4 GAS NATURAL SECTOR ENERGETICO EN URUGUAY, DIAGNOSTICO Y PERSPECTIVAS

Transcripción

1 4 GAS NATURAL El gas natural es la fuente de energía fósil que ha tenido mayor desarrollo en las últimas décadas, ubicándose actualmente como la segunda fuente energética consumida en el mundo, después del petróleo, con la quinta parte del consumo total, lo que indica claramente su importancia. A pesar de tratarse de una fuente no renovable, las reservas probadas en el mundo son muy numerosas, y siguen aumentando a medida que se desarrollan nuevas técnicas de exploración y explotación. Desde el punto de vista ambiental, posee una ventaja frente a otros combustibles fósiles, tales como el petróleo o el carbón, debido a que las emisiones de dióxido de azufre son ínfimas y los niveles de óxido nitroso y dióxido de carbono son menores. Gas Natural Petróleo Carbón Óxido Nitroso Dióxido de Azufre Partículas Comparación de la polución generada por combustión de combustibles fósiles (Kg de emisiones por TJ de energía consumida) Fuente: U.S. Enviromental Protection Agency; American Gas Association. Tabla 4.1 Procede de la descomposición de los sedimentos de materia orgánica atrapada entre estratos rocosos, y es una mezcla de hidrocarburos ligeros compuesta principalmente por metano, etano, propano, butanos y pentanos, cuya proporción varía considerablemente entre los diferentes yacimientos. Los yacimientos pueden ser asociados o no asociados, según se encuentren o no combinados con petróleo. Luego de extraído, el gas natural normalmente es procesado, ya sea para separar los hidrocarburos más pesados, de mayor valor en el mercado (líquidos del gas natural), como también para obtener un gas dentro de ciertas especificaciones para su transporte y consumo. El gas natural puede ser transportado por diferentes medios o una combinación de ellos, dependiendo de las necesidades. Se utilizan gasoductos (grandes instalaciones de extensión fundamentalmente longitudinal, que operan a presiones altas y mueven grandes cantidades de gas), normalmente terrestres pero que pueden incluir tramos subfluviales, para transportar el gas entre los centros de extracción y procesamiento hacia los centros de consumo. Cuando no se dispone de gasoductos o se requiere almacenar el gas en pequeños volúmenes (por ejemplo, para su uso como combustible vehicular) se comprime el gas (GNC) a presiones de 200 bar y se transporta en vehículos utilizando 1

2 contenedores de diferentes tipos. Cuando se hace necesario cruzar mares u océanos, se utilizan barcos metaneros que transportan gas natural licuado (GNL), el cual debe ser enfriado a una temperatura de aproximadamente 161 ºC. Esta operación requiere la instalación de plantas de licuefacción y regasificación cercanas a los puertos de salida y recepción, respectivamente. Los barcos metaneros pueden ser una opción más económica que los gasoductos cuando las distancias son muy grandes. El tipo de transporte disponible determina las características del mercado de gas natural de una región. Así, un sistema interconectado únicamente por gasoductos dependerá de las fluctuaciones del mercado de dicha región (económicas, políticas, etc.), mientras que un sistema que dispone de una entrada de GNL estará más ligado al mercado mundial. 4.1 El sector gas natural Panorama mundial Las reservas probadas mundiales de gas natural superan los tcf (seis mil trillones de pies cúbicos), pero su distribución no es homogénea, y normalmente no coincide con los grandes centros de consumo. Asia & Oceania Africa 8% 8% North America 4% Central & South America 4% Western Europe 3% Middle East 40% Eastern Europe & Former U.S.S.R. 33% Distribución mundial de las reservas probadas de gas natural. Fuente: BP Statistical Review 2004; U.S. Energy Information Administration Gráfica 4.1 Esta diferencia genera interés en desarrollar los mercados de exportación e importación, cuyos movimientos representaron en el 2002 cerca del 30% de la producción mundial de gas natural. Los gasoductos de exportación crecieron un 46 % entre el año 1995 y el 2002, y el comercio mundial de Gas Natural Licuado (GNL) experimentó un crecimiento del 62 % durante este período. 2

3 Asia & Oceania Africa trillones de pies cúbicos Middle East Eastern Europe & Former U.S.S.R. Western Europe Central & South America North America Producción mundial de gas natural seco Fuente: U.S. Energy Information Administration Gráfica trillones de pies cúbicos Asia & Oceania Africa Middle East Eastern Europe & Former U.S.S.R. Western Europe Central & South America North America Consumo mundial de gas natural seco Fuente: U.S. Energy Information Administration Gráfica 4.3 El consumo global de gas natural aumentó a un ritmo promedio anual del 2,5% durante el período de 1980 a Se espera que en los próximos años, este mercado sea el que experimente mayor desarrollo, dentro de las fuentes de 3

