|
|
|
|
|
Jueves, 14 de Enero de 2010 19:00 |
Conferencia Mundial del Gas
Más de 3200 delegados en representación de 81 países
Hernán Federico Pacheco, Diciembre 2009
Realizada por primera vez en un país de América Latina, la conferencia,
estuvo basada en tres pautas estratégicas: el desafío energético global
con vistas a 2030; la contribución de la industria del gas natural en
función de garantía del suministro, seguridad y medio ambiente, y la
integración regional de los mercados de gas como factor clave del
impulso para el crecimiento económico sustentable. Vea aquí algunas de
las principales conclusiones de este evento.
La Conferencia Mundial del Gas es uno de esos eventos que rompen las
suposiciones, donde se presentan los avances e innovaciones que realiza
la industria durante tres años y se intercambian conocimientos e ideas.
Por esto, especialistas del sector energético del mundo entero
desembarcaron en Buenos Aires para discutir el futuro de la industria
del gas, más de 3200 delegados en representación de 81 países y 270
compañías participantes. Un nutrido programa incluyó más de 300
exposiciones técnicas que se enfocaron en exploración, desarrollo y
producción, reservas, temas de gas natural, HSE (health, safety y
environment), seguridad, recursos humanos, desafíos sociales y temas
relacionados con el project managment integrado.
Una de las conclusiones principales, nodal, es que el gas natural
mantendrá su rol primordial, abasteciendo la demanda de energía mundial
durante muchas décadas. La demanda en segmentos tradicionales
(generación eléctrica, calefacción/refrigeración, materia prima, etc.)
aumentará, contribuyendo a mejorar el medio ambiente a través de sus
eficiencias y menores emisiones de carbono. Así mismo, el gas natural
ocupará nuevos roles como combustible complementario a las fuentes
renovables de energía, permitiendo la instalación y el desarrollo de
las mismas, que son de generación intermitente.
Inversiones. Las dudas que existen sobre las reservas y la falta de
inversiones en general, en todos los países, imponen el desafío de
desarrollar conocimientos para que el gas cumpla su papel presente y
futuro en el mundo. En todo caso, primó el optimismo del lado de las
oil majors. “El proyecto Gorgon, que costará US$37 mil millones,
producirá suficiente gas natural para impulsar una ciudad de 1 millón
de personas durante 800 años”, dijo George Kirkland, vicepresidente de
Chevron. “Este es un motor de crecimiento a largo plazo con un acceso
principal al mercado de Asia-Pacífico –dijo–. Tengo confianza en la
capacidad de Chevron para seguir invirtiendo a largo plazo”.
Otro de los temas claves desarrollados en varias de las conferencias
fue cómo la importancia de un petróleo indexado puede comenzar a
disminuir donde la competencia gas-on-gas y el desarrollo de los
mercados negociados y los contratos existentes presentan oportunidades
para el cambio, según afirma el Natural Gas Industry Study to 2030,
realizado por International Gas Union. “El cambio del sector
energético en el escenario mundial exige investigaciones y metas de
largo plazo para que haya certeza de que no faltará gas. Esa seguridad
sólo es posible mediante investigaciones y desarrollo de tecnologías,
de forma constante y permanente”, reza el estudio.
Avances en las tecnologías de extracción de fuentes no convencionales
Los avances en la tecnología para extraer gas del shale y coal bed
methane (metano de la capa de carbón) se aceleraron radicalmente y
cambiaron el equilibrio de energía global más rápido de lo previsto.
Thomas Skains, presidente de American Gas Association, señaló que las
empresas de investigación independiente difundieron reportes que
“ratifican que el potencial para los recursos de gas no convencional es
verdaderamente enorme”.
