Recursos Energéticos en la Comunidad Andina

Recursos Energéticos en la Comunidad Andina *

Petróleo

La Subregión Andina tiene una extensa zona con potencial hidrocarburífero, estimándose entre un 15% y un 30% el área explorada en cada país, exceptuando a Venezuela donde ésta supera el 30%. A inicios del año 2001 las reservas probadas de petróleo de la Subregión se dimensionaban en 85.0 mil millones de barriles (ver Cuadro 1).

En la década 1991/2000, las reservas se incrementaron en un 55.5%, cuadruplicando Bolivia y Ecuador sus niveles iniciales.

Las reservas de petróleo en la Comunidad Andina son más de cuatro veces las de Estados Unidos y ocho veces las del Mercosur. La producción ha aumentado en casi un 80% en el período 1985-2000, al pasar de 2.5 a 4.5 millones de barriles por día (MBD). En ese mismo período, el consumo en la subregión andina creció un 40%, al pasar de 1.3 a 1.8 MBD y las exportaciones netas se duplicaron, al pasar de 1.3 a 2.7 MBD.

Venezuela posee la mayor cantidad de reservas probadas de la Subregión Andina (91.4%), a la vez que representó el 78% de las exportaciones subregionales. Es de esperarse que Venezuela continúe siendo el mayor exportador de la Subregión.

En cuanto a refinación, la Subregión cuenta con una capacidad cercana a los dos millones de barriles día de petróleo crudo, como puede verse en el Cuadro 2. La capacidad utilizada promedio para las refinerías es de 85%.

De acuerdo a la ponencia presentada por el Dr. Ramón Espinasa, Consultor del Banco Interamericano de Desarrollo y de la Corporación Andina de Fomento, ante la Reunión de Ministros de Energía y Minas de la Comunidad Andina en junio de 2003, se pueden encontrar dos escenarios en cuanto a la producción y consumo de petróleo en el espacio sudamericano.

Por un lado, en un primer escenario, con una tasa de crecimiento equivalente al 5%, y de mantenerse la tendencia exponencial de crecimiento de los últimos quince años, la producción de petróleo crecerá en 10 MBD –2.7 veces- hasta 17 MBD en los próximos veinte años. Allí el consumo crecerá 2 MBD –un 50%- hasta 6 MBD y el excedente exportable se multiplica por cuatro hasta 10 MBD. De otro lado, en un segundo escenario, con una tasa de crecimiento equivalente al 3.5%, la producción crece a una tasa menor (3.5% vs. 5%) y se duplica en los próximos veinte años hasta 12.5 MBD. Allí el excedente exportable se multiplica por 2.5 hasta 6 MBD.

En consecuencia, las exportaciones de Sudamérica representan en la actualidad el 20% de las importaciones de EUA. Suponiendo que el excedente exportable adicional de Sudamérica se destinara a suplir el mercado de Estados Unidos, la participación de las importaciones de la Subregión Andina en el mercado de EUA se incrementaría a 50% en el 2020 bajo el primer escenario. Sin embargo, bajo el segundo escenario, dicha participación se incrementaría hasta tan sólo un 30%.

Gas natural

Las reservas probadas de gas natural alcanzan los 5,451 mil millones de metros cúbicos, de los cuales el 77% corresponden a Venezuela. En la última década, Perú incrementó sus reservas en el campo de Camisea, mientras que Bolivia las cuadruplicó en los últimos cuatro años. Por los resultados exitosos de la exploración realizada en la Subregión podría esperarse que hubiese un potencial gasífero muy cuantioso que aún no ha sido descubierto. Sin embargo, es de destacar que el nivel de las reservas probadas está muy afectado por el reducido esfuerzo exploratorio que ha sido dirigido de manera específica a localizar yacimientos de esos hidrocarburos, puesto que hasta hace poco tiempo se privilegiaban las inversiones para localizar acumulaciones de petróleo. El éxito de los esfuerzos de Bolivia localizando yacimientos gasíferos, el mejoramiento de los precios internacionales del gas, la necesidad de aumentar la generación térmica de electricidad y decisivos progresos tecnológicos que se han producido en las áreas de la licuefacción, regasificación y transporte del gas han modificado esta tendencia haciendo que en la actualidad se hayan incrementado los proyectos enfocados hacia este recurso. Un ejemplo en este sentido es el reciente lanzamiento de proyectos exploratorios y de desarrollo gasífero en la plataforma continental venezolana.