4 energía primaria; con un promedio anual de 2,2 % desde el 2001 al 2025, comparado con el aumento en el consumo del 1,9 % anual del petróleo y el 1.6 % del carbón. El aumento más significativo del consumo de gas natural en el mundo se dará en las naciones desarrolladas, en las cuales se prevé un crecimiento anual del consumo del 2,9 % anual. Por tanto, en el 2025 el consumo de los países desarrollados duplicar el consumo del Esto permite prever un desarrollo de los gasoductos de exportación y, principalmente, de las instalaciones de LNG para los próximos años, las cuales se estiman que aumenten desde los 6,6 tcf/año del 2003 a 9,4 tcf/año en el De acuerdo a la proyección de la relación entre consumo y reservas, estas instalaciones tendrán mayor desarrollo en Estados Unidos y Europa Occidental. Región R/P (años) América del Norte 10 América del Sur y Central 60 Europa Occidental 17 Europa Oriental y Ex - miembros de U.S. 74 Oriente Medio 282 África 98 Asia y Oceanía 45 Mundial 67 Relación Reservas / Producción en el año 2003 Tabla 4.2 Terminales de GNL existentes y proyectadas en EEUU Fuente U.S. Energy Information Administration, International Energy Outlook Figura 4.1 4

5 Terminales de GNL en operación y en construcción en Europa. Fuente U.S. Energy Information Administration, International Energy Outlook, Figura 4.2 A pesar de la creciente integración de los mercados, aún no se puede hablar de un mercado mundial (como en el caso del petróleo), sino de distintos mercados regionales, más o menos aislados de otros mercados. Si bien la tendencia actual es hacia la liberalización de los mercados de gas, en algunas regiones permanece muy regulado. Estas dos características: mercado regional y fuertemente regulado, determina grandes diferencias en los precios del gas entre regiones. Dado que el gas natural compite con otras formas de energía tales como derivados del petróleo, electricidad, carbón y biomasa, los precios del gas también se ven influenciados por los precios de estos energéticos. Siendo el gas natural y el petróleo productos muy vinculados (en el caso de yacimientos asociados) y sustituibles, sus ofertas están muy relacionadas y sus precios fuertemente ligados. A modo de ejemplo, en Asia y Europa el mercado de GNL se encuentra más influenciado por los precios de los productos derivados de petróleo que por los precios del gas natural. Los principales componentes del precio del gas natural para uso final son: el precio del gas en boca de pozo, el costo del transporte y el costo de distribución local. De acuerdo a datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), en el año 2000 a nivel mundial, en términos generales y únicamente a título de conocer la importancia relativa de cada componente, el precio en boca del pozo representó el 34% del precio final del gas natural para el consumidor 5

6 doméstico (residencial), en tanto que el transporte representó el 19% y el costo de distribución el 47% Panorama regional El total de las reservas probadas de América del Sur y Central, a fines de 2004, supera los 250 tcf (doscientos cincuenta trillones de pies cúbicos); de las cuales se destacan en América del Sur las siguientes: País Reservas probadas (tcf) Venezuela 148,9 Bolivia 31,4 Argentina 21,4 Brasil 11,5 Perú 8,7 Colombia 3,9 Chile 1,6 Reservas probadas (tcf) Fuente: BP Statistical Review 2004; U.S. Energy Information Administration Tabla 4.3 Hasta el año 2000, Argentina ocupaba el segundo lugar entre los países de Sudamérica, después de Venezuela, en cuanto a reservas probadas. A partir del año 2001, nuevos descubrimientos en Bolivia aumentaron sus reservas probadas por encima de las argentinas. Si se consideran, además, las reservas probables y posibles, se puede prever el potencial de desarrollo gasífero de este país. Tipo de reservas (Bolivia) Reservas (tcf) Año 2003 P1 = Probadas 28,7 P2 = Probables 26,2 P1 + P2 54,9 P3 = Posibles 24,2 P1 + P2 + P3 79,1 Reservas de Bolivia por tipo para el año 2003 (tcf) Fuente: YPFB Tabla 4.4 En Argentina la relación reservas sobre producción se redujo drásticamente en los últimos 25 años: en tanto en el año 1980 las reservas eran suficientes para abastecer la demanda de 45 años, para el 2003 esta relación se estima en 15 años 1. La actividad exploratoria no ha tenido una regulación exigente; en este sentido, las inversiones fueron realizadas sobre todo en distribución, 1 Crisis de la Industria del Gas en América Latina, Roberto Kozulj, CEPAL marzo del