El jefe ejecutivo de BP, Tony Hayward, afirmó que las reservas de gas
natural probadas en todo el mundo se elevaron a 1,2 trillones de
barriles de petróleo equivalente, suficiente para el suministro de 60
años, y tal vez más. “Hubo una revolución en los campos de gas en
Norteamérica. Las estimaciones de las reservas son positivas y la
tecnología abre el acceso a recursos no convencionales”, dijo. El gas
no convencional actualmente en desarrollo aumentará las estimaciones de
reservas globales de BP en 60%. Hayward, quien estudió geología en la
Universidad de Birmingham, Inglaterra, sostuvo que el descubrimiento de
nuevas reservas de estos gases en Estados Unidos es resultado de la
aplicación de tecnologías de punta que puede “ser emplazada en otros
lugares del mundo”.
“Un campo donde estas técnicas fueron promovidas –Barnett Shale, cerca
de Ft.Worth en Texas– casi sin ayuda de nadie modificó la producción de
gas natural en Estados Unidos (…) La tecnología también condujo a otros
nuevos descubrimientos principales, no sólo en estados petroleros
tradicionales como Texas y Louisiana, sino también en Pennsylvania,
Ohio y en el interior de Nueva York. Como consecuencia de esto, las
cifras del gas natural en Estados Unidos se transformaron en un muy
corto período de tiempo”, matizó Hayward.
Daniel Yergin, de IHS CERA, que moderó algunos paneles, precisó que las
reservas de gas no convencional en la franja inferior de Estados Unidos
llegan a 4000 trillones de metros cúbicos, mientras que en la superior
son de 16.000 trillones de metros cúbicos, lo que calificó como “un
enorme potencial”.
Hayward no escondió el hecho de que los precios de comercialización del
gas no convencional son bajos, dato que podría retrasar las decisiones
de inversión en este sector. Sin embargo, aseguró que “lo sorprendente
es que, a pesar de los precios, el gas no convencional es mucho más
interesante que el gas convencional” para las empresas. “Habrá enormes
volúmenes disponibles a precios moderados”, soslayó. Además, a lo largo
de las exposiciones técnicas se resaltaron las probabilidades de hallar
nuevas fuentes de gas no convencional en áreas como Europa central,
Oriente Medio y el sudeste asiático, sitios donde hay grandes bases
sedimentarias, aunque en el consenso se descartó ver el desarrollo de
grandes proyecto offshore por los altos costos de inversión.
Surgimiento del ‘floating LNG’ y expansión de las turbinas de ciclo
combinado de gas
“Atrás quedó lo peor de la crisis”, diagnosticó el presidente del grupo
español Repsol, Antonio Brufau. Agregó el vaticinio de “buenas
perspectivas para la industria del GNL a escala mundial por la
creciente demanda de este combustible limpio para su usoen la
generación de electricidad, en reemplazo del carbón y de los
combustibles líquidos, como el fuel oil”. Dio a entender que el futuro
del gas está en los desarrollos no convencionales, como el que proviene
de arenas compactas tight y de reservorios caracterizados como shale.
“Los productores estadounidenses aumentaron la producción después que
las formaciones shale de gas entraran en línea, desviando o cancelando
las cargas de GNL que habían sido destinadas a Estados Unidos”, sostuvo
Brufau. Esos envíos de GNL probablemente desembarquen en Europa o en la
cuenca del Pacífico, dijo.
El GNL es vital para países de fuerte consumo aislados de los centros
de producción, como China. Brufau consideró que el equilibrio de los
precios de este producto dependerá de los costos de la explotación del
gas no convencional: tight, shale y coalbed mathane, que hace 20 años
en Estados Unidos tiene un enorme potencial. Brufau dijo que el
desarrollo de estas fuentes gasíferas tiene, además, dependencia de la
demanda que exista y de los precios que el mercado pueda llegar a
pagar. “La caída abrupta del consumo, particularmente en Europa, se
compensará en tres años”, dijo Bernhard Reutersberg, director general
de la alemana E.ON Ruhrgas.