El Cuadro 3 muestra que la Subregión Andina dispone de abundantes recursos, alcanzando las actuales reservas para 97 años si se mantuviera el ritmo de producción.

De acuerdo a lo señalado por el documento “Informe Preliminar a los Presidentes de los Países Andinos sobre el Potencial Energético de la Subregión Andina como factor estratégico para la seguridad energética regional y hemisférica” en Guayaquil en julio de 2002, en esta materia la situación de cada uno de los Países Miembros es la siguiente:

Bolivia es hasta la fecha el único país exportador de gas de la Subregión Andina. En julio de 1999 puso en marcha el gasoducto de exportación al Brasil, con 9 Mm3 por día y se espera incrementarla hasta 30 Mm3 en el año 2004. Además de exportar a Brasil, Bolivia actualmente lo hace en pequeñas cantidades a Argentina y, a mediano plazo, podría aumentar las exportaciones para cubrir mayores déficits que se presenten en Argentina, Brasil, Chile y posiblemente exportar también a Paraguay y Uruguay. Las abundantes reservas de Bolivia podrían ser a futuro una garantía para el abastecimiento de gas al mercado del MERCOSUR, pero la necesidad, que tienen las empresas productoras y el Estado boliviano, de monetizar las reservas de gas han incentivado la búsqueda de mercados alternativos fuera de la Subregión Andina. En la eventualidad de que los productores bolivianos acuerden la exportación hacia el hemisferio norte, vía el Océano Pacífico, tanto Chile como Perú serían las opciones de paso de los gasoductos hacia la costa para el embarque del LNG.

Colombia tiene suficientes reservas de gas natural para satisfacer las necesidades de su mercado interno hasta el mediano plazo (26 años). Aproximadamente el 50% de los volúmenes remanentes de gas tienen viabilidad concreta de comercialización (una buena parte de las reservas de Cusiana y Cupiagua) compensando la declinación de los campos ubicados en la costa norte. El resto de las reservas probadas no tiene aún mercados concretos para monetizarse y la posibilidad de su explotación depende de la valorización que adquieran. Los posibles destinos del gas colombiano son los países centroamericanos y posiblemente en el corto y mediano plazo Venezuela para la recuperación mejorada de petróleo en el occidente venezolano.

Ecuador tiene reservas y capacidad productiva de gas de magnitudes menores, pero que no son explotadas en la actualidad. Se ha descubierto el campo de gas Amistad, con una reserva de 9.8 mil millones de metros cúbicos, que está siendo desarrollado desde una plataforma off shore en el golfo de Guayaquil. Lo anterior abre la posibilidad de mayores descubrimientos en la zona si se realizan actividades de exploración.

Perú podría ver cambiar su matriz energética a mediano plazo como efecto de su aprovechamiento del gas natural. Si bien en la actualidad el uso del gas natural como combustible es bajo, la explotación de Camisea y la construcción del gasoducto a Lima involucran cuantiosas inversiones. El abastecimiento de gas al mercado de Lima permitirá la substitución de fuel oil en la generación eléctrica y en la industria, el diesel oil y la gasolina usados en el transporte público y posiblemente a mediano plazo el Gas Licuado de Petróleo (GLP) usado en el sector residencial y comercial. El mercado de Lima no es suficiente, por lo que se están analizando mercados para la comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) en la costa del Pacífico y la instalación de una planta de transformación de Gas a Líquido (GTL). Por el momento, puede afirmarse que el mercado es posible, siendo las generadoras eléctricas y los grandes consumidores industriales los potenciales clientes. Las mayores posibilidades de desarrollo del mercado están en la costa central.

Venezuela, aunque dispone de la reserva más importante de gas de la Subregión Andina, en el corto plazo tiene dificultades en aumentar la producción porque el 91% de ésta se encuentra asociada y debe seguir el ritmo de producción del petróleo. Por otra parte, utiliza gran cantidad de gas en la recuperación mejorada de petróleo que compite a corto plazo con otros usos en el mercado interno y posterga las exportaciones sea por gasoducto o en forma de licuado (GNL). La producción se petróleo es quien regula la disponibilidad de gas natural. Los importantes crecimientos que se esperan en esta industria dependen y se apoyan en el desarrollo de reservas de gas libre, que estarían en manos del sector privado y serían destinadas al abastecimiento del mercado local.