7 provocando un retraso de inversiones en exploración y en gasoductos de transporte. País R/P (años) Venezuela 142,0 Bolivia 132,4 Argentina 14,7 Brasil 36,9 Perú 439,1 Colombia 18,1 Chile 45,3 Relación de reservas probadas sobre la producción: Fuente: BP Statistical Review 2004; U.S. Energy Information Administration: CEPAL. Tabla 4.5 Si bien Chile posee reservas de gas en su región más austral (XII Región de Magallanes), su producción disminuyó considerablemente en los últimos años, convirtiéndose en un importador neto de gas, siendo Argentina su único proveedor actualmente. 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0, trillones de pies cúbicos Perú Chile Bolivia Colombia Brasil Argentina Venezuela Producción de gas natural seco Fuente: U.S. Energy Information Administration Gráfica 4.4 El consumo de gas natural de América Latina y el Caribe aumentó a una tasa promedio anual del 5,1% en el período de 1980 a 2003, lo que significa aproximadamente el doble del promedio mundial. 7

8 Se estima que el consumo de América del Sur mantenga un aumento por encima del promedio anterior en los próximos años, debido a la continua penetración del gas natural en los mercados, al crecimiento de las economías de la región y, en particular, al interés por la instalación de plantas de generación de electricidad a partir de gas natural. Los países que se proyectan con mayor crecimiento son Brasil, Perú y Uruguay, mientras que Argentina sería el de menor crecimiento porcentual debido a las limitaciones de un mercado ya maduro, lo cual se refleja en la alta participación del gas en la matriz energética actual para los distintos sectores de consumo. Consumo energético de gas natural / Consumo País energético total Argentina 38% Bolivia 12% Brasil 6% Chile 7% Paraguay 0% Perú 0% Uruguay 2% Participación del gas natural en el consumo final del total de los energéticos Fuente: Balances 2003 OLADE. Tabla 4.6 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0, trillones de pies cúbicos Uruguay Perú Chile Bolivia Colombia Brasil Argentina Venezuela Consumo de gas natural seco Fuente: U.S. Energy Information Administration Gráfica 4.5 8

9 En la Tabla 4.7, se observan los países que se encuentran actualmente interconectados por gasoductos de exportación, siendo Argentina y Bolivia los países exportadores y los demás importadores (si bien Argentina también importa gas de Bolivia). Gasoductos de exportación Capacidad Máx. (MMm 3 / día) Argentina - Chile Gas Atacama (zona norte) 8,5 Argentina Chile Norandino (zona norte) 7,1 Argentina Chile Gas Andes (zona central) 9,0 Argentina Chile Gas Pacífico (zona central) 9,7 Argentina Chile Cóndor Posesión (zona sur) 2,0 Argentina Chile Bandurria / Cullén (zona sur) 2,0 Argentina Chile Magallanes Posesión (zona sur) 2,8 Argentina Brasil Aldea Brasilera - Uruguaiana 2,8 Argentina - Uruguay Colón Paysandú 0,7 Argentina - Uruguay Gasoducto Cruz del Sur 2,4 Argentina - Uruguay Casablanca 2 2,0 Bolivia Argentina Bermejo Ramos Bolivia Argentina Madrejones Campo Durán 4 2,5 Bolivia Argentina Pocitos Campo Durán 5 7,5 Bolivia Brasil Río Grande Mutún 30,4 Bolivia Brasil San Matías Cuiaba 2,8 Gasoductos de exportación (capacidad en millones de metros cúbicos por día) Fuente: Gas Market Integration in the Southern Zone BID 2004; Secretarías de energía de Argentina, Bolivia y Chile. Tabla Nunca entró en operación. 3 Las exportaciones de Bolivia a Argentina por Bermejo se suspendieron desde octubre-02 a la fecha. 4 Las exportaciones de Bolivia a Argentina por Madrejones se suspendieron desde febrero-02 a la fecha. 5 Las exportaciones de Bolivia a Argentina por Pocitos se reiniciaron en junio-04 (luego de haber sido suspendidas en agosto-99). 9