“La crisis financiera global y la desaceleración económica
probablemente van a resultar en una contracción del consumo del gas
natural este año, el primer declive en 50 años”, dijo el ejecutivo de
la petrolera estatal malaya Petronas, Hassan Marican, durante su
exposición. Al mismo tiempo subrayó que los cortes en la inversión por
parte de las compañías de gas natural y petróleo podrán atrasar los
proyectos de más de 30 millones de metros cúbicos de gas. “Las
preocupaciones ambientales y la escasez de crédito resultaron en la
eliminación de muchos proyectos”, afirmó. Petronas, que emitió un bono
global en agosto, obtuvo más capital de lo planificado y la compañía no
tiene ningún proyecto más para emitir deuda, dijo Marican. El gigante
estatal malayo no contempla ninguna adquisición en este momento.
Marican, miembro del directorio del Banco Central de Malasia, citó
tecnologías como el floating LNG y las turbinas de ciclo combinado de
gas (CCGT, por sus siglas en inglés) como forma de mejorar el atractivo
del gas natural. También advirtió contra los recursos gubernamentales
“a medidas populistas” en reacción a presiones sociales y políticas,
citando el peligro a la limitación de las exportaciones de gas o el
establecimiento de precios límites domésticos y llamó “a acercamientos
de colaboración en todas las regiones” que forjen la integración y
funcionamiento de mercado del gas.
Marican remarcó que sus comentarios son concordantes con el informe
realizado por IGU para el panel estratégico: “Natural Gas and the
Sustainability Question: How Many Answers Can We Provide?”, presentado
por Trude Sundset, vicepresidenta de medioambiente y clima para
StatoilHydro, quien postuló el dilema actual por las necesidades
encontradas de asegurar una provisión de energía económica, y la
reducción de los efectos sobre el cambio climático, sabiendo que casi
70% de las emisiones de CO2 están relacionadas con la generación de
energía.
El propósito del informe es el de explicar cómo el gas natural –aun
siendo un combustible del grupo de los hidrocarburos– se ha
transformado también en una parte importante para la solución del
problema del cambio climático, al reducir las emisiones de gases de
efecto invernadero, reemplazando en el mercado a otros combustibles con
mayores emisiones de CO2, y a través del uso de tecnologías mucho más
eficientes (como turbinas de gas o celdas de combustible). Dependiendo
de la calidad del combustible, la combustión del gas natural puede
emitir hasta 25-30% menos de CO2 que el petróleo y por lo menos hasta
40-50% menos que el carbón.
En la actualidad, 41% de las emisiones se deben a la generación
eléctrica. Sundset explicó que el cambio de las centrales eléctricas de
carbón por CCGT cortaría las emisiones de CO2 globales en 20%, y citó
también la potencial combinación del gas natural con las renovables
como el biometano y el hidrógeno, como la experiencia en Europa de
NaturalHy y el rol de liderazgo de la industria en el desarrollo de la
tecnología de captura y almacenaje de carbono.
Históricamente, el carbón ha sido una opción de las utilities. En
Estados Unidos representa 50% de la generación eléctrica, pero es
responsable por 80% de las emisiones. Y Hayward repitió en la
conferencia que la tecnología de captura y almacenaje de CO2 será
comercialmente viable “en al menos 10 años y será cara”. Hayward dijo
que la industria está en medio de una evolución, no una revolución, en
el aseguramiento del futuro mix energético.Hayward también mostró
argumentos en referencia a que podamos pasar a una economía baja en
emisiones de carbono de forma rápida, y señaló que “pese al rápido
incremento del uso de las energías solares y eólicas, así como de los
biocombustibles, estas fuentes de energía aún no alcanzan el 2% del
total de la producción energética global, por lo que continuaremos
dependiendo durante un largo período de tiempo del carbón y los
combustibles fósiles que están en rápido crecimiento”.
