GAS NATURAL 1.- PANORAMA NACIONAL 1.1.- PRODUCCION MINERA. RESERVAS Y RECURSOS La producción nacional de gas natural creció en 1995 un 101% respecto al año precedente, gracias al comienzo de la explotación en el campo Albatros, en la plataforma continental de Vizcaya. Aún así, quedó muy lejos de los 1 535,5 Mm 3 obtenidos en 1989. El agotamiento de nuestros yacimientos es manifiesto a la vista del cuadro siguiente, que recoge la evolución de la extracción por provincias y campos durante el quinquenio último, en m 3 N. Provincias (campos) 1991 1992 1993 1994 1995p Vizcaya (Albatros) 317 374 908 Huelva (Marismas) 108 867 000 145 381 195 123 540 000 75 441 813 68 164 109 Burgos (Ayoluengo) 10 521 000 9 385 000 8 234 000 8 557 000 5 584 499 Tarragona (Casablanca) 2 408 000 3 143 000 2 388 000 2 242 000 Vizcaya (Gaviota) 1 207 268 000 1 074 750 991 509 648 000 120 853 569 25 141 596 TOTAL ( m 3 N) 1 329 064 000 1 232 660 186 643 810 000 207 094 382 416 265 112 Fuentes: Enciclopedia Nacional del Petróleo, Petroquímica y Gas 1996 y Estadística Minera de España La Estadística Minera de España recoge una pequeña producción de gas en los campos de Ayoluengo y de Casablanca, no considerada por la fuente citada en primer lugar. Los 416,3 Mm 3 extraídos en 1995 equivalieron a 363,35 ktep, significando el 1,2% de la producción nacional de energía primaria. Los campos marinos de Gaviota, que entraron en producción en 1986 y dejaron de producir en los primeros meses de 1995 por agotamiento de sus reservas, y Albatros, iniciado en 1995, son propiedad del consorcio REPSOL (70%), RIPSA (12%), Murphy Spain Oil Co.(9%) y Ocean Spain Oil Co.(9%), siendo REPSOL la empresa operadora. RIPSA (REPSOL Investigaciones Petrolíferas, SA) es la antigua ELF-Aquitaine de Investigaciones Petrolíferas, SA (que, a su vez, fue hasta 1976 la E.N. de Petróleos de Navarra, SA), adquirida en 1991 por REPSOL Exploración, SA. El campo terrestre de Marismas B1, C1 y C2 (Huelva), propiedad de REPSOL (50%), LOCS Oil Co. of Spain (25%) y TEREDO Oils Ltd. (25%), empezó a producir en 1990, siendo REPSOL la operadora. El yacimiento de Serrablo (Huesca) estuvo en producción por REPSOL (100%) desde 1984 hasta su agotamiento en 1990, habiéndose extraido un total de 972,659 Mm 3 N. En la actualidad está siendo acondicionado para su utilización como almacén de gas natural, perforándose en 1994 el pozo S-6 en Aurín e iniciándose el montaje de las instalaciones de compresión en Aurín y Jaca; durante 1994 se inyectaron 464 Mth en ésta y 994 en aquélla, y se extrajeron 703 y 318 Mth, respectivamente. Agotado el yacimiento de Gaviota, se inició inmediatamente su acondicionamiento como almacenamiento subterráneo de gas, habiéndose inyectado durante el año 100 Mth y extraído 212 Mth. Las reservas de gas natural estimadas a finales de 1990 ascendían a 7,5 Mtep (t equivalentes de 67