10 Trazado de gasoductos en la región Figura 4.3 La región tiene un gran potencial para la integración energética, y en particular el mercado de gas natural promete ser la vía hacia dicha integración. Desde 1996 hasta el 2001 se concretaron importantes inversiones en infraestructura (gasoductos de interconexión Argentina-Chile, Argentina-Brasil, Bolivia-Chile, Argentina-Uruguay), que iniciaron la integración gasífera de la región. Sin embargo, en los últimos años, debido a las crisis económicas y políticas de estos países, surgieron varios obstáculos que estancaron el proceso, por ejemplo: Precio del gas en Argentina: debido a la devaluación por la crisis económica del 2001, el precio para el mercado interno del gas cayó a un tercio de sus niveles históricos en dólares, al igual que las tarifas de distribución y transporte (pesificación), mientras que las tarifas para exportación se mantuvieron en dólares. Esto provocó un aumento en la 10

11 demanda interna y falta de incentivo para las inversiones en infraestructura interna (Ley ). Restricción a las exportaciones Argentinas: en marzo de 2004 el gobierno argentino restringió las exportaciones para asegurar el abastecimiento al mercado interno, lo cual afectó fuertemente a Chile. Crisis política en Bolivia: una profunda crisis política surgió en Bolivia por la oposición del pueblo a exportar GNL a EEUU utilizando una salida al Océano Pacífico a través de un puerto Chileno. Exportación de gas de Bolivia a Argentina: en el 2004 se concretó la exportación de gas boliviano a Argentina, pero con la restricción de que Argentina no podía exportar el gas Boliviano a otro país. Sin embargo, los proyectos de integración gasífera han cobrado recientemente un nuevo impulso, a medida que la región se estabiliza y se aprecia un crecimiento en su economía que restablece la confianza de los inversores. Para concretar una integración regional se requiere un fuerte compromiso de los estados miembros, ya que es fundamental uniformizar las legislaciones y establecer reglas claras que garanticen la confianza en el proyecto, ya sea de los países involucrados como de inversores (particulares u organismos multinacionales) generalmente indispensables para financiar proyectos de tal envergadura Gas Natural en Uruguay La cadena de abastecimiento de gas de nuestro país está formada por cañerías de transporte o gasoductos y redes de distribución que operan a presiones bajas y presentan mayor extensión territorial. Las instalaciones de transporte abastecen de gas a grandes usuarios y a las redes de distribución, y éstas a su vez abastecen a los usuarios finales residenciales, comerciales e industriales de consumos bajos y medianos. Las empresas que realizan actualmente actividades en el sector de gas natural en nuestro país son: dos en calidad de distribuidoras de gas por redes (Gaseba Uruguay S.A. en el departamento de Montevideo, y Conecta S.A. en el interior del país); dos en calidad de transportistas (Gasoducto Cruz del Sur S.A.- GCDS - y ANCAP); y cuatro en calidad de comercializadoras (ANCAP, Gaseba Uruguay S.A., Conecta S.A. y Dinarel S.A.). Las dos empresas distribuidoras y la transportista GCDS, operan bajo el régimen de Concesión Pública, otorgado por el Estado a partir de los correspondientes procesos de licitación. El gas natural es un energético de relativo reciente ingreso en la matriz energética del Uruguay. Su consumo en el país comenzó en 1998 cuando entró en operación el Gasoducto Cr. Federico Slinger, también denominado Gasoducto del Litoral; construido y operado por ANCAP, cruza el río Uruguay 11

12 desde la República Argentina a través del puente Paysandú Colón. Comenzó abasteciendo plantas industriales de Paysandú, sumándose en el 2001 la red de distribución de Conecta S.A. en dicha ciudad. A fines de noviembre de 2002 entró en operación el Gasoducto Cruz del Sur, permitiendo el ingreso del gas natural en el sur del país. Este gasoducto se extiende desde las inmediaciones de la ciudad de Buenos Aires, más precisamente Punta Lara - La Plata, cruza el Río de la Plata a la altura de Santa Ana Colonia, y llega hasta la ciudad de Montevideo; posee también ramales a Colonia del Sacramento, Juan Lacaze, Rosario, Nueva Helvecia, San José de Mayo, Canelones, Pando y Ciudad de la Costa entre otras localidades. Gasoducto Cruz del Sur Figura 4.4 La entrada en operación del GCDS permitió realizar la conversión de la red de distribución de gas de Montevideo, la cual finalizó en enero de 2005, que hasta el momento distribuía gas manufacturado. El mismo se obtenía a partir del cracking de nafta liviana, pasando luego, durante el período de conversión, a utilizarse el cracking de gas natural. Uruguay no cuenta con producción de gas natural, debiendo importar la totalidad de su consumo a través de los gasoductos de interconexión existentes con Argentina. 12

13 14 12 Gasoducto Cr. Slinger Gasoducto Cruz del Sur Importaciones mensuales de gas natural por Gasoducto Fuente: Dirección Nacional de Energía Gráfica 4.6 Existe un tercer gasoducto de interconexión entre el sistema Argentino y nuestro país, llamado Casablanca (cruza el Río Uruguay cercano a la localidad del mismo nombre, en el departamento de Paysandú), construido por UTE en el año 2000, con la previsión de su utilización para el abastecimiento de una central eléctrica; se encuentra actualmente fuera de operación ya que no se ha concretado dicho proyecto. De acuerdo al artículo 63 de la Ley de Urgencia (Ley ) y al Decreto 216/002, aquellos compradores de gas natural, cuyo consumo promedio anual sea no inferior a Nm 3 /día o Nm 3 /año, denominados grandes usuarios, podrán negociar la compra de gas con cualquiera de los comercializadores nacionales o extranjeros autorizados o importarlo directamente, pudiendo optar por contratos de suministro interrumpibles o firmes de acuerdo a su conveniencia. Actualmente los grandes usuarios del sistema son 13 (vinculados a ambos gasoductos), los cuales han sufrido cortes en el suministro de gas natural en los periodos de invierno, debido al carácter interrumpible de sus contratos y a las restricciones de capacidad de transporte en el sistema argentino. El gas natural comprado mediante un contrato interrumpible se obtiene a un menor precio que el comprado a través de un contrato firme (en el cual se paga también la seguridad del suministro), razón por la cual muchas industrias eligen la modalidad interrumpible, y prevén la utilización de un combustible alternativo, generalmente fuel oil, para cubrir los cortes de gas natural. 13

14 Esta es una manera de compensar las variaciones que debe enfrentar el productor y el transportista en la demanda del mercado domiciliario, claramente estacionario. Esto se refleja en la Gráfica 4.7 donde se observa que mientras el volumen de gas natural entregado por las distribuidoras aumenta en invierno y disminuye en verano, el comportamiento de los grandes usuarios es inverso. Los contratos entre los clientes del mercado cautivo (aquellos que no entran en la categoría de grandes usuarios) y las Distribuidoras serán siempre en base de suministro firme y las tarifas máximas 6 del servicio son fijadas por el Poder Ejecutivo en base a lo establecido en los Contratos de Concesión 7. Durante el año móvil mayo 2004 a mayo 2005, el consumo de los grandes usuarios representó aproximadamente un 62% del consumo total del sistema. 9 8 Conecta Gaseba grandes usuarios 7 millones de m Gas natural entregado mensualmente Fuente: Dirección Nacional de Energía Gráfica 4.7 Actualmente el sector industrial es el mayor consumidor de gas natural en el país, seguido por el sector comercial / servicios y el residencial. 6 Las Distribuidoras pueden ofrecer tarifas menores o promocionales. 7 Las tarifas están compuestas por el costo del gas puesto en la frontera del país importador (precio del gas en boca de pozo, transporte en Argentina y Uruguay, impuestos, etc.) y por el VADEG (Valor agregado de distribución estándar de gas), que incluye todos los gastos de funcionamiento de la empresa (operación y mantenimiento de las redes, inversiones obligatorias, etc.) y tasa de inversión, calculado en base a una empresa hipotética con un nivel de eficiencia aceptable. Para una tarifa residencial el VADEG representa aproximadamente entre el 60 y 65% del costo variable. 14

15 Sector gas natural gas natural + gas manufacturado Residencial 0,8% 1,6% Comercial / servicios 1,3% 2,7% Transporte 0,0% 0,0% Industrial 8,5% 8,5% Agro / pesca 0,0% 0,0% Total de los sectores 2,1% 2,5% Participación del gas natural en la matriz energética Fuente: Balance Energético Nacional, DNE, 2003 Tabla 4.8 A nivel residencial las redes de distribución están desarrolladas en Montevideo, Cuidad de la Costa y Ciudad de Paysandú. Recientemente se inició la distribución en la ciudad de Colonia del Sacramento, a partir del abastecimiento a algunos hoteles. La determinación del área a cubrir en la expansión geográfica de las redes de distribución, queda liberada al criterio de las respectivas Distribuidoras, las cuales considerarán los estudios de mercado y la accesibilidad del gas desde el sistema de transporte, sujeto al cumplimiento del compromiso contractual asumido con el Estado en los contratos de concesión, que en un caso se mide en longitud de cañería tendida (Gaseba), y en el otro (Conecta), en cantidad de clientes potenciales comprometidos. MMKcal 15,000 14,000 13,000 12,000 11,000 10,000 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 Ene-01 residencial servicio general (P) servicio general (G) Jul-01 Ene-02 Jul-02 Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 15

16 Facturación de gas natural de las Distribuidoras (Gaseba + Conecta) según tarifa. 8 Fuente: Dirección Nacional de Energía Gráfica residencial servicio general (P) servicio general (G) Ene-01 Jul-01 Ene-02 Jul-02 Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 Cantidad de clientes de gas natural de las distribuidoras (Gaseba + Conecta) según tarifa. 8 Fuente: Dirección Nacional de Energía. Gráfica 4.9 En la Gráfica 4.10 se observa la incidencia del cargo fijo en el precio del m 3 consumido para la tarifa residencial, dependiendo de la cantidad de m 3 totales consumidos por mes 9. Se observa que para consumos inferiores a 20m 3 por mes el costo del gas natural es mayor al costo equivalente en Supergas 10. La relación de costos con la leña es variable, ya que el precio de la misma tiene un fuerte componente de flete, pero puede estimarse razonablemente en menos de la mitad del costo equivalente de gas natural, aún para consumos residenciales importantes, lo que ubica a la leña en una posición de fuerte competencia frente al gas natural. 8 Las tarifas de servicio general P y G, corresponden a usos no domésticos. Y en el caso de la tarifa G el consumo debe ser no menor a 500 m 3 /día. La conversión a gas natural del total de los clientes de Gaseba culminó en enero de Para el cálculo se tomo la tarifa residencial de gas natural de Gaseba de enero de 2005; para la leña se tomo un precio de US$ 35 por tonelada. Los cálculos se realizaron en base al poder calorífico inferior de los energéticos. 10 Aproximadamente 15 kg de Supergas (una garrafa contiene 13Kg), lo que podría ser un consumo, por ejemplo, para cocción. 16

17 US$/m3 de gas natural 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 US$/m3 gas natural equivalente Supergas equivalente leña 0,6 0,4 0,2 0, m3 de gas natural mensuales Incidencia del cargo fijo en la factura residencial y comparación con Supergas y leña. Fuente: Dirección Nacional de Energía Gráfica 4.10 El consumo de gas natural, en las zonas donde está disponible, dependerá no sólo de la relación de precios con otros energéticos, sino también de la valoración de otros factores tales como: el cargo fijo, el costo de conexión a la red y el costo de la instalación interna necesaria, y la practicidad, higiene y continuidad en el suministro. Para el caso de los grandes usuarios el cargo por conexión no está fijado en la tarifa y suele representar un costo importante, ya que debido a sus grandes consumos no puede conectarse a una red de distribución calculada para consumos domiciliarios y comerciales, además de ubicarse frecuentemente en zonas alejadas de los centros de consumo; por lo que requieren instalaciones de suministro prácticamente exclusivas Gas natural comprimido En diciembre de 2003 entró en vigencia el Reglamento de suministro y uso vehicular de GNC y en abril de 2005 el Reglamento de transporte a granel de GNC, elaborados por la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua. El precio final al que el GNC vehicular podría llegar al público aún no ha sido fijado por el Poder Ejecutivo, aunque sí existen las bases para determinar su tributación. En tal sentido, la Ley del año 2002 establece que el gas 17

18 natural destinado a ser utilizado como combustible para vehículos automotores deberá tributar el IMESI en igualdad de condiciones que el gasoil (teniendo en consideración la equivalencia de rendimientos) y habilita al Poder Ejecutivo a exonerar de IVA a este suministro, lo cual representa una medida tendiente a impulsar este energético. A pesar de lo expuesto, en Uruguay no existe a la fecha ninguna estación de GNC. Considerando la inversión necesaria para la instalación de una estación de GNC vehicular, parece razonable esperar que este mercado no se desarrolle hasta tanto se mantenga la incertidumbre del suministro a largo plazo del gas natural a nuestro país por parte de Argentina o de otros países de la región, así como la estabilidad de los precios. 4.2 Referencias bibliográficas Balance Energético Nacional, DNE, BP Statistical Review 2004 Gas Market Integration in the Southern Zone, BID, International Energy Outlook, U. S. Environmental Protection Agency, American Gas Association. U.S: Energy Information Administration 18