El gas tiene también el mérito de depender de tecnología probada,
dijo. Las alternativas desempeñarán un rol, pero resta ser definido
este. “Tenemos que dar forma a esa evolución, construir un road map
para la diversificación del suministro –dijo–, este programa varía por
país y por sector (...) El mundo necesitará un suministro más diverso
para la seguridad de energía y dirigir las políticas de cambio
climático”. Mientras, para Coby van der Linde, catedrática y directora
del Clingendael International Energy Programme, “habrá un crecimiento
en el uso del gas a medida que los países actualicen sus agendas
respecto al cambio climático”.
Gazprom, entre geopolítica y profits
Aleksei Miller, director de Gazprom, la mayor empresa productora de gas
del mundo, fue enfático al afirmar que el desarrollo de la economía
sólo es posible gracias a los hidrocarburos, una fuente a su criterio
insustituible de momento, mientras aseguró que el gas es la energía más
barata y la única que puede garantizar el suministro en momentos de
demanda pico. “Para 2020, la población mundial va a llegar a 8500
millones de habitantes, con un aumento del consumo de gas per cápita
aportado principalmente por China, India, Brasil e Indonesia”, afirmó
el máximo responsable de Gazprom, que provee 70% del gas que consume
Europa. “China e India están en un impetuoso proceso de
industrialización, urbanización y otras movilizaciones (...) la demanda
de energía crecerá, pero habrá contribuciones limitadas de petróleo y
energía nuclear, mientras las energías alternativas serán
insignificantes”, dijo Miller en su discurso.
Unos días antes, Brufau señaló que “el ingreso per cápita de los países
emergentes, que hoy representan dos tercios de la economía mundial, y
el hecho de que hay 1500 millones de personas que aún no tienen acceso
a la energía eléctrica, permiten asegurar una creciente demanda de gas
natural a largo plazo”. En cuanto a los precios del GNL, más costoso
que el gas que circula por ductos, Brufau afirmó que “las reglas serán
más complejas de lo que fueron hasta ahora, ya que los contratos no
estarán tan ligados al precio del crudo y sí más en relación con la
generación de electricidad”.
Los temas políticos y geopolíticos pueden amenazar la continuidad del
desarrollo económico óptimo de la industria de gas. Los acuerdos y las
soluciones internacionales son necesarios para asegurar que las
inversiones requeridas en lugares clave de la cadena de gas no sean
retrasadas o impedidas. En el caso de Gazprom destaca el hecho que, tal
como la industria petrolera, la geopolítica también desempeña un papel
significativo en los mercados de gas natural. Una disputa entre Rusia y
Ucrania vio intermitentes cortes en el suministro de gas natural a los
países europeos en los últimos años. Procurando aliviar algunos de
aquellos miedos, Miller dijo que Gazprom está comprometida a realizar
sus obligaciones de largo plazo “y que es necesario” disipar los
prejuicios ideológicos y políticos.
Agregó que Gazprom es la empresa del sector con mayor cantidad de
contratos de provisión a largo plazo en el mundo, por un total
comprometido de 3 trillones de metros cúbicos hasta 2035. El directivo
sostuvo que estos contratos son instrumentos que permiten financiar
proyectos de capital en el sector para dar confianza a consumidores y
transportadores de gas. “Las inversiones tienen que ser suficientes
para garantizar el suministro a largo plazo”, afirmó Miller, al
precisar que Gazprom invirtió US$25.000 millones.
El directivo comentó que el gigante ruso tiene en marcha un proyecto
para poner en funcionamiento en 2011 un gasoducto tendido por debajo
del mar Báltico, que conectará Rusia con el norte de Europa y otro que
llevará a partir de 2015 gas al sur de Europa a través de Bulgaria,
Hungría, Grecia y Serbia. Precisó que, además, la compañía trabaja en
desarrollar sistemas de almacenaje de gas en el subsuelo para
garantizar la provisión en momentos de alta demanda. Así mismo, dijo
que Gazprom realiza labores de exploración en la península de Yamal
(norte de Rusia) y en el yacimiento de Stockman (cerca del mar de
Barents, en el círculo polar ártico).