Las futuras interconexiones de Venezuela con los países vecinos resultarán eficientes una vez que sus dos sistemas de gasoductos existentes en el país se unan. Adicionalmente, será imprescindible realizar mayores inversiones en infraestructura doméstica, de manera de incrementar la capacidad y la longitud de la actual red de gasoductos y las redes de distribución domiciliaria. También, Venezuela puede desarrollar su reserva de gas libre en sus yacimientos situados fuera de la costa del Atlántico, colindantes al este con Trinidad & Tobago e incrementar la actividad exploratoria en esa zona, lo que le permitiría desarrollar los proyectos de GNL para la exportación. Sus mercados más evidentes para el GNL serían la Costa Este de los Estados Unidos, posiblemente Louissiana, por una parte y, el Noreste de Brasil, por otra.

Carbón mineral

El carbón mineral es un recurso que se ubica principalmente en Colombia y Venezuela, con cerca de 8 mil millones de toneladas en reservas de alta calidad. Esta cantidad representa el 2% de la oferta de energía primaria de la Región Andina. La producción de carbón en el año 2000 fue de 46 millones de toneladas y el alcance estimado es de 171 años (ver Cuadro 4). En el año 2000 Colombia culminó el proceso de vinculación del capital privado al megaproyecto de El Cerrejón Norte, con la suscripción del contrato de exploración minera y transferencia entre Carbocol y la compañía Cerrejón Norte S.A. (consorcio de tres inversionistas extranjeros).

De acuerdo a la ponencia presentada por el Dr. Ramón Espinasa, Consultor del Banco Interamericano de Desarrollo y de la Corporación Andina de Fomento, ante la Reunión de Ministros de Energía y Minas de la Comunidad Andina en junio de 2003, se pueden encontrar dos escenarios en cuanto a la producción y consumo de petróleo en el espacio sudamericano.

Por un lado, en un primer escenario, con una tasa de crecimiento equivalente al 5%, y de mantenerse la tendencia exponencial de crecimiento de los últimos quince años, la producción de petróleo crecerá en 10 MBD –2.7 veces- hasta 17 MBD en los próximos veinte años. Allí el consumo crecerá 2 MBD –un 50%- hasta 6 MBD y el excedente exportable se multiplica por cuatro hasta 10 MBD. De otro lado, en un segundo escenario, con una tasa de crecimiento equivalente al 3.5%, la producción crece a una tasa menor (3.5% vs. 5%) y se duplica en los próximos veinte años hasta 12.5 MBD. Allí el excedente exportable se multiplica por 2.5 hasta 6 MBD.

En consecuencia, las exportaciones de Sudamérica representan en la actualidad el 20% de las importaciones de EUA. Suponiendo que el excedente exportable adicional de Sudamérica se destinara a suplir el mercado de Estados Unidos, la participación de las importaciones de la Subregión Andina en el mercado de EUA se incrementaría a 50% en el 2020 bajo el primer escenario. Sin embargo, bajo el segundo escenario, dicha participación se incrementaría hasta tan sólo un 30%.

Gas natural

Las reservas probadas de gas natural alcanzan los 5,451 mil millones de metros cúbicos, de los cuales el 77% corresponden a Venezuela. En la última década, Perú incrementó sus reservas en el campo de Camisea, mientras que Bolivia las cuadruplicó en los últimos cuatro años. Por los resultados exitosos de la exploración realizada en la Subregión podría esperarse que hubiese un potencial gasífero muy cuantioso que aún no ha sido descubierto. Sin embargo, es de destacar que el nivel de las reservas probadas está muy afectado por el reducido esfuerzo exploratorio que ha sido dirigido de manera específica a localizar yacimientos de esos hidrocarburos, puesto que hasta hace poco tiempo se privilegiaban las inversiones para localizar acumulaciones de petróleo. El éxito de los esfuerzos de Bolivia localizando yacimientos gasíferos, el mejoramiento de los precios internacionales del gas, la necesidad de aumentar la generación térmica de electricidad y decisivos progresos tecnológicos que se han producido en las áreas de la licuefacción, regasificación y transporte del gas han modificado esta tendencia haciendo que en la actualidad se hayan incrementado los proyectos enfocados hacia este recurso. Un ejemplo en este sentido es el reciente lanzamiento de proyectos exploratorios y de desarrollo gasífero en la plataforma continental venezolana.

