V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad

Presentación del tema: "V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad"— Transcripción de la presentación:

1 V Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad
Integración Energética - Los Emprendedores Ing. Silvio Resnich

2 EL MUNDO: MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIA
Año 2002: Total Mundial: ,9 Millones de TEP NUCLEAR (6,7%) CARBON (22,6%) RENOVABLES (12,3%) HIDROELECTRICA (2,2%) La Matriz Energética Primaria del Mundo para el año 2002 totaliza unos ,9 Millones de TEP, y nos muestra una importante presencia de los combustibles no renovables, con una participación del petróleo que alcanza al 35,5%, siguiéndole el carbón mineral con un 22,6% y el gas natural con el 20,7%. Por su parte, la energía nuclear tiene una participación del 6,7%, la hidroelectricidad un modesto 2,2%, y debe destacarse que otras fuentes de energía primaria renovables, como la éólica, la geotérmica, la solar, la leña, y otras energías alternativas, totalizan un 12,3%. GAS NATURAL (20,7%) PETROLEO (35,5%) Fuente: IEA Statistics – Energy Balances

3 ARGENTINA: MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIA
Año 2003: Miles de TEP PETROLEO (37,60%) HIDROELECTRICA (5,25%) NUCLEAR (3,19%) OTRAS (5,55%) La Matriz Energética Primaria de la República Argentina, para el año 2003, nos muestra una elevada participación del gas natural que alcanza al 48,40%, siguiéndole el petróleo con el 37,60%, la hidroelectricidad con el 5,25%, la energía nuclear con un 3,19% y otras fuentes de energía primaria, como el carbón, la leña, el bagazo y otras energías alternativas, que totalizan un 5,55%. GAS NATURAL (48,40%) Fuente: Secretaría de Energía - IAPG

4 ARGENTINA: MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIA
Año 2003: Miles de TEP HIDROELECTRICA (5,25%) HIDROCARBUROS (86,0%) NUCLEAR (3,19%) OTRAS (5,55%) Si mostramos la misma figura uniendo el petróleo y el gas bajo el genérico de hidrocarburos, podremos observar que la energía primaria que se consume en el país es altamente dependiente de los hidrocarburos –fuente de energía no renovable- con una participación del 86,0%. Ello nos indica que se deberá poner mucha atención en ese importante sector de la Matriz Energética Primaria, hasta tanto se pueda producir una modificación en su composición. Es interesante señalar que la mayoría de los “gurúes” que expusieron en el reciente Congreso Mundial de Energía desarrollado en Sidney (Australia), pronosticaron un crecimiento de la energía nuclear a nivel mundial, aunque consideraron que los hidrocarburos seguirán teniendo preponderancia por muchos años. Fuente: Secretaría de Energía - IAPG

5 ARGENTINA: PETRÓLEO Evolución de Producción y Reservas de Petróleo Producción de Petróleo por Pozo y Número de Pozos en Actividad Producción Millones de m3 Producción m3/día x pozo Reservas Millones de M3 Nº de Pozos Si analizamos, para el caso de la República Argentina, la evolución de la producción y reservas de petróleo durante la última década, vemos que ambas habían crecido significativamente, salvo por el estancamiento de la producción en 1998 y la disminución en 1999 por causa de la caída de los precios internacionales, y no obstante que dichos precios volvieron a crecer de manera extraordinaria, la producción de petróleo disminuyó un 17,3% entre 1998 y 2004, cayendo desde 49,15 hasta 40,64 MM m3. Por su parte, las reservas llegaron al máximo de unos 488 MMm3 en 1999 y los datos correspondientes al año 2004 las ubican en casi 394 MMm3, lo que significa una reducción del 19,3% respecto a 1999, registrándose una relación reservas/producción que alcanza –al nivel de consumo actual y sin nuevos descubrimientos- a unos 9,7 años. En el segundo cuadro tenemos cifras de los pozos en producción, que en 2004 totalizaron más de , con los cuales obtenemos la producción media por pozo, que venía creciendo desde 1990 y se había estancado a partir de 1995 en menos de 10 m3/día - pozo, cayendo a partir de 1999 y registrando unos 6,5 m3/día - pozo en En conclusión, disminuyeron las reservas y la productividad por pozo, signo evidente de una creciente madurez de los yacimientos y la falta de incorporación de nuevos descubrimientos. Fuente: Secretaría de Energía - IAPG