“En términos de intereses mutuos y la necesidad financiamiento para
ciclos de inversión duraderos, las disposiciones de largo plazo pueden
ofrecer una ventaja competitiva traducida en estabilidad (...) Hoy, la
cooperación en el sector de energía entre Gazprom y los países
consumidores de hidrocarburos está basada en el equilibrio de interés y
riesgos de mercados compartidos entre productores y prominentes
importadores al por mayor. Tal cooperación es factible debido al
sistema existente de contratos a largo plazo”, concluyó Miller. La
seguridad de suministro es uno de los tres pilares en los que se basa
la nueva política energética de la Unión Europea, junto con la
competitividad y la eficiencia. Las recientes crisis de gas producidas
por cortes en el suministro procedente de Rusia han venido a reforzar
la importancia de este objetivo. “La mejora de la seguridad de
suministro en Europa pasa por la necesidad de diversificar tanto rutas
como suministradores de gas”, afirman off the record desde la compañía
española Gas Natural.
Pero la mayoría de los proyectos de nuevos corredores de gas para
Europa implican sólo la diversificación de rutas alternativas respecto
de los actuales países de tránsito de gas procedente de Rusia,
ignorando otros proyectos que, además de abrir nuevas rutas,
permitirían que gas distinto al ruso llegue hasta el centro de Europa.
“Este es el caso del corredor de gas que, atravesando la península
Ibérica, permitiría que gas procedente del norte de África y el que
llega a través de las plantas de GNL, pudiera alcanzar el centro de
Europa”, indican las mismas fuentes de Gas Natural.
Por ahora, el mundo no será capaz de vivir sin combustibles fósiles, y
el gas natural es el más environmentally-friendly, dijo el CEO de
Gazprom. El recurso base de la compañía está en un continuo desarrollo.
“Realizamos satisfactoriamente la exploración geológica durante los
últimos cuatro años, agregando reservas de gas”, dijo Miller.
Proveedores y consumidores ante la depresión de los precios del gas
natural
Faisal Al-Suwaidi, presidente ejecutivo de Qatargas, expuso que el
retraso de los proyectos planificados de GNL generará una escasez de
suministros para 2015. Al Suwaidi, durante la presentación titulada
“International LNG Markets: A Global Perspective”, estaba escéptico de
que los productores recorten producción debido a la demanda
decreciente. “Como los mercados se hacen apretados, Qatar seguirá
entregando GNL donde sea más necesario. Qatar usará los barcos Q-Flex y
Q-Max para entregar GNL a todos los mercados globales, ayudando a
equilibrar la volátil demanda regional por gas natural”, dijo.
“Los mercados tradicionales ven una caída en la demanda, pero los
nuevos mercados, como China e India, generan el equilibrio –dijo
Al-Suwaidi–. Mi opinión es que este es un negocio de largo plazo. Los
precios bajarán, los precios subirán. Tenemos que aceptar que durante
los próximos 30 a 40 años los precios fluctuarán”. Los precios al
contado del gas súper enfriado el verano boreal pasado se desplomaron
en Asia desde máximos de más de US$22 por millón de BTU a alrededor de
US$5 por millón de BTU, puesto que la recesión económica erosionó la
demanda.
Al Suwaidi también llamó la atención sobre la reducción de la cantidad
de profesionales de la industria del GNL para proveerde personal a los
futuros requerimientos que seguirán a la inminente recuperación de la
economía mundial. Notó que en la industria hay mucha gente talentosa y
experimentada que se acerca a la edad de jubilación, mientras, al mismo
tiempo, las empresas buscan formas de reducir costos y los capital
projects están siendo aplazados.