El Cuadro 3 muestra que la Subregión Andina dispone de abundantes recursos, alcanzando las actuales reservas para 97 años si se mantuviera el ritmo de producción.

Electricidad

La capacidad instalada de la Subregión Andina para generar electricidad era de 44.901 MW en el 2000, de la cual el 59% es hidroeléctrica.

De acuerdo a lo señalado por el documento “Informe Preliminar a los Presidentes de los Países Andinos sobre el Potencial Energético de la Subregión Andina como factor estratégico para la seguridad energética regional y hemisférica” en Guayaquil en julio de 2002, en esta materia la situación de cada uno de los Países Miembros es la siguiente:

Bolivia es hasta la fecha el único país exportador de gas de la Subregión Andina. En julio de 1999 puso en marcha el gasoducto de exportación al Brasil, con 9 Mm3 por día y se espera incrementarla hasta 30 Mm3 en el año 2004. Además de exportar a Brasil, Bolivia actualmente lo hace en pequeñas cantidades a Argentina y, a mediano plazo, podría aumentar las exportaciones para cubrir mayores déficits que se presenten en Argentina, Brasil, Chile y posiblemente exportar también a Paraguay y Uruguay. Las abundantes reservas de Bolivia podrían ser a futuro una garantía para el abastecimiento de gas al mercado del MERCOSUR, pero la necesidad, que tienen las empresas productoras y el Estado boliviano, de monetizar las reservas de gas han incentivado la búsqueda de mercados alternativos fuera de la Subregión Andina. En la eventualidad de que los productores bolivianos acuerden la exportación hacia el hemisferio norte, vía el Océano Pacífico, tanto Chile como Perú serían las opciones de paso de los gasoductos hacia la costa para el embarque del LNG.

Colombia tiene suficientes reservas de gas natural para satisfacer las necesidades de su mercado interno hasta el mediano plazo (26 años). Aproximadamente el 50% de los volúmenes remanentes de gas tienen viabilidad concreta de comercialización (una buena parte de las reservas de Cusiana y Cupiagua) compensando la declinación de los campos ubicados en la costa norte. El resto de las reservas probadas no tiene aún mercados concretos para monetizarse y la posibilidad de su explotación depende de la valorización que adquieran. Los posibles destinos del gas colombiano son los países centroamericanos y posiblemente en el corto y mediano plazo Venezuela para la recuperación mejorada de petróleo en el occidente venezolano.

Ecuador tiene reservas y capacidad productiva de gas de magnitudes menores, pero que no son explotadas en la actualidad. Se ha descubierto el campo de gas Amistad, con una reserva de 9.8 mil millones de metros cúbicos, que está siendo desarrollado desde una plataforma off shore en el golfo de Guayaquil. Lo anterior abre la posibilidad de mayores descubrimientos en la zona si se realizan actividades de exploración.

Perú podría ver cambiar su matriz energética a mediano plazo como efecto de su aprovechamiento del gas natural. Si bien en la actualidad el uso del gas natural como combustible es bajo, la explotación de Camisea y la construcción del gasoducto a Lima involucran cuantiosas inversiones. El abastecimiento de gas al mercado de Lima permitirá la substitución de fuel oil en la generación eléctrica y en la industria, el diesel oil y la gasolina usados en el transporte público y posiblemente a mediano plazo el Gas Licuado de Petróleo (GLP) usado en el sector residencial y comercial. El mercado de Lima no es suficiente, por lo que se están analizando mercados para la comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) en la costa del Pacífico y la instalación de una planta de transformación de Gas a Líquido (GTL). Por el momento, puede afirmarse que el mercado es posible, siendo las generadoras eléctricas y los grandes consumidores industriales los potenciales clientes. Las mayores posibilidades de desarrollo del mercado están en la costa central.

Venezuela, aunque dispone de la reserva más importante de gas de la Subregión Andina, en el corto plazo tiene dificultades en aumentar la producción porque el 91% de ésta se encuentra asociada y debe seguir el ritmo de producción del petróleo. Por otra parte, utiliza gran cantidad de gas en la recuperación mejorada de petróleo que compite a corto plazo con otros usos en el mercado interno y posterga las exportaciones sea por gasoducto o en forma de licuado (GNL). La producción se petróleo es quien regula la disponibilidad de gas natural. Los importantes crecimientos que se esperan en esta industria dependen y se apoyan en el desarrollo de reservas de gas libre, que estarían en manos del sector privado y serían destinadas al abastecimiento del mercado local.

Las futuras interconexiones de Venezuela con los países vecinos resultarán eficientes una vez que sus dos sistemas de gasoductos existentes en el país se unan. Adicionalmente, será imprescindible realizar mayores inversiones en infraestructura doméstica, de manera de incrementar la capacidad y la longitud de la actual red de gasoductos y las redes de distribución domiciliaria. También, Venezuela puede desarrollar su reserva de gas libre en sus yacimientos situados fuera de la costa del Atlántico, colindantes al este con Trinidad & Tobago e incrementar la actividad exploratoria en esa zona, lo que le permitiría desarrollar los proyectos de GNL para la exportación. Sus mercados más evidentes para el GNL serían la Costa Este de los Estados Unidos, posiblemente Louissiana, por una parte y, el Noreste de Brasil, por otra.

Carbón mineral

El carbón mineral es un recurso que se ubica principalmente en Colombia y Venezuela, con cerca de 8 mil millones de toneladas en reservas de alta calidad. Esta cantidad representa el 2% de la oferta de energía primaria de la Región Andina. La producción de carbón en el año 2000 fue de 46 millones de toneladas y el alcance estimado es de 171 años (ver Cuadro 4). En el año 2000 Colombia culminó el proceso de vinculación del capital privado al megaproyecto de El Cerrejón Norte, con la suscripción del contrato de exploración minera y transferencia entre Carbocol y la compañía Cerrejón Norte S.A. (consorcio de tres inversionistas extranjeros).

En el año 2000 la generación eléctrica en la Subregión Andina fue de 160,997 GWh, repartida en hidroeléctrica 74% y termoeléctrica 26%.

Las reformas adoptadas por los países andinos han puesto límites al control exclusivo que tradicionalmente tenía el Estado en el suministro de energía eléctrica y han permitido la presencia de capital privado en el sector. Varios de los mercados internos han logrado un satisfactorio nivel de madurez en la medida que los consumidores significativos se encuentran conectados al respectivo sistema nacional. Pero por otra parte, en la Subregión existen grados muy bajos de cobertura en el servicio eléctrico de las zonas rurales, a la vez que hay potenciales importantes para el comercio de electricidad entre los andinos y con relación a los países vecinos.

Energías renovables

En los últimos años, las energías renovables son opciones viables para el suministro de electricidad tanto a la población urbana como a la población rural aislada. En el primer caso, las fuentes utilizadas para generar electricidad son pequeñas y medianas caídas hídricas, la velocidad del viento y la biomasa. A nivel rural, destacan los pequeños aprovechamientos hídricos y la energía solar fotovoltaica.

En lo referente a los parques eólicos, a pesar de existir unidades con funcionamiento exitoso en Perú, esta opción todavía no incide sobre su matriz energética, aunque el potencial existente del recurso es elevado. Esto último también es valido para la biomasa, especialmente en el aprovechamiento de residuos forestales.

Algunos gobiernos se encuentran desarrollando programas con un importante componente de energía solar fotovoltaica, destacando por su amplitud aquellos que se ejecutan en Bolivia, Ecuador y Perú. Aunque sus costos son altos para la capacidad adquisitiva de la población, muchas veces constituye la única opción disponible por la imposibilidad técnica y económica de la extensión de las redes eléctricas convencionales. Lo importante de estos programas son los mecanismos de apoyo financiero para la adquisición de los equipos y su mantenimiento y, en la medida que se consoliden estos mecanismos con la participación activa y administración propia por parte de las comunidades rurales, la cobertura con esta tecnología podría incrementarse en la subregión andina.

* Este texto forma parte del Documento de Trabajao "Bases de la Alianza Energética Andina - Antecedentes para su formación", Julio de 2004

fonte: comunidadandina.org