petróleo), de las que se han extraído en el quinquenio 1991-95 unos 6,9 Mtep, lo que confirma el agotamiento de los yacimientos actualmente en explotación. Como expectativas, cabe citar las prospecciones que se están llevando a cabo en la costa gallega, ya comentadas en el capítulo dedicado al petróleo. 1.2.- COMERCIO EXTERIOR DE MATERIAS PRIMAS MINERALES Las importaciones totales de gas natural efectuadas en 1995 ascendieron a 6 463 002 t, 793 074 t en estado gaseoso y el resto, licuado, con un un valor conjunto de 99 608,448 MPTA y un contenido energético de 84 631 Mth (12,090 Mtec = 8,463 Mtep). Estas cifras suponen unos incrementos del 14,4% en peso y del 11,2% en valor respecto al año anterior. Los países de procedencia fueron: Argelia, 61,9%; Libia, 17,4%; Noruega, 12,3%; Emiratos Arabes Unidos, 4,4% y Australia, 4%. Las exportaciones son prácticamente nulas. La práctica totalidad del gas natural es importada y comercializada por ENAGAS, SA (91% de Gas Natural SDG, SA y 9% del Instituto Nacional de Hidrocarburos), efectuándose la recepción en las plantas de regasificación de Barcelona y Palos de La Frontera (Huelva), desde las que se reparte por la red básica de gasoductos a los centros de consumo; la planta de Cartagena (Murcia) se encuentra parada y en mantenimiento desde enero de 1991, al cesar en su actividad su principal cliente, ENFERSA. La evolución de las compras externas de gas natural durante el pasado quinquenio, en millones de termias (Mth) y según países de procedencia, ha sido como sigue: Países 1991 1992 1993 1994 1995 Argelia 36 070 38 518 41 995 41 232 45 073 Libia 17 886 20 020 15 507 14 565 14 890 Noruega 1 853 10 221 14 084 Australia 412 5 754 2 932 Otros 1 344 7 652 TOTAL (Mth) 53 956 58 538 59 767 73 116 84 631 Fuente : Enciclopedia Nacional del Petróleo, Petroquímica y Gas 1995 Como puede apreciarse, en 1995 se intensificó la aportación de Argelia (53,2%) y de Noruega (16,6%) y se mantuvo la de Libia, aunque su peso bajó al 17,6%. 1.4.- ABASTECIMIENTO DE LA INDUSTRIA NACIONAL El consumo de gas natural durante 1995 fue de 81 044,1 millones de termias (8,104 Mtep), superior en un 16,3% al del año anterior, significando el 7,7% del consumo nacional de energía primaria. Puesto que la producción nacional aportó 3 264,7 Mth, la dependencia externa se situó en el 96%. La evolución reciente del consumo de gas natural canalizado según los principales sectores consumidores es la siguiente: Mercados 1991 1992 1993 1994 1995 Doméstico - comercial 11 244,6 12 451,8 13 971,6 13 976,2 15 283,4 Industrial 40 221,8 42 096,2 43 925,5 49 656,0 59 675,6 Centrales térmicas 1 797,2 2 375,5 406,4 623,6 755,8 Usos no energéticos 5 639,0 5 871,4 4 298,2 5 441,3 5 329,3 68
Total ( Mth) 58 902,6 62 794,9 62 601,7 69 697,1 81 044,1 Fuente : Enciclopedia Nacional del Petróleo, Petroquímica y Gas 1996 El consumo doméstico, estancado en 1993-94 en unos 14 Mth, creció un 9,3% en 1995, mientras que el industrial lo hizo en un 20,2%, suponiendo el 73,7% del consumo total; los usos no energéticos cayeron en un 2%, y la demanda para generación de electricidad en centrales térmicas subió un 21,2%, aunque sólo representó el 0,9% del consumo total de gas y el 2,2% de la producción eléctrica. El número total de abonados en 1995 al servicio de gas canalizado (incluído el manufacturado a partir de naftas o aire propanado, cuyas ventas supusieron 285,3 Mth) fue de 2 807 408, un 7,8% más que en el año precedente. Durante el año continuó el desarrollo de la estructura de transporte y distribución de gas, entrando en servicio 69,3 km más de gasoductos y 155,9 km de tuberías de suministro, de modo que a final de año la red básica nacional constaba de 2 750,5 km de líneas de transporte y 1 691,5 km de redes de distribución. En 1996 ENAGAS invertirá 65 000 MPTA en infraestructura gasista, destacando la terminación del gasoducto Argelia-Córdoba, que fue inaugurado oficialmente el 9 de diciembre de este año. El coste total ha sido de unos 1 880 M$, y su longitud es de 1 385 km, más 251 km de la conexión con Portugal. Desde el yacimiento de Hassi R Mel, y tras 530 km de recorrido, el gasoducto cruza la frontera con Marruecos en Ain Benimathar (estación de bombeo y mantenimiento), atraviesa 540 km de territorio marroquí hasta Tánger (nueva estación de bombeo y mantenimiento), salva el estrecho de Gibraltar con un tramo submarino de 45 km y entra en España por Algeciras, para enlazar en Córdoba, tras otros 270 km de tubería, con la red gasista ya existente y con el ramal en construcción que llevará el gas argelino hasta Portugal. 2.- PANORAMA MUNDIAL El consumo de gas natural subió en 1995 a 1 883,6 Mt de petróleo equivalente, un 2,5% más que el año anterior. La mejora fue generalizada en casi todas las áreas geográficas y en la mayoría de los países, con la excepción de la CEI, donde cayó un -4,7%. Los mayores avances se dieron en el resto de Europa (9,4%), sobre todo en los países del Este; Latinoamérica (8,1%), destacando Argentina (12,9%), Venezuela (9,2%) y Colombia (6%); Unión Europea (6,9%) y Asia (5,2%), particularmente en Corea del Sur (20,3%), Bangladesh (10,5%), Indonesia (9,6%) e India (8,5%). Aparte de la CEI, sólo Chile, Irlanda, Emiratos Arabes, Nueva Zelanda y Thailandia registraron recortes. La producción mundial de gas natural aumentó en 1995 hasta 1 908 Mtep (+1,5%), persistiendo la situación de sobreoferta, si bien reducida a 24,4 Mtep (41,3 Mtep en 1994). Los precios subieron entre un 4 y un 9% en Japón y Europa Occidental, pero descendieron en Estados Unidos. Las reservas totales a 31-12-1995 ascendían a 139,7x10 12 m 3, cifra inferior en 1,3 billones de m 3 a las existentes a la misma fecha del año anterior, pero suficientes para satisfacer la demanda mundial durante casi 65 años al presente nivel de producción. Las perspectivas de expansión del consumo de este combustible son muy favorables, ya que al ser menos contaminante que el carbón y los destilados del petróleo y menos peligroso que el uranio, resulta muy favorecido por las normativas de protección medioambiental, cada vez más restrictivas, que se vienen dictando en todos los países desarrollados. 2.1.- PRODUCCION MINERA La producción mundial de gas natural, expresada en tep, ascendió en 1995 a 1908 Mtep, un 1,5% más que el año precedente. Los mayores incrementos tuvieron lugar en Africa (9,3%, destacando 69
Argelia con un 13,6%), Iberoamérica (7,5%, sobre todo en Argentina, Colombia y Venezuela), Oriente Medio (5,7%) y Asia (4,5%), bajando en la CEI (-1,7%) y EEUU (-0,2%). En la Unión Europea, donde creció un 2,8%, los principales productores son, a gran distancia de los demás, Reino Unido y Países Bajos, con más de 59 Mtep cada uno, seguidos por Italia y Alemania (14-16 Mtep), Dinamarca, Irlanda, Francia y Austria (1-4,5 Mtep) y, finalmente, España y Grecia (< 0,4 Mtep). Iberoamérica aportó en 1995 el 4,7% de la producción mundial (4,4% en 1994), con importantes crecimientos en Argentina (13,9%), Venezuela (9,2%) y Colombia (6%), y menores en Brasil y México. PRODUCCION MUNDIAL DE GAS NATURAL ( Mtep ) 1991 1992 1993 1994p 1995e Reino Unido 45,7 46,4 54,6 58,9 64,4 Países Bajos 62,1 62,2 63,0 59,7 59,7 Italia 15,7 16,3 17,5 18,6 16,2 Alemania 13,2 13,4 13,4 14,0 14,5 Dinamarca 3,4 3,5 3,9 4,2 4,5 Irlanda 2,2 2,1 2,4 2,4 3,3 Francia 3,0 2,9 3,2 2,9 2,7 Austria 1,2 1,3 1,3 1,2 1,1 España 1,3 1,2 0,6 0,2 0,4 Grecia 0 0,1 0,1 0,1 0,1 Subtotal UE 147,8 149,4 160,0 162,2 166,9 Venezuela 19,7 19,5 23,1 24,9 27,2 México 23,6 22,9 24,7 25,3 26,1 Argentina 17,9 18,1 19,4 20,0 22,8 Colombia 3,9 4,0 4,2 4,1 4,4 Brasil 3,5 3,6 4,0 4,2 4,4 Bolivia 2,7 2,7 2,7 3,0 3,0 Otros 1,8 2,0 2,0 2,1 2,0 Subt. Iberoamérica 73,1 72,8 80,1 83,6 89,9 CEI 680,6 655,5 639,2 604,1 593,8 Estados Unidos 459,4 463,1 468,3 485,7 484,6 Canadá 94,8 104,5 112,9 122,3 131,2 Argelia 47,8 49,5 50,5 48,0 54,5 Indonesia 46,4 48,9 50,6 52,1 52,6 Arabia Saudí 28,8 30,6 32,3 33,9 35,6 Irán 23,2 22,5 24,4 28,6 31,8 Noruega 24,6 26,5 26,0 27,7 28,2 Australia 19,5 21,1 22,0 25,3 26,7 Malasia 18,3 20,5 22,4 23,5 26,1 Otros (1) 153,7 162,6 173,5 181,9 186,2 70
TOTAL 1 818,0 1 827,5 1 862,2 1 878,9 1 908,0 Fuentes: BP Statistical Review of World Energy, 1996; World Min. Statistics 1990-94,BGS p = provisional ; e = estimado (1) Incluye Trinidad, Rumania, Abu Dabi, Qatar, Egipto, Libia, Nigeria,Brunei, China, India, Japón, Pakistán y otros países menores. A nivel mundial, sólo Rusia (499,9 Mtep) y Estados Unidos tienen producciones en torno a 500 Mtep/a, acaparando entre los dos el 51,6% de la oferta mundial de 1995; junto con Canadá, son los tres únicos países que extraen anualmente más de cien millones de tep, sumando el 58,5% de aquélla. 2.2.- LOS PRECIOS El precio medio de importación fue en 1995 de 1,177 PTA/th cif Barcelona/Huelva, equivalente a 2,38 US$/MBtu, frente 1,22 PTA/th (2,3 US$/Mbtu) en el año precedente, lo que significó un abaratamiento del 3,5% en pesetas y un encarecimiento del 3,5% en dólares, diferencia ocasionada por la apreciación de nuestra divisa respecto a la moneda norteamericana. En el cuadro siguiente se recogen los precios medios calculados por British Petroleum en su informe estadístico anual, expresados en US$ por millón de Btu (1 MBtu = 252,075 termias). Como puede apreciarse, los precios medios cif en Japón y Europa aumentaron en 1995 el 9,4% y el 4,2%, respectivamente, en relación a los vigentes el año anterior, mientras que en Estados Unidos descendieron el 16,7% en cabeza de pozo y el 22,2% el importado. 1990 1991 1992 1993 1994 1995 - Licuado, cif Japón, $ / MBtu 3,6 4,0 3,6 3,5 3,2 3,5 - Natural, cif UE, $ / MBtu 2,8 3,2 2,8 2,5 2,4 2,5 - Natural, USA, cabeza de pozo, $ / MBtu 1,7 1,6 1,7 2,0 1,8 1,5 - USA, importado, $ / MBtu 1,9 1,8 1,8 2,0 1,8 1,4 Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 1996 71