6 ARGENTINA: REPOSICIÓN DE RESERVAS DE PETRÓLEO
Período 1993 – 2004 – En MM de m3 RESERVAS REPOSICION PRODUCCION RESERVAS – 320,75 596, , ,97 MM de m3 Este cuadro es sumamente instructivo y categórico respecto a la incorporación de reservas desarrollada desde 1993 a la fecha. La primera columna muestra que las reservas comprobadas de petróleo en 1992 eran de 320,75 Millones de metros cúbicos, siguiendo con que entre 1993 y 2004 se incorporaron por 596,27 Millones de metros cúbicos, y se produjeron 523,05 Millones de metros cúbicos, quedando un remanente de reservas de unos 393,97 Millones de metros cúbicos a fines de 2004. Demás está decir que dicha reposición se logró con importantes inversiones en exploración, en aplicación de nuevas tecnologías para aumentar el factor de recuperación de petróleo, y en instalaciones para poder extraer y movilizar el doble del volumen que se manejaba en 1992, y más aún si consideramos que para producir más de 40 MMm3 de petróleo en 2004 se tuvieron que extraer unos 288,4 MMm3 de agua. Al respecto, queremos recordarles que del petróleo que se encuentra en el subsuelo se recupera en el Mundo con la tecnología actual alrededor del 35%, que se podría elevar al 50% con la aplicación de recuperación terciaria, y algunos más optimistas estiman poder alcanzar el 65% con tecnologías aún más sofisticadas y onerosas. Esto último debería alentarnos a aplicar esas técnicas, por cuanto por cada punto de aumento del factor de recuperación se estarían incorporando entre 50 y 60 MMm3 de nuevas reservas. RESERVAS PRODUCCION REPOSICION

7 ARGENTINA: GAS NATURAL 1992 – 2004
Reservas Comprobadas y Relación Reservas - Producción Producción Anual Mil Millones de m3 Mil Millones de m3 Rel. Res./ Prod. Años Por otro lado, el gas natural ha ido paulatinamente ganando importancia en el abastecimiento de las necesidades energéticas de la Argentina, especialmente a partir de la privatización de la distribución y el transporte ocurrida en los últimos días de El país ha logrado así desarrollar una muy importante industria gasífera comparada a nivel internacional. Según las cifras que se presentan en el primer cuadro, entre 1992 y 2004 la producción de gas natural pasó de unos 25 Mil a más de 52 Mil MM m3, lo que significa un aumento superior al 100%. Cabe destacar que la importante demanda de 2003 y 2004 está influenciada por el gran crecimiento del gas industrial y del GNC impulsado por las diferencias de precios con los combustibles líquidos, y en especial con las motonaftas. La privatización del “downstream” del gas natural también trajo el creciente interés de los productores en explorar y desarrollar reservas de gas que antes carecían de atractivo comercial. Es así como las reservas comprobadas aumentaron entre 1992 y 2000 de unos 540 Mil hasta más de 777 Mil MM m3, lo que representa un incremento de más del 44%, que aseguraba la provisión de gas al nivel de consumo de entonces por unos 17,2 años. Según los datos del año 2004 las reservas cayeron hasta algo más de 553 Mil MMm3, o sea un 28,8% menores al año 2000, Ello se atribuye en gran parte al retraso de los precios del gas en boca de pozo y a la consiguiente falta de inversiones en exploración, registrándose una relación reservas/producción que alcanza –al nivel de consumo actual y sin nuevos descubrimientos- a 10,6 años. Fuente: Secretaría de Energía - IAPG

8 ARGENTINA: REPOSICIÓN DE RESERVAS DE GAS
Período 1993 – 2004 – En MMM de m3 RESERVAS REPOSICION PRODUCCION RESERVAS – 540, , , ,43 MMM de m3 Con este cuadro podemos evaluar también la importante incorporación de reservas de gas natural desarrollada desde 1993 a la fecha. La primera columna muestra que las reservas comprobadas de gas natural en 1992 eran de más de 540 Mil Millones de metros cúbicos, que entre 1993 y 2004 se incorporaron reservas por casi 491 Mil Millones de metros cúbicos, y se produjeron unos 478 Mil Millones de metros cúbicos, quedando un remanente de 553 Mil Millones de metros cúbicos a fines de 2004. Es dable destacar que, además de las inversiones propias en el sector del upstream, como consecuencia del crecimiento de la demanda debemos considerar las realizadas en la expansión de capacidad de los grandes gasoductos troncales y los sistemas de distribución del gas natural en las principales ciudades del país. RESERVAS PRODUCCION REPOSICION

9 ARGENTINA: POTENCIAL EXPLORATORIO
OCEANO ATLANTICO 200 Mts. Cuencas Sedimentarias Cuencas Productivas: Km2 (32 %) Cuencas No Productivas: Km2 (68%) Total Cuencas: Km2 En efecto, en los Km2 (continente + plataforma) se han definido 24 Cuencas Sedimentarias prospectables para hidrocarburos. Estas Cuencas cubren, hasta la isobata de 200 metros de agua, una superficie de Km2, de los cuales: más de Km2 (79%) se localizan en el continente y unos Km2 (21%) en la plataforma marítima. De las 24 Cuencas Sedimentarias, 5 se prolongan en la plataforma continental y 6 se extienden íntegramente en ella. Cinco Cuencas continentales son actualmente productoras de hidrocarburos, y una de ellas también es productora en la plataforma continental. Las Cuencas productivas alcanzan el 32% del total útil prospectable, mientras que la superficie carente de exploración en las Cuencas no productivas abarca el 68% restante. Como dato de interés, según las últimas publicaciones consensuadas en la Comisión de Exploración y Desarrollo del IAPG, se han incorporado nuevas cuencas y subcuencas, extendiendo las del Mar Argentino hasta el talud continental como límite económico exclusivo, con lo cual la superficie total de las cuencas sedimentarias supera hoy los Km2. Cuencas On Shore: km2 (79 %) Cuencas Off Shore ( hasta 200 mts. ): km2 ( 21%)

10 Areas con Potencial Exploratorio:
ARGENTINA: POTENCIAL EXPLORATORIO Riesgo Exploratorio OCEANO ATLANTICO 200 Mts. Cuencas Productivas Areas Bajo Riesgo: Km2: 3,0% Areas Mediano Riesgo: Km2: 6,0% Areas Alto y Muy Alto Riesgo: Km2: 23,0% Cuencas Improductivas Areas Muy Alto Riesgo: Km2: 68% Si vemos el Mapa de las Cuencas Sedimentarias de la Argentina con un criterio geológico basado en la calificación de las áreas por el grado de riego minero, llegamos a la conclusión que solo el 3,0% de la superficie total corresponde a Lotes de Explotación que pueden calificarse como Areas de Bajo Riesgo, y que la mayor parte del territorio, tanto en las Cuencas Productivas como en las No Productivas, está cubierto por las áreas de Alto y Muy Alto Riesgo o de Frontera, que cubren casi de Km2, o sea más del 90% de la superficie potencialmente prospectable. Pero ese potencial debe ser confirmado mediante el registro de sísmica y la perforación de pozos exploratorios, lo que podría dar lugar a la definición de nuevos recursos hidrocarburíferos, que –a su vez- podrían llegar a convertirse en reservas si resultan comercialmente explotables. Areas con Potencial Exploratorio: Km2 (91%)

