Ing. GERARDO RABINOVICH Universidad de Belgrano

Presentación del tema: "Ing. GERARDO RABINOVICH Universidad de Belgrano"— Transcripción de la presentación:

1 Ing. GERARDO RABINOVICH Universidad de Belgrano
I Encuentro Latinoamericano de Economía de Energía REPUBLICA ARGENTINA – SITUACION ACTUAL Y PERSPECTIVAS DEL SECTOR ENERGETICO “Políticas Energéticas en América Latina: Integración o Nacionalismo” Ing. GERARDO RABINOVICH Universidad de Belgrano

2 Índice Matriz Energía en la Argentina
Evolución en el Corto Plazo: Petróleo, Gas Natural y Energía Eléctrica Evolución en el largo plazo Conclusiones

3 PARTICIPACION DE DISTINTAS FUENTES ENERGETICAS EN EL BALANCE DE ENERGIA PRIMARIA EN LA ARGENTINA
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación En los últimos 35 años el petróleo y el gas natural representaron casi el 90% de la energía primaria del país, aunque sus proporciones han variado sustancialmente.

4 Panorama energético Argentina
Evolución de la Producción de Energías Primarias (MTep) Petróleo y Gas Natural : 90% Tasa de crecimiento EP : 2,78% a.a.

5 Panorama energético Argentina
Fuerte crecimiento de la demanda de energía secundaria (DES) en el largo plazo PBI ,56% a.a. Elasticidad DES/PIB: 1,32 DES ,07% a.a.

6 Panorama energético Argentina Consumo por Sector (MTep)
Residencial y Comercial : 31 % Transporte: 31 % Industria : 26 % Agropecuario: 10 % Tasa de Crecimiento 1980 – 2005: 1,84 % Residencial y Comercial : 2,95 % Transporte : 0,97 % Industria : 1,02 % Agropecuario: 4,76%

7 Abundancia Relativa de Petróleo y Gas en Argentina
25 años 5 años R/P PETROLEO ,8 años R/P GAS NATURAL ,6 años Los recursos no renovables en Argentina son, en términos relativos, cada vez más escasos.

8 2 – Evolución en el Corto Plazo

9 Problemática del Petróleo - Reservas Reservas Probadas Petróleo (Mm3)
Luego de una caída continua desde el 2000, las Reservas Probadas de petróleo crecieron en 2006 ( 19 %), pero aún se mantienen en bajos niveles históricos. Actividad exploratoria muy limitada. En promedio 34 pozos/año entre 1999 y En 2005 Y 2006, ligero crecimiento a 61 pozos.

10 Problemática del Petróleo - Exploración
Cantidad de Pozos Exploratorios Cantidad de Pozos Totales Exploración Desarrollo Tendencia Exploración Fuente: Ing. Oscar VICENTE (Presentación en CARI – 2007)

11 Problemática del Petróleo - Producción
La producción de petróleo cae en forma ininterrumpida desde el año El año pasado (según datos provisorios) volvió a contraerse un 2,5% 1998 49.148 1,5% 1999 46.507 -5,4% 2000 44.678 -3,9% 2001 45.184 1,1% 2002 43.819 -3,0% 2003 42.986 -1,9% 2004 40.437 -5,9% 2005 38.541 -4,7% 2006 38.248 -0,8% 2007 37.302 -2,5% Fuente: Secretaría de Energía de la Nación

12 Problemática del Petróleo - Elaboración y Comercio Internacional Crudo y Derivados
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación Continua caída de la producción y de las exportaciones, impacto fiscal y capacidad máxima de procesamiento. Las refinerías locales pueden incrementar en forma muy marginal el procesamiento de petróleo crudo.

13 Problemática del Petróleo - Elaboración y Comercio Internacional Crudo y Derivados
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación y estimaciones propias Dic. 2007 Continúan en fuerte crecimiento las ventas al mercado interno de todos los combustibles líquidos con excepción de la nafta común (> 83 RON). Las ventas del gas oil crecieron el 7,2%, las naftas especiales el 20%, y el fuel oil casi el 50%. La nueva demanda que presiona sobre los líquidos es la generación de energía eléctrica, y la escasez de gas natural y gas oil impulsan las ventas de naftas de alto octanaje.

14 Problemática del Petróleo - Elaboración y Comercio Internacional Crudo y Derivados
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación y estimaciones propias Dic. 07 Fuente: Secretaría de Energía de la Nación y estimaciones propias Dic. 07 Fuerte presión sobre el comercio internacional de gas-oil.

15 Problemática del Gas Natural - Reservas
Reservas Probadas Gas Natural (MMm3) Fuente: Secretaría de Energía de la Nación Caída de Reservas Probadas Gas Natural en 2005 – 19% (439 mil millones de m3). Ligera Recuperación en 2006 (446 mil millones de m3)

16 Problemática del Gas Natural - Producción
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación La producción de gas natural se estancó a partir del año 2004 y cayó el año pasado.

17 Problemática del Gas Natural – Demanda Interna
Fuente: ENARGAS y estimaciones propias La tasa anal acumulada de la demanda del mercado interna de gas natural creció el año pasado un 5,5%. El consumo promedio anual en 2006 fue cercano a los 106 millones de m3/día. La tasa de crecimiento del consumo interno de gas creció entre 2002 y 2007 a un ritmo anual del 6,5%.

18 Problemática del Gas Natural – Exportaciones e Importaciones
Fuente: ENARGAS y estimaciones propias Las exportaciones constituyen la variable de ajuste entre una demanda creciente y la producción estancada y en ligera declinación. Como consecuencia se redujeron el año pasado a menos de un tercio de los dos años precedentes. El promedio de las importaciones procedentes de Bolivia durante el año 2007 fue de 4,4 millones de m3/diarios. La tendencia indica la necesidad de incrementar las importaciones mientras que las exportaciones tienden a alcanzar un mínimo operativo.

19 Problemática del Gas Natural – Demanda y Transporte
Las curvas de demanda de gas natural se van deformando, se aplanan al no poder satisfacer la demanda invernal, y crece la demanda estival como consecuencia de la necesidad del sector eléctrico.

20 Problemática del Gas Natural – Demanda y Transporte
TOTAL:128,3 Mm3/día Cuenca NOA Capacidad Gasoducto Norte: 24,3 Mm3/día Capacidad Gasoducto Centro Oeste : 32,8 Mm3/día City Gate Buenos Aires Cuenca Neuquina Capacidad Gasoducto San Martín: 28,2 Mm3/día Capacidad Gasoducto NEUBA 1: 14,1 Mm3/día; Capacidad Gasoducto NEUBA 2: 28,9 Mm3/día Cuenca Austral

21 Problemática del Gas Natural – Demanda y Transporte
En caso que hubiera existido disponibilidad de gas, el transporte hubiera sido el cuello de botella del sector. Ello permite calcular que hoy existe una demanda insatisfecha de 35 millones de m3/día en el pico invernal

22 Problemática del Gas Natural – Demanda y Transporte
Crecimiento de la demanda: 6% anual. Producción: No crece desde el año 2004 Redistribución Prioridad Mercado Interno Variable de Ajuste: Exportaciones

23 Problemática del Gas Natural – Demanda y Transporte
Al interior de la Demanda Interna también se opera una Redistribución de los volúmenes entregados clara a partir de 2007donde se prioriza el sector Residencial y el abastecimiento a Centrales Eléctricas y se restringe a la industria y al GNC

24 Problemática del Gas Natural
El sistema de gas natural presenta dos cuellos de botella concurrentes La producción local no es suficiente para abastecer la demanda interna y los compromisos de exportación. La tendencia indica que en los próximos años tampoco podrá satisfacer el consumo interno si se mantienen las tasas de crecimiento de los últimos años. El sistema de transporte de gas natural es insuficiente para atender adecuadamente la demanda interna. Ello produce restricciones al consumo que están siendo volcadas sobre el consumo de la industria y de la generación de electricidad. Para satisfacer el consumo interno de gas natural en los próximos años, la Argentina deberá recurrir en forma creciente a la importación. El proveedor más cercano es Bolivia, por lo que resulta estratégico acceder a esos recursos de una forma sustentable en el largo plazo.

25 Evolución Contrato de Gas Argentina - Bolivia

26 Problemática del Gas Natural
La insuficiencia de gas natural, presiona fuertemente sobre la demanda de combustibles líquidos y en particular sobre el gas oil para la generación de energía eléctrica. Ello genera un efecto en cadena sobre el gas oil, las naftas, y la energía eléctrica. El acceso a los recursos de gas natural más cercanos no será suficiente en el mediano plazo, de continuar la tasa de crecimiento de la demanda en los niveles de los últimos años, por lo que será necesario pensar en abastecimientos más lejanos en forma de Gas Natural Licuado (GNL), hacia mediados de la próxima década. Ello implicará de alguna forma un alineamiento de los precios internos con los precios internacionales. Esta situación amenazante obliga a repensar nuestra matriz energética en el largo plazo, y recurrir masivamente a desarrollos tecnológicos eficientes en energía y a introducir el hábito del ahorro energético en todos los niveles del consumo.

27 POTENCIA NOMINAL INSTALADA POR SISTEMA 2005 - MW
Problemática de la Energía Eléctrica – Capacidad Instalada POTENCIA NOMINAL INSTALADA POR SISTEMA MW Fuente: Secretaría de Energía de la Nación “Informe del Sector Eléctrico 2005 (Parte 2) EVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA MEM - MW Fuente: CAMMESA La capacidad instalada en el MEM se incrementó un 7,5% entre 2001 y 2006.

28 GENERACION POR TIPO (GWh)
Problemática de la Energía Eléctrica – Generación GENERACION POR TIPO (GWh) Fuente: CAMMESA y estimaciones propias La Generación de energía se incrementó casi un 4% el año pasado pese a las severas restricciones del invierno. Desde el año 2005, la tasa de crecimiento anual es del 7,5%. EVOLUCION DE LA DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA Fuente: CAMMESA y estimaciones propias La Demanda de Potencia Máxima se incrementa a razón de MW por año, lo que obliga a incorporar todos los años esta capacidad.

29 Problemática de la Energía Eléctrica – Restricciones
CALULO DE LA POTENCIA FIRME EN EL MEM - MW Nota: Indisponibilidad TV: 30%; CC y TG: 18%; Hidráulicas: Potencia firma año hidrológico medio La capacidad instalada no es suficiente para satisfacer la demanda máxima actual del Sistema en condiciones de hidraulicidad media y disponibilidad del parque térmico en niveles de alta eficiencia. El Sistema opera sin Reserva en muchos momentos del año. En el invierno de 2007 los faltantes se han cubierto con importaciones desde Brasil (1.000 MW) y Uruguay y restricciones, con un máximo de MW a la industria durante el pico de Julio y Agosto entre las 16 horas y las 24 horas

30 COMPOSICION DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA 13.185 MW - 1992
Problemática de la Energía Eléctrica – Evolución del Parque de Generación COMPOSICION DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA MW 8% 37% 43% 12% Total Térmico: 49 %

31 COMPOSICION DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA 24.029 MW - 2006
Problemática de la Energía Eléctrica – Evolución del Parque de Generación COMPOSICION DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA MW 4% 26% 41% 19% 9% Total Térmico: 54%

32 Energía Eléctrica Nuevos Proyectos de Generación 2008 - 2011
POTENCIA TOTAL NUEVA : MW GN y GO: MW Nuclear: MW Carbón: MW Hidráulico:1.120 MW

33 Energía Eléctrica 6% 28% 36% 16% 14% Total Térmico: 58%
COMPOSICION PROBABLE DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA MW 6% 28% 36% 16% 14% Total Térmico: 58% Esquema de expansión de emergencia, incrementa la participación Térmica en la Oferta de Energía Eléctrica.

34 Consumo de Gas Oil para Generación de Energía Eléctrica
Proyección estimada Hipótesis: Rendimiento TG 35%; Factor de funcionamiento: 25% Rendimiento CC 60%; Factor de funcionamiento: 80% La demanda total de Gas Oil en 2010 alcanzaría los 17 millones de m3, empujada por las necesidades del sector eléctrico

35 La cuestión de los Precios
Actualmente rige en la Argentina una estructura de precios de la energía en el Mercado Eléctrico que discrimina en función del tipo de usuario: El resultado como remuneración a los generadores en el año 2006 dio un precio en el Mercado Spot de 30 u$s/MWh, mientras que el mercado estabilizado en el que compran las empresas Distribuidoras dio como resultado. Actualmente Brasil y Chile están licitando potencia para el año 2010 con ofertas que rondan los 60 u$s/MWh

36 La cuestión de los Precios
El resultado como remuneración a los generadores en el año 2006 dio un precio en el Mercado Spot de 30 u$s/MWh, mientras que el mercado estabilizado en el que compran las empresas Distribuidoras dio como resultado. Actualmente Brasil y Chile están licitando potencia para el año 2010 con ofertas que rondan los 60 u$s/MWh A esto hay que agregar el incremento debido al descongelamiento de las tarifas de empresas Distribuidoras y Transportistas de energía eléctrica, que se prevé comenzará a concretarse a partir del año próximo. Los incrementos por estos conceptos podrían incidir en un aumento de entre el 15% y el 20% en las facturas a usuarios finales.

37 La cuestión de los Precios
En el Mercado del Gas se produce una situación similar, el precio del gas de referencia en cuenca Neuquina que se permite que las Distribuidoras transfieran a tarifa es de 0,5 u$s/Mbtu. Fuente: ADIGAS Comparación Internacional de Precios de Gas para Clientes Residenciales e Industriales a Septiembre de 2006

38 La cuestión de los Precios
En el ámbito del MERCOSUR la situación es similar: Fuente: ADIGAS Comparación Internacional de Precios de Gas para Clientes Residenciales e Industriales a Septiembre de 2006

39 3 – Evolución en el Largo Plazo

40 Régimen Legal - Biocombustibles
Ley Régimen de Regulación y Promoción para la Producción y Uso Sustentable de Biocombustibles prevé: Mezclado de Biocombustibles con Combustibles Fósiles Todo gas oil o diesel oil comercializado en el país deberá ser mezclado con “biodiesel” en un porcentaje del 5% como mínimo a partir del año 2010. Todo combustible líquido caracterizado como nafta comercializado en el país deberá ser mezclado con “bioetanol” en un porcentaje del 5% como mínimo a partir del año 2010.

41 Régimen Legal – Fomento Energias Renovables
Ley Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía prevé: lograr una contribución de las fuentes de energía renovables hasta alcanzar el OCHO POR CIENTO (8%) del consumo de energía eléctrica nacional, en el plazo de DIEZ (10) años a partir de la puesta en vigencia del presente régimen (2018); Fuentes de Energía Renovables: son las fuentes de energía renovables no fósiles: energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, hidráulica (hasta 30 MW), biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración y biogás (se exceptúan los biocombustibles); Régimen de Inversiones promocional Subsidios (0.015 $/kWh para todos menos solar que se le asigna 0,9 $/kWh).

42 Tasa de crecimiento de la demanda: 4% anual acumulado
Energía Eléctrica IMAGINANDO EL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA – 2018 POTENCIA INSTALADA MW 8% 6% 21% 16% 41% 7% TOTAL PARQUE TERMICO: 44% Tasa de crecimiento de la demanda: 4% anual acumulado

43 IMAGINANDO EL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA QUE IMPLICA DESDE AHORA?
Energía Eléctrica IMAGINANDO EL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA QUE IMPLICA DESDE AHORA? Construir MW en Ciclos Combinados; MW en Turbinas de Vapor; MW en Centrales Hidroeléctricas MW en Centrales Nucleares; MW en Centrales con Energías Renovables Casi MW nuevos con una inversión promedio de alrededor de Millones de u$s al año durante los próximos diez años solo en Generación. Amplio margen para concretar Proyectos de Integración Regional: Centrales Hidroeléctrica Garabí (Brasil) y Corpus (Paraguay);

44 4 – Conclusiones y Agenda

45 CONCLUSIONES El modelo energético argentino está agotado. Se hace necesario plantear un nuevo modelo que haga frente a los desafíos planteados. El desarrollo en base a la penetración continua del gas natural ya no es sustentable. Es necesario implementar reformas profundas para lograr un abastecimiento energético sustentable El paradigma energético de la Argentina ya está cambiando: esto implica que de un concepto de abundancia relativa del recurso gas natural a precios bajos, pasamos a un recurso escaso con precios crecientes en un plazo previsible.

46 CONCLUSIONES Las amenazas en el corto plazo son concretas, la seguridad de abastecimiento está comprometida. El sector energético no es capaz de asegurar la demanda en primer lugar del usuario industrial y luego del resto de los usuarios. Existe un notorio desequilibrio de precios de la energía con los países del MERCOSUR, pero también al interior de la estructura de precios del sector energético que alienta consumos irracionales. En los próximos dos a tres años se produce un “gap” entre oferta y demanda que no se conoce como se irá a cubrir. Existe incertidumbre sobre precios y proveedores. Las empresas industriales o grandes usuarios, deberían incorporar estructuras que gestionen el abastecimiento de energía para sus consumos, previendo que los proveedores existentes no estarán siempre en condiciones de satisfacerla.

47 Agenda Estratégica Argentina debe restablecer las capacidades técnicas del sector público para el manejo estratégico de los recursos energéticos: creación del Ministerio de Energía; unificación de los Entes Reguladores en un Ente Unificado de la Electricidad y el Gas; creación del Consejo de Política Energética interministerial; Implementar en forma institucional la Planificación Estratégica como un rol indelegable del sector público. Garantizar el abastecimiento energético con visión regional; Profundizar los acuerdos de integración energética en el ámbito del MERCOSUR ampliado