas coherentes y eficaces ha
creado una fractura étnica que afecta la gobernabilidad.
Intervenciones de este segundo tipo, es decir no propias de una ―diplomacia del petróleo‖
sino de clara intencionalidad política, serían el caso de reiteradas acciones de Chávez y a
las que se aludirá brevemente, pues no son el objeto principal de este informe.
6.2.3.1.
COLOMBIA
En el campo de la energía, Colombia es independiente de Venezuela y de cualquier otro
país. Es un exportador neto de recursos energéticos: petróleo, gas, carbón de calidad y
abundancia de recursos hídricos.
Dada la fuerte declinación en la producción de petróleo que ha venido registrando en los
últimos años, Colombia, bajo la presidencia de Uribe, ha hecho un esfuerzo por revertir esta
situación mediante políticas que se ubican en las antípodas de las que hoy siguen
Venezuela y Bolivia y, en cierto modo, Ecuador. Son pro-empresa y se orientan al aumento
de la seguridad, el control de la guerrilla, la disminución de secuestros, sabotajes y
exacciones ilegales por parte de la guerrilla y los paramilitares; una reducción de la
participación del gobierno por concepto de impuestos y regalías a un 50%; la autorización
de las exportaciones de gas; y permitir que los contratos de exploración con Ecopetrol de
50%-50% puedan pasar a unos de asociación 70%-30%. Adicionalmente, Colombia tiene
prestigio como un país donde hay respeto por los contratos y estabilidad en las reglas del
juego. En cuanto a la reforma de Ecopetrol, la política colombiana se asemeja a la llevada a
cabo por Brasil con Petrobras en los años 90: ha trasladado las funciones reguladoras que
antes correspondían a la empresa estatal a un nuevo organismo, que es la Agencia Nacional
de Hidrocarburos y acaba de anunciar la privatización de un 20% de la propiedad de
Ecopetrol. Todo lo anterior tiene como meta un fuerte incremento en la búsqueda y
producción de hidrocarburos, dado que en la actualidad el 80% del territorio del país no ha
sido objeto de exploración. En este esfuerzo la principal empresa regional aliada de
Colombia es Petrobras que ya se ubica como la cuarta mayor productora detrás de
Ecopetrol, British Gas y Occidental y una de las primeras en exploración.
201
6.2.3.2.
ECUADOR
Ecuador ha venido aplicando una política agresiva en contra de la inversión extranjera que,
en parte, es el reflejo de un país donde las reglas del juego son cambiadas constantemente y
que, además, tiene una gran debilidad institucional –una de cuyas expresiones ha sido que
entre 2004 y 2005 estuvo quince meses sin Corte Suprema de Justicia–. En la actualidad el
sector petrolero está atravesado por una serie de conflictos, como por ejemplo la larga
disputa sobre deudas impositivas –pagos del Impuesto al Valor Agregado– de compañías
petroleras privadas; y, recientemente, la puesta en aplicación de la reforma a la ley de
hidrocarburos que significa un cambio en los contratos de las compañías petroleras
obligándolas a compartir al 50% las ganancias excesivas provenientes de los altos precios
del petróleo. Pero tal vez el más delicado incidente ha sido la revocación por el gobierno de
los contratos a la Occidental Petroleum, que producía alrededor de un quinto del petróleo
ecuatoriano y que fue acusada de una venta no autorizada del 40% de un block petrolero en
el Amazonas a una compañía canadiense.
Sin embargo, en lo que puede ser una nueva contradicción, el ministro de Energía de
Ecuador señaló en los días finales del mes de mayo (2006) dos medidas que importaban
una apertura a la participación de empresas petroleras extranjeras en Ecuador. Una era el
anuncio de la licitación de áreas de exploración petrolíferas con reservas de más de 1.000
millones de barriles a empresas extranjeras pero especialmente estatales; la segunda es que
en los próximos 45 días el Block 15, cuya concesión fue cancelada a la Occidental, sería
entregado en explotación a alguna empresa petrolera extranjera, idealmente estatal,
mencionándose entre ellas ENAP, Petrobras y Ecopetrol.
6.2.3.3.
PERÚ
No obstante ser importador de petróleo, dada la escasa magnitud de su déficit, es
independiente de lo que suceda con este recurso, situación que se ha visto reducida al
mínimo a partir del ingreso del gas de Camisea que lo ubica en la doble condición de ser,
por una parte, un demandante de pequeñas cantidades de petróleo en el mercado
internacional, pero un oferente significativo de gas natural.
202
Perú ha proyectado las exportaciones de Camisea al gas natural licuado, para lo cual ha
decidido la construcción de una planta de licuefacción a un coste de 3.200 millones de
dólares, en asociación con Hunt Oil y Repsol-YPF, destinada a la exportación a los
mercados de México y EEUU.
Una iniciativa interesante de integración –desgraciadamente hasta ahora fallida– y en la que
Perú juega el papel clave es el llamado ―anillo energético‖, propuesto en junio del 2005 en
la reunión de presidentes del Mercosur. Se trata de una interconexión de gasoductos,
algunos ya existentes y otros por construir, que uniría a Camisea, el norte de Chile
cruzando hacia Argentina, Paraguay, Uruguay y, finalmente, empalmando con el sur de
Brasil.
El proyecto, sin embargo, ha encontrado dos dificultades. La primera, la política de Perú,
que considera que las actuales reservas de Camisea sólo aseguran el abastecimiento del
consumo doméstico y el proyecto de gas natural licuado; la segunda, la resistencia de
Bolivia a colaborar –mientras no se atienda a su reclamación marítima– con una iniciativa
que aliviaría la demanda chilena por el hidrocarburo. Perú no es dependiente
energéticamente ni de Venezuela ni de otros países.
6.2.3.4.
BOLIVIA
La llegada de Evo Morales a la presidencia de la república, ha redefinido la actitud del país
en dos materias cruciales que importan a este trabajo: una política de nacionalizaciones y
otra de revisión de precios de exportación del gas natural.
La nacionalización de los hidrocarburos no es sorprendente si se considera que fue la
principal bandera electoral de Morales y el mandato de un plebiscito, realizado en 2004,
que ordena al Estado ―recuperar la propiedad, la posesión y el control total y absoluto‖ de
esos recursos.
El 1 de mayo de 2006 Morales dictó un decreto de nacionalización que fijó un plazo de 180
días para que las empresas petroleras que decidan continuar en el país firmen nuevos
contratos con el Estado que garanticen el control y dirección estatal de sus actividades.
203
La medida fue acompañada de cambios en la participación de las empresas en el producto
de las explotaciones, que fue redistribuido de modo de entregar, tratándose de los
yacimientos de mayor producción, un 82% al Estado boliviano y un 18% para ellas. En el
caso de yacimientos menores esos porcentajes varían a 60% y 40%. En este proceso las dos
empresas más afectadas fueron la española Repsol-YPF y Petrobras.
El hecho de haber nacionalizado las inversiones de la estatal brasileña de petróleo y gas ha
tenido un impacto más allá de la energía, produciendo un distanciamiento de Evo respecto
de Lula da Silva, asunto que es delicado pues Brasil es la nación económicamente más
importante para Bolivia, siendo el comprador del 70% de su gas, principal fuente de
inversiones tanto en el sector de gas y petróleo como en la economía agraria de Santa Cruz
de la Sierra y principal abastecedor de productos industriales. Brasil y Bolivia, no obstante
diferencias de intereses, son economías complementarias, destinadas a una amplia
colaboración.
La reacción brasileña ha sido dura. En la reunión del Mercosur en Caracas, Lula se negó a
reunirse con Morales aduciendo que las discusiones sobre precios del gas no eran un asunto
del presidente de Brasil sino de Petrobras. Pero lo más grave es que el gobierno de Brasil
ha dicho que su principal objetivo estratégico es ser independiente, en el más breve plazo,
del gas boliviano.
Y para demostrar la seriedad de su intento ha adoptado cuatro medidas, ya en curso.
Primero, suspendió la ampliación del gasoducto Bolivia-Brasil en una señal de que no
considera aumentar compras de gas de su vecino. Segundo, dispuso la construcción de dos
grandes plantas de GNL –incluso se habla de una tercera– indicando que va adquirir gas en
países como Trinidad y Tobago, Nigeria, Angola o Indonesia. Tercero, triplicó las actuales
inversiones en exploración y explotación de gas natural. Y cuarto, canceló los compromisos
de Petrobras de invertir 5.000 millones de dólares en los próximos cinco años (2007-2011).
204
La asesoría prestada por Chávez a la nacionalización decretada por Evo Morales ha
fortalecido la cooperación energética entre La Paz y Caracas, asunto que, en lo que se
refiere a la energía, no parece conveniente especialmente si se ha hecho al precio de un
término de la colaboración, en estas materias, con Brasil.
Bolivia tiene un déficit menor de petróleo que, por su magnitud, podría suplirlo en diversos
mercados y, desde luego, Argentina e incluso Brasil. Bolivia y Venezuela no son
energéticamente complementarias sino más bien competitivas pues ambos son las mayores
reservas de gas natural de la región. Complementarias desde un punto de vista energético,
en cambio, son las economías de Brasil, Argentina, Uruguay y Chile, que son importadores
de gas. A su vez, solicitar a PDVSA y no a Petrobras apoyo para desarrollar la industria del
gas es equivocado pues mientras la brasileña es líder mundial en el campo, PDVSA ha sido
–no obstante las enormes reservas de su país– incapaz de desarrollar la industria del gas.
En materia energética, las relaciones más formales entre Chávez y Bolivia constan en el
―Acuerdo de Cooperación en el Sector Energético‖ y el ―Acuerdo de Cooperación
Energética de Caracas‖, firmados al día siguiente de la asunción de Morales y que
establecen, en esencia, que: (1) Venezuela suministra ―hasta 200.000 barriles mensuales o
sus equivalentes energéticos‖; (2) señala que este suministro será ―hasta los volúmenes
requeridos para satisfacer la demanda interna‖; (3) crea formas de pago y financiación a
favor de Bolivia; (4) acepta el pago con productos bolivianos o prestación de servicios; (5)
la financiación, al igual que PetroCaribe, aumenta en la medida que el precio del barril de
petróleo crece; (6) Venezuela compromete el apoyo de PDVSA a la reestructuración y
modernización de YPFB y la ―conformación de empresas mixtas entre YPFB y PDVSA
para el desarrollo de proyectos de exploración, producción, refinación, cadenas de
distribución, procesamiento e industrialización de hidrocarburos‖; y (7) plantea la ―creación
de PDVSA Bolivia y la apertura de su oficina en Bolivia...‖.
Analizado en sus propios términos, estos acuerdos son menores. Comprenden una suma
pequeña de petróleo, unos 6.600 bpd, que es insignificante si se compara con los 90.000
bpd a Cuba. Se deduce de lo anterior que el esfuerzo de financiación es igualmente
reducido pues se hace sobre una factura petrolera de alrededor de 13 millones de dólares
mensuales.
205
A su vez, el margen de maniobra para el pago con productos bolivianos no es muy grande
si se considera que en 2005 las compras de Venezuela a ese país alcanzaban un monto total
de 160 millones de dólares, de los cuales sólo una parte pequeña podría ser objeto de
trueque por petróleo. Finalmente, el apoyo y asociaciones de PDVSA con YPFB no es la
mejor opción dada la debilidad de las capacidades gerenciales de la primera.
Casi conjuntamente con la nacionalización, el gobierno de Bolivia procedió a renegociar
los precios en los contratos para abastecimiento de gas con Argentina y Brasil, asunto en el
que al gobierno de Bolivia le asiste la razón, pues el precio de ese hidrocarburo, pagado por
Brasil y Argentina, estaba muy por debajo de los del mercado. Sin embargo, para Evo
Morales ha sido una desagradable coincidencia que esta pugna por los precios estallara casi
al mismo tiempo que la nacionalización, agravando las tensiones ya existentes con Brasil y
creando nuevas con Argentina, naciones que son responsables del 100% de las
exportaciones bolivianas de gas.
Obviamente, cambios de la magnitud de las nacionalizaciones afectan a la industria en
términos de inversiones para exploración y explotación de gas, en tanto que los aumentos
de precios y, eventualmente, la inseguridad en el cumplimiento de los contratos de
abastecimiento, estimulan a actuales o potenciales compradores de gas a desarrollar fuentes
energéticas alternativas. Estos temas –las tensiones creadas por las negociaciones de
precios, como las respuestas hacia la diversificación de las matrices energéticas– serán
analizados en el número siguiente, que se refiere a la política energética en el Cono Sur.
6.2.4. LA POLÍTICA DEL PETRÓLEO EN EL CONO SUR
En materia de energía, como se ha dicho, las situaciones de las regiones de América latina
son distintas. En América Central y el Caribe las posibilidades de utilizar el petróleo y gas
como instrumentos de política son mayores porque allí concurren varios grandes
productores de energía con más de una veintena de países, casi todos económicamente
pequeños, que carecen del recurso. La zona andina, en cambio, es lo opuesto pues en ella
todas las naciones son productoras de hidrocarburos en términos de satisfacer no sólo su
demanda doméstica sino de arrojar un balance comercial favorable en el rubro.
206
Lo que ocurre en el Cono Sur es diferente. Ahí concurren Brasil y Chile, que demandan
más de la mitad de las importaciones de hidrocarburos de toda América latina; sin embargo,
la situación de estos países es diversa. Mientras Chile produce el 4% del petróleo que
consume; Brasil produce el 75% de lo que necesita para atender su mercado interno.
Además, Brasil, en un 70% de sus importaciones de crudos, se abastece de proveedores de
fuera de la región (Nigeria el principal, Argelia y países del Asia Pacífico); Chile, en
cambio, compra un 70% de sus importaciones a países de la región, pero tiene a su favor el
disponer de una buena capacidad de refino. Un tercer país, Argentina, que no obstante que
sus reservas han venido disminuyendo es, hasta hoy, autosuficiente en petróleo y gas.
Finalmente, habría que agregar dos países de menor tamaño –Uruguay y Paraguay– que no
producen petróleo y gas; pero Paraguay es independiente en materia de energía, dada la
abundancia de hidroelectricidad con que cuenta.
En lo que respecta a lo que no es propiamente una ―diplomacia del petróleo‖, sino a la
aplicación de recursos por parte de Venezuela para ganar influencia política en las naciones
del Cono Sur, sus resultados parecen improbables si se tiene en consideración la
importancia política, económica e internacional, sobre todo de Brasil y Argentina, que las
hace naciones en cuyo interior difícilmente puede establecer un liderazgo o consagrar una
cierta hegemonía un país de importancia relativa menor como es Venezuela.
En el caso de Chile, su dimensión económica es similar a la de la nación caribeña –mayor o
menor según las variaciones del precio del crudo– pero su estabilidad macroeconómica y
diversificación de su estructura productiva, su mayor desarrollo político y su prestigio
internacional y en los mercados lo hacen, al igual que Argentina o Brasil, relativamente
invulnerable a operaciones provenientes de Caracas. Algo similar puede decirse de
Uruguay que, aunque económicamente más pequeño, es uno de los sistemas políticos más
avanzados del continente [Instituto Elcano].
El análisis de los problemas de energía en el área se concentra principalmente en los
siguientes tópicos: los esfuerzos de Brasil por lograr su autoabastecimiento de petróleo y
gas; la política de Chile por diversificar su matriz energética a fin de alcanzar su
independencia del gas de Argentina y Bolivia; las tensiones por el precio del gas entre
Bolivia, Argentina, Brasil y Chile; y las relaciones con Venezuela de los países del Cono
207
Sur en torno de la explotación de los crudos pesados de la Franja del Orinoco y del llamado
―Gasoducto del Sur‖. Finalmente, la consideración de los problemas de energía en el área
no es posible sin referencia a Bolivia, la nación más pobre de América del Sur pero que
dispone de una sobreabundancia de gas natural que le permite atender las necesidades de
Brasil, Argentina, Uruguay y Chile. Bolivia es, en este sentido, el pulmón gasífero del
Cono Sur.
6.2.4.1 BRASIL
Es interesante que en la última década el país que ha desarrollado con mayor fuerza y éxito
su industria de hidrocarburos no haya sido un gran productor –no lo es Venezuela ni
México– sino un importador neto, que es Brasil.
Brasil, en la década de los 90, procedió a privar a Petrobras de sus funciones reguladoras,
entregándoselas a la entonces recién creada Agencia Nacional del Petróleo; luego terminó
el monopolio estatal abriendo el sector a empresas privadas. Petrobras, en la que el Estado
tiene un 30% de la propiedad pero derechos políticos del 55%, ha probado ser un
instrumento de notable eficacia, habiendo campos –como la exploración en aguas
profundas– donde es destacada en el mundo. Por otra parte, la actividad que despliega en el
ámbito internacional la hacen, como dice un reciente Informe (Karl Royce, ―Business News
Americas. Energy Intelligence Series‖) la empresa estatal líder en ese campo: desde 2004
Petrobras ha comprado acciones en concesiones de exploración en Guinea Ecuatorial,
Nigeria y Libia; además, compró los activos de distribución de Shell en Colombia,
Paraguay y Uruguay; suscribió un memorando de entendimiento asociado a la compra de
una refinería en EEUU; creó una filial de importaciones de Metanol en Japón; se adjudicó
una exploración de gas costa afuera en Venezuela y lo mismo hizo en Colombia; compró
las distribuidoras de gas natural Gaseba y Conecta en Uruguay; y ha realizado hallazgos en
el Golfo de México, donde en 2004 comenzó a producir gas natural de aguas profundas,
adjudicándose al año siguiente 53 concesiones de exploración de gas.
208
No obstante críticas recientes de que bajo Lula la estatal brasileña estaría siendo objeto de
un manejo politizado –asunto que ha sido desmentido por el gobierno–, la empresa revela
altos estándares de eficiencia y, a su vez, un nivel de inversiones muy elevado que en 2004
fue de 7.700 millones de dólares. Recientemente Petrobras ha informado que para el
próximo quinquenio sus inversiones superarán, en promedio, los 11.000 millones de
dólares anuales.
Brasil ha hecho este año dos anuncios de importancia, que están cambiando la geopolítica
de la energía en la región.
El primero, es que en materia de petróleo ha alcanzado el autoabastecimiento. A fines de
abril Lula declaró que este año Brasil dejaría de ser un importador neto de crudos. El
consumo de Brasil se estima en 1.850 millones bpd. En 2005 la producción del país alcanzó
los 1.700 millones bpd, pero se estima que en 2007 se elevará a 2.000 millones bpd. Las
metas de Brasil son extremadamente ambiciosas pues procuran llegar, hacia el año 2011, a
3.400 millones de bpd, para lo cual ha anunciado inversiones por 56.000 millones de
dólares en el quinquenio 2005-2010. Aun cuando este objetivo parece difícil de alcanzar, lo
que está fuera de dudas es que Brasil logrará probablemente este año, y con seguridad en
2007, la condición de país que se autoabastece de petróleo.
El segundo es el espectacular aumento en sus reservas de gas natural, especialmente a raíz
de los descubrimientos en la cuenca de Santos que, a juicio de Petrobras, son el mayor
hallazgo hecho por el país en su historia. Acorde a estos últimos datos, las reservas de gas,
que a fines de 2002 se estimaban en 70.000 millones de metros cúbicos, hoy se han elevado
a 400.000 millones de metros cúbicos [Instituto Elcano].
A Brasil el déficit de petróleo no lo vinculó a Venezuela sino a África. Su mayor proveedor
de petróleo crudo es Nigeria y otro esencial es Argelia. Con ambos ha procurado equilibrar
las balanzas comerciales sobre la base de usar las importaciones de petróleo para potenciar
sus exportaciones de manufacturas, para lo cual ha puesto a disposición de empresarios
nigerianos y argelinos importantes líneas de crédito.
209
Pero si el petróleo llevó a Brasil a África, el gas lo vinculó a Bolivia, creando con ella una
relación muy estrecha. Petrobras es la mayor empresa extranjera en la producción de gas
boliviano, contando con el 43% de las reservas probadas y estimadas del país y habiendo
invertido en el sector 1.500 millones de dólares a partir de 1994. Brasil es el principal
importador de gas entre los dos países, con la más amplia red de gasoductos de la región.
Un diseño racional de la política general del país por parte del gobierno de Evo Morales
debería haber profundizado esos vínculos, pues a los factores anteriores se agregaban la
cercanía política entre los presidentes Lula y Morales y otros más permanentes como la
complementariedad de las economías y que Brasil es la principal fuente de inversiones en
Bolivia. Desafiando esos criterios Evo Morales nacionalizó los campos gasíferos de
Petrobras.
Como se ha dicho anteriormente, es cierto que esta medida se podía prever, pero su forma
fue de una rudeza impropia en las relaciones con gobiernos amigos como España y Brasil.
La nacionalización se hizo sin información previa y los campos afectados fueron ocupados
militarmente.
6.2.4.2.
CHILE
La situación energética de Chile es bastante más comprometida que la de Brasil. De partida
por el hecho, ya señalado, que produce menos del 4% y del 20% del petróleo y del gas que
consume. Pero, además, la relación energética con sus vecinos es objeto de diversos grados
de desacuerdos e incluso conflictos.
A partir de 1997 Argentina pasó a ser el gran y único proveedor de gas natural para Chile,
destinando a ese mercado el 77% de sus exportaciones del hidrocarburo. Con el transcurso
del tiempo y como consecuencia de la crisis, Argentina entró en un círculo vicioso en que
la fijación de precios, al hacer del gas un combustible extremadamente barato, tuvo el
contradictorio efecto de, por una parte, estimular el consumo y, por otra, desincentivar las
inversiones en exploración, explotación y transporte.
210
En estas circunstancias, el gobierno de Kirchner debió enfrentarse al dilema de restringir el
consumo interno o reducir los volúmenes de exportación a Chile, optando por esto último.
Más allá de la polémica en que Chile ha acusado a Argentina de incumplimiento de
contratos y Kirchner justificado su decisión señalando que podía adoptarla si el objetivo era
asegurar el abastecimiento interno, lo que es claro es que Argentina dejará de ser un
exportador neto de ese hidrocarburo en los próximos dos años y Chile deberá encontrar un
nuevo proveedor o sustituir el gas natural por algún otro tipo de combustible. Buenos Aires
ya este año ha incrementado sus importaciones de gas boliviano desde 5 millones a 7
millones de metros cúbicos diarios. Sin embargo, el conflicto más complejo al que Chile ha
debido enfrentarse es con Bolivia.
En los años iniciales de la actual década, los gobiernos bolivianos consideraron la idea de
trasladar gas hasta un puerto chileno, licuarlo y enviarlo a los mercados de México y
EEUU. Este proyecto, cuya racionalidad económica parecía fuera de dudas, se vio
imposibilitado por razones políticas. A partir de los gobiernos de Carlos Mesa y Evo
Morales, la política, en su relación energética con Chile, se ha ajustado a la consigna de ―ni
una molécula de gas mientras no haya mar‖. Lo anterior ha significado, para Chile, el
término de la oferta boliviana. Sin embargo, en semanas recientes, al firmar Argentina
contratos de importación de gas boliviano ha podido dar un alivio a Chile, a través de una
solución ―victoriana‖ en que ―moléculas‖ de gas boliviano abastecen el consumo de los
argentinos, lo que libera ―moléculas‖ argentinas de gas natural que ahora pueden abastecer
a Chile.
Finalmente, en la relación con Perú, la posibilidad de un gasoducto que conecte las reservas
de Camisea con el norte del país –un proyecto que despierta el entusiasmo de empresas
chilenas– no interesa a Perú, debido a que estima que la suma del consumo doméstico más
el proyecto de GNL no dejan gas disponible para vender a Chile.
En estas condiciones, Chile ha desarrollado una activa política de diversificación de su
matriz energética que se traduce en un renovado impulso a las plantas hidroeléctricas en el
sur del país, el fortalecimiento de las centrales termoeléctricas a carbón, sobre todo en la
zona norte, y de ciclo combinado.
211
Una nueva ley de incentivos a la inversión en plantas eléctricas (Ley Corta II) ha hecho que
en el último año los antecedentes disponibles muestren la existencia de 26 nuevas
iniciativas de generación que suman una inversión de 2.170 millones de dólares. Acaba de
anunciar el descubrimiento de gas natural en su extremo sur y aun cuando hay cierto
escepticismo respecto de su magnitud se espera que durante el último semestre del año se
precisen las dimensiones de estas reservas. ENAP, en acuerdo con British Gas, ha iniciado
la construcción de una planta en el centro del país de licuefacción de gas natural que entrará
en operación a fines de 2009 o comienzos de 2010, con lo cual asegura una mayor
independencia del gas proveniente de Argentina y Bolivia.
Finalmente, a mediados de agosto se ha dado a conocer el acuerdo de dos compañías –la
francesa Suez Energy y Gas Atacama– para impulsar un terminal de GNL que suministre
electricidad a las grandes compañías mineras del norte del país.
Para llevar adelante su política energética Chile cuenta con ENAP, empresa estatal que
goza de prestigio internacional en el área de refino y tiene inversiones en los mercados
downstream en Ecuador y Perú. Además, participa en la explotación de petróleo en
Ecuador, ha vendido sus derechos en Colombia y explora posibilidades de inversión en
Venezuela.
6.2.4.3.
PARAGUAY Y URUGUAY
En materia de gasoductos, ha pasado desapercibida una iniciativa lanzada en abril de este
año, por los presidentes de Bolivia, Uruguay y Paraguay, con la presencia de Venezuela, de
construir un tubo de 6.000 km de extensión, que saldría de Tarija en Bolivia, cruzaría
Paraguay por Puerto Casado, para culminar en Montevideo. El coste anunciado, de 450
millones de dólares, parece a primera vista subestimado. Venezuela declaró estar disponible
para contribuir a su financiación.
A mediados de 2005 se dio a conocer que Venezuela había iniciado el envío de 9.000 bpd a
Paraguay.
212
Con respecto a Uruguay, PDVSA y la empresa estatal uruguaya, ANCAP, han anunciado
una joint -venture para extraer crudos pesados y ultra-pesados de la Faja del Orinoco, a fin
de asegurar a la República Oriental el abastecimiento para los próximos 25 años. Lo
anterior supone ampliar y modernizar la refinería uruguaya de ―La Teja‖, de modo que esta
pueda procesar ese tipo de petróleo, con una inversión de 200 millones de dólares, cuya
financiación ha sido ofrecida por Venezuela. Uruguay pagaría hasta un 67% con productos
de exportación y el resto a plazo y tasas de interés preferenciales.
6.2.4.4.
ARGENTINA
Durante la década del 90 Argentina aplicó una política en el sector energético fundada en
tres pilares. El primero, una agresiva privatización, tal vez la más drástica que haya tenido
lugar en la región. En segundo lugar, una fuerte desregulación que prácticamente excluyó al
Estado del control de los recursos energéticos. Tercero, los contratos de concesión a las
empresas privadas contenían tarifas establecidas en pesos, convertibles a dólares a una
paridad de un dólar un peso.
El impacto inicial de estas políticas hizo que el sector se desarrollara a tasas del 4,5% y
5,5% tratándose del petróleo y gas, respectivamente. Sin embargo, esos éxitos escondían
graves debilidades pues se fundaban en la sobreexplotación de las reservas conocidas sin
que los marcos regulatorios establecieran obligaciones de inversión en exploración,
producción y transporte, lo que dañó fuertemente los abastecimientos futuros del país.
Producida la crisis de 2002 se puso fin a la convertibilidad y se congelaron parcialmente los
precios del gas en boca de pozo, creándose un conflicto no menor entre las empresas y el
gobierno, al que acusan de una ruptura unilateral de las reglas del juego.
La no solución de este diferendo entre las empresas y el gobierno ha dejado a la Argentina
sin una política de energía, no obstante que todo hace presumir que dispone de cuantiosas
reservas de petróleo y gas. El país es, hasta hoy, un exportador neto de gas, aunque el
rápido crecimiento de su demanda interna, el no descubrimiento de nuevas reservas
significativas y la ausencia de inversiones en exploración y producción, la transformará
más tarde o más temprano en un importador de gas natural [Instituto Elcano].
213
El asunto es de importancia crucial para Chile que desde hace una década ha tenido a
Argentina como único proveedor de gas natural. Entre los países del Cono Sur es Argentina
el que tiene una relación más estrecha con Venezuela.
En agosto de 2005 Chávez y Kirchner firmaron un acuerdo por el cual Venezuela vendió
cuatro millones de barriles de fuel oil, a un coste total de 340 millones de dólares que serían
pagados parcialmente en dinero y, también, a cambio de productos y servicios argentinos,
entre los que se contaban barcos, maquinaria agrícola, un laboratorio hidráulico y
ascensores. En parte por estas negociaciones, ―Buques y Astilleros de Venezuela‖ y
―Astilleros Río Santiago‖ llegaron a un acuerdo, por un valor de 112 millones de dólares
para la construcción de dos buques petroleros –que eventualmente podrían ser cuatro– con
los que Chávez daría inicio a una nueva línea petrolera que llamó Petroamericana. Además,
PDVSA y la estatal Energía de Argentina (ENARSA) se asociaron para entrar en el negocio
del retail, que llevaría a la compra o instalación de más de un centenar de bombas
bencineras.
En julio de este año, Venezuela habría adquirido 245 millones de dólares en bonos
soberanos argentinos, con lo cual totaliza compras por casi 3.000 millones de dólares de
estos papeles, la mayoría de ellos con vencimiento al año 2012, constituyendo una forma de
línea de crédito entre ambos gobiernos favorable a Argentina.
Estos acuerdos han sido objeto de críticas y sospechas tanto en Buenos Aires como en
Caracas. Se sostiene que Argentina ha pagado el fuel oil venezolano a un precio que es un
20% superior al del mercado internacional. A su vez, las compras de bonos argentinos
habrían generado una compleja y lucrativa especulación donde los títulos de la deuda
comprados por el Ministerio de Finanzas bolivariano son vendidos a bancos venezolanos
que los transan en la Bolsa de Nueva York y su producto reingresado al país para ser
liquidado en el mercado de divisas paralelo de Caracas (Buenos Aires, revista Noticias,
29/VII/2006).
214
Pero más allá de estas colaboraciones bajo escrutinio, Argentina se muestra preocupada de
enfrentarse a una situación energética difícil. En meses recientes el gobierno de Kirchner ha
expresado interés en el desarrollo de sus cuencas marítimas hidrocarburíferas, para lo cual
ha pedido la colaboración tanto de PDVSA como de Petrobras. Es probable que, dada la
superioridad de Brasil en este campo, el acuerdo lo logre con Petrobras.
Lo más interesante, sin embargo, ha sido el anuncio hecho, en los días finales de agosto,
por el ministro Julio De Vido, de un vasto programa de energía nuclear que significaría una
inversión de 3.500 millones de dólares para construir una nueva planta a base de uranio
enriquecido, terminar la central de Atucha II, cuya construcción estaba paralizada desde
1994, y extender la vida útil de la actual planta de Embalse. De materializarse lo anterior,
Argentina contaría con cuatro plantas de energía nuclear, siendo en este campo el país
latinoamericano líder.
 Tensiones por la fijación de precios del gas
En otro plano, el tema de los precios del gas natural ha tensionado las
relaciones entre los países del área. Bolivia había venido siendo para
Brasil y Argentina un proveedor de gas a precio bastante barato. Sin
embargo, en julio de este año, Bolivia y Argentina acordaron un aumento
de precios desde 3,2 a 5 dólares por millón de BTU, valor puesto en
frontera, lo que constituye un incremento del 56%.
Las negociaciones entre Bolivia y Brasil se han iniciado y amenazan ser
duras y prolongadas. Lo primero, porque Brasil entra en ellas con el peso
de los agravios que significó la nacionalización; lo segundo, porque se
realizan en los meses finales de la carrera presidencial brasileña y Lula
no arriesgará aparecer en una actitud de condescendencia ante el
gobierno de Evo Morales.
215
Chile, que no obstante el incumplimiento de los envíos comprometidos,
se había venido beneficiando de la fijación de precios en Argentina,
pagando por sus importaciones entre 2,8 y 3,4 dólares por millón de
BTU, deberá sufrir aumentos de precios por la compra de gas argentino,
que se elevará al orden de los 5 dólares por millón de BTU.
Estos aumentos de precios, que son en frontera y a los que, por tanto, hay
que agregar un coste adicional hasta su traslado a los lugares de
consumo, ubican al gas boliviano en niveles que sin ser exagerados, son
altos y, por tanto, empiezan a hacerse atractivos proyectos tendentes a
sustituirlo por combustibles alternativos. En el caso de Argentina,
considerados los costes de transporte adicionales, el precio del gas
boliviano se ubica en el orden de los 6 dólares.
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