11 EVOLUCION DEMANDA MAXIMA
Demanda Máxima Histórica del SADI: MW (16 de febrero de 2006)

12 PLAN FEDERAL I DE ENERGIA

13 OBRAS HABILITADAS Res.SE 01/03 - E.T.Alicura-Transformador Trifásico 150 MVA Res.SE 01/03 - E.T.Bahía Blanca - Instalación Capacitores 2X50 MVA Res.SE 01/03 - E.T. Cerrito - Ampliación Servicios Auxiliares Res.SE 01/03 - E.T.Hénderson - Instalación 2do. Transformador 300 MVA Res.SE 01/03 - E.T.Rosario Oeste - Instalación de Capacitores 3X45 MVA Res.SE 01/03 - E.T.Romang - Transformador Trifásico de 150 MVA Reserva Res.SE 01/03 - E.T.Planicie Banderita - Incorporación de un Interruptor 500KV Res.SE 01/03 - E.T.Olavarría - Instalación Reactor de Barras 150 MVA Res.SE 01/03 - E.T. Resistencia - Modificación de Conexión de Reactor de Barra Res.SE 01/03 - Línea Rosario Santo Tomé - Reemplazo Bobina Onda Portadora Res.SE 01/03 CH Río Grande-Reparación Transformador 440/220 MVA Res.SE 01/03 LAT Embalse - Almafuerte - Reactancias de Acoplamiento Res.SE 01/03 - E.T.Resistencia - Instalación 4 Capacitores 25 MVA Res.SE 01/03 - E.T.Paso de la Patria - Instalación 2 Capacitores 30 MVA GEEAC-ABB- E.T. Choele Choel-Olavarría - Ampliación Banco de Capacitores Si hablamos de las inversiones directas en el aseguramiento de la calidad de servicio y las expansiones de las redes de transmisión en el país, la cifra es esta, aproximadamente 1350 millones de U$S, el dato de la inversión promedio anual solo es ilustrativo para tener una idea de cuanto deberíamos invertir año a año para preservar la calidad y la infraestructura en vistas a afrontar el crecimiento normal de la demanda. Demás está decir que en las actuales condiciones macroeconómicas y de ingreso de las empresas del sector, y nos atreveríamos de todo el sector eléctrico, esta cifras son imposible de alcanzar, inclusive cifras menores también.

14 NUEVAS OBRAS ACTIVAS E.T. Santo Tomé - Instalación 1 Capacitores 50 MVA E.T. Romang - Instalación 3 Capacitores 15 MVA LAT Cnel.Elía / Rodríguez - Reparación Bases de Línea E.T. Almafuerte - Ampliación de la E.T.500/132 kV E.T. Ezeiza - Instalación Sistema Doble Interruptor E.T. Campana - Ampliación Menor E.T. Rosario Oeste - Ampliación de la E.T.500/132 kV E.T. Ramallo - Ampliación de la E.T.500/220/132 kV E.T. Campana - Ampliación de la E.T. 500/132/13,2 kV. E.T. EZEIZA - Transformador de Reserva 250MVA ET ARROYO CABRAL en la Pcia de Córdoba

15 RED ELÉCTRICA Y CRECIMIENTO ECONÓMICO
Se debe trabajar muy duramente en las obras de infraestructura que hacen falta: las energéticas tienen poca incidencia en el PBI pero sin ellas el País no avanza. Es preciso desarrollar proyectos de generación y transporte con valores cercanos a los 1000 MW cada año, fomentados a través de capitales mixtos. CRECER AL 5% ANUAL EN UN LAPSO DE 10 AÑOS

16 INTERCONEXIONES EN AMERICA LATINA
Ing. Silvio Resnich

17 INTERCONEXIONES EN LA REGIÓN
Ing. Silvio Resnich Capacidad de Interconexión entre países (MW) Datos Proyecto CIER - 07 Países Operat. Pry-Cons Col - Ven Col - Ecu Bra - Ven Ecu - Per Bra - Par Arg - Par Arg - Bra Arg - Uru Bra - Uru Chi - Per Arg - Chi 336 33 200 6,370 880 1,050 2,060 70 260 250 300 10 800 Total 10,903 1,620 11% de la demanda de América del Sur

