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Energy Press - - ESPECIAL CONGRESO CBHE -

más gas na­tu­ral im­por­ta­do vía bar­cos. Las ra­zo­nes son va­rias, co­mo dis­con­ti­nui­dad en los ci­clos ex­plo­ra­to­rios, des­con­fian­zas y pro­ble­mas geo­po­lí­ti­cos, ci­clos y pi­cos de de­man­da, en­tre otros.

“En ca­si to­das las cir­cuns­tan­cias que se ana­li­cen, im­por­tar GNL de ul­tra­mar es más cos­to­so que pro­du­cir el gas na­tu­ral y trans­por­tar­lo por ga­so­duc­to den­tro de nues­tra re­gión. Su gran des­ven­ta­ja, por lo tan­to, es­tá en el cos­to. Una no­ta­ble ven­ta­ja, es que ca­da vez más transac­cio­nes se dan en el mer­ca­do spot y ya no úni­ca­men­te en con­tra­tos de lar­go pla­zo. Cer­ca al 30% de las transac­cio­nes de GNL mun­dia­les ya se ha­cen en el mer­ca­do spot de cor­to pla­zo y es­tán tor­nan­do al pro­duc­to en un com­mo­dity”, ex­pre­sa el re­por­te.

GE­LA es­ti­ma que con­tra­tar GNL en el mer­ca­do spot o de cor­to pla­zo es be­ne­fi­cio­so pa­ra los com­pra­do­res, de­bi­do a que no ne­ce­sa­ria­men­te de­ben li­diar con te­dio­sas cláu­su­las de com­pra en fir­me (Ta­ke or Pay) y que pue­de fa­ci­li­tar el des­pa­cho eléc­tri­co en par­ti­cu­lar. Gas MI­LLO­NES DE ME­ROS CÚ­BI­COS DÍA

La ca­pa­ci­dad de li­cue­fac­ción de gas na­tu­ral li­cua­do que po­dría te­ner Su­da­mé­ri­ca en 2020 fle­xi­ble es la de­no­mi­na­ción en la in­dus­tria pa­ra es­te ti­po de gas na­tu­ral.

Adi­cio­nal­men­te, en Su­da­mé­ri­ca, el GNL com­ple­men­ta muy bien la ge­ne­ra­ción hi­dro­eléc­tri­ca y de ener­gía re­no­va­ble in­ter­mi­ten­te, y solo se de­be re­cu­rrir a ma­yo­res im­por­ta­cio­nes cuan­do las llu­vias, el sol o el vien­to son es­ca­sos.

Va­rios paí­ses que es­tán im­por­tan­do, im­por­ta­rán ca­da vez más GNL co­mo Bra­sil, Chi­le, Ar­gen­ti­na, y pró­xi­ma­men­te lo ha­rá Uru­guay en el Cono Sur. Más al norte, Co­lom­bia tam­bién es­tá cons­tru­yen­do una plan­ta re­ga­si­fi­ca­do­ra FSRU pa­ra ha­cer fren­te al ci­clo hi­dráu­li­co.

EL GNL SE QUE­DA

“EL GNL ha lle­ga­do al Cono Sur pa­ra que­dar­se y es, sin du­da, una muy fuer­te com­pe­ten­cia al gas pro­du­ci­do re­gio­nal­men­te, a pe­sar de sus más ele­va­dos pre­cios. Sin em­bar­go, pre­sen­ta ven­ta­jas so­bre la se­gu­ri­dad de abas­te­ci­mien­to y tam­bién fle­xi­bi­li­dad en el su­mi­nis­tro”, con­si­de­ra GE­LA.

De acuer­do a los pro­nós­ti­cos de la con­sul­to­ra, al 2020 se ten­drá ca­pa­ci­dad de re­ga­si­fi­ca­ción de 109 MMMCD. Si se con­si­de­ra las seis plan­tas re­ga­si­fi­ca­do­ras que es­tán en es­tu­dio, GE­LA es­ti­ma que se po­dría lle­gar a 189,5 MMMCD de ca­pa­ci­dad de re­ga­si­fi­ca­ción.

En cuan­to a plan­tas de li­cue­fac­ción, Pe­rú cuen­ta con la úni­ca en su gé­ne­ro (Pam­pa Melchorita, ope­ra­da por Pe­rú LNG), con ca­pa­ci­dad pa­ra 4,4 Mmtm­pa, que ex­por­ta a Mé­xi­co y Ca­na­dá. Tri­ni­dad & To­ba­go fue el pri­mer país en li­cuar gas na­tu­ral en La­ti­noa­mé­ri­ca y el Ca­ri­be, a tra­vés de Atlan­tic LNG. Ac­tual­men­te tie­ne una ca­pa­ci­dad no­mi­nal pa­ra ex­por­tar 14,8 Mmt­pa.

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