La demanda europea de gas “es enorme” y no debería, por consiguiente,
suscitar temores por parte de los países proveedores más importantes,
dijo el ministro de Energía argelino Chakib Khelil, al margen de las
exposiciones de la conferencia. “El potencial de la demanda de gas en
Europa es inmenso, hay mercados para todo el mundo”, indicó Khelil. Las
exportaciones argelinas de gas –unos 62 mil millones de m³/año– deberán
alcanzar 89 mil millones de m³ en el curso de los próximos tres años.
Del lado de los compradores de gas natural, Norio Ichino, presidente de
la Japan Gas Association, sostuvo que quieren más flexibilidad en los
contratos de largo plazo para suministro de GNL. “Hay una carga
excesiva sobre los compradores (...) es necesario construir un sistema
comercial más flexible”. Japón, uno de los principales importadores de
GNL, compra más de 20% de todo el GNL negociado internacionalmente.
“Los contratos de largo plazo seguirán siendo básicos para el comercio
de GNL en el futuro (…) Mayor flexibilidad en los contratos de GNL
ayudará a asegurar que toda la industria siga creciendo y permanezca
competitiva en función de precios”, dijo Ichino.
¿Gas del presal brasileño para la integración energética regional?
En relación con los nuevos descubrimientos en las cuencas del presal de
gas en Brasil, la directora de gas y energía de Petrobras, Maria das
Graças Foster, explicó en el panel “Natural Gas Trade as a Catalyst for
Regional Market Integration”, que primeramente este será distribuido en
el mercado interno brasileño, aunque también afirmó que tienen planeado
exportarlo y que para eso se está instalando la infraestructura
necesaria. “Una solución no convencional, como una unidad flotante de
gas natural licuado, puede ser la solución necesaria para transportar
el gas de campos presal a la costa (…); estimamos contar con cuatro
unidades flotantes de GNL operando en los campos productores”.
“El pre-sal representa una oportunidad para reforzar la integración de
energía en Sudamérica (...) dependiendo de los volúmenes de gas que
podamos exportar”.El nuevo modelo de integración planteado para América
Latina es el GNL, que podría utilizar la costa de Brasil (en el norte
tiene plantas de licuefacción y construye otras en el sur) y las
terminales ubicadas en Argentina y Chile. Petrobras todavía no puede
estimar cuánto gas contiene el área presal, dijo Foster. Los campos
pueden tener 100 mil millones de barriles de petróleo equivalente,
relevaron fuentes de Petrobras en los pasillos de la exposición.
La producción de gas natural de Brasil ascenderá a más del triple el
próximo año, pasando de 16 millones de metros cúbicos a 55 millones,
dijo Foster. La demanda del país casi se triplicará en 168 millones de
metros cúbicos para 2020, de los 58 millones del año pasado. “Hoy
tenemos gas que podemos exportar, pero vamos a usar ese excedente para
mejorar la producción de fertilizantes, para garantizar las necesidades
de Brasil”, dijo Graças Foster. Brasil depende mucho actualmente de las
importaciones. La estatal brasileña prevé anunciar en diciembre los
planes para la construcción de la tercera fábrica de fertilizantes
nitrogenados en Brasil, aprovechando el excedente de oferta de gas
natural. La unidad va a producir 1 millón de toneladas por año,
prácticamente duplicando la capacidad de producción de fertilizantes de
Petrobras.
La compañía trabaja en otro frente para colaborar con la reducción de
la dependencia de las importaciones de fertilizantes: la transformación
de residuos de la producción de pizarra bituminosa, en Paraná, en un
“catalizador” para la producción agrícola. Fruto de la asociación con
Embrapa y el Instituto Agronômico do Paraná (Iapar) la tecnología puede
reducir en 40% la necesidad de uso de abonos en el cultivo.
Por último, “Brasil no tiene planes de suspender las importaciones de
gas natural de Bolivia”, sentenció Foster. En el inicio del año, Brasil
redujo sus importaciones de gas boliviano por una caída de la demanda y
un aumento de la producción local de gas natural. “No estamos
considerando parar las importaciones de gas boliviano. El gas es
importante para Brasil”, dijo.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