18 ALTA COMPLENTARIEDAD EN AMERICA DEL SUR
MERCADO ELECTRICO REGIONAL Cuencas Hidrológicas Husos Horarios A períodos de sequía en una región corresponden períodos de abundancia en otra, donde la energia se vierte o baja sus valores. Permiten que los distintos sistemas tengan los picos de demanda en distintos momentos de manera que se podría optimizar el uso de la dotación de la generación Ing. Silvio Resnich

19 INTEGRACIÓN ENERGÉTICA
Conviene a todos los países, pues además de utilizar racionalmente los recursos naturales existentes, permitiría realizar ahorros de inversión, y mejorar la calidad y seguridad del abastecimiento. Adecuar las normas regulatorias para eliminar barreras a la exportación-importación de energía, favorecer la realización de contratos a término, los intercambios spot y de esa manera ampliar el mercado. Se requieren decisiones políticas que permitan continuar con la integración de mercados, alentar las inversiones y producir economías de escala.

20 Acuerdos establecidos para el desarrollo de los mercados
SIEPAC Tratado Marco del Mercado Centroamericano Regula el Mercado Eléctrico Regional -MER, el cual entró en funcionamiento en Octubre/02 con Reglamentos de Operación y Comercialización transitorios. Crea el operador (EOR) y el regulador regional (CRIE). Actualmente sus funciones son realizados por el OMCA (EL Salvador) y la CRIE (Guatemala), con carácter transitorio mientras se define la normativa final Se avanza la construcción de la línea SIEPAC (2006) R. Andina MERCOSUR Decisión CAN 536 de 2002 Establece el marco legal para los intercambios de energía En Marzo/03 se inicia el esquema de transacciones internacionales de electricidad -TIE´s entre Colombia y Ecuador sobre la base de un acuerdo operativo y comercial Se avanza la construcción de la interconexión Perú - Ecuador Decisión CMC 10 de 1998 Memorándum de entendimiento relativo a los intercambios eléctricos e integración eléctrica en el Mercosur Establece los principios de simetrías mínimas para garantizar el libre comercio de energía eléctrica en la región de acuerdo con legislación vigente en cada Estado Parte

21 LA CONSOLIDACIÓN DE LOS MERCADOS ELÉCTRICOS REQUIERE
R. Andina Mercosur Incorporación de Bolivia y Venezuela a la Decisión CAN 536 Interconexión Perú - Bolivia Refuerzo de los enlaces de interconexión Establecer operador, administrador y regulador regional Normatividad orientada a la optimización regional de recursos Armonización de marcos regulatorios nacionales Acuerdos operativos y comerciales Establecer operador, administrador y regulador regional Inversión anual en infraestructura 216 MUSD Inversión anual en infraestructura 1,100 MUSD SIEPAC Definir la normatividad final para el Mercado (MER) Puesta en operación de la línea de interconexión SIEPAC Ing. Silvio Resnich

22 INTERCONEXIONES EN AMÉRICA LATINA
Fuente: Olade Interconexión Cuestecitas-Cuatricentenario 1992 (230kV) Venezuela Colombia Ecuador Perú Interconexión Zulia - La Fría 1969 (115kV) Interconexión Cúcuta-San Antonio del Táchira 1964 (13.8 y 34.5kV) Interconexión Arauca-Guasdualito 1975 (13.8kV) Interconexión Santa Mateo-El Corozo (230kV) Interconexión Santa Elena- Boa Vista 2000 (230kV) en construcción Interconexión Ipiales-Tulcán 1998 (138kV) Interconexión Eléctrica Pasto - Quito 2003 (230kV) Ing. Silvio Resnich

23 Interconexión Eléctrica Tufiño-Chiles-Cerro Negro
INTERCONEXIONES EN AMÉRICA LATINA Fuente: Olade Gasoducto Colombia - Panamá (estudio) Gasoducto Venezuela - Colombia (estudio) Venezuela Colombia Ecuador Venