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 Esta publicación no puede reproducirse, registrarse o transmitirse, total o parcialmente, por ningún medio ni sistema de recuperación o captura de información, sea electrónico, mecánico, digital, fotoquímico, magnético ni electro-óptico o cualquier otro, sin previo permiso del editor U VIRTUAL Centro de Excelencia. Tampoco está permitido copiar todo o en parte, salvo las citas bibliográficas usuales en materia de investigación y con usos académicos. Este texto no podrá usarse en cursos, seminarios, clases o actividades de ninguna naturaleza, sin permiso previo del autor. 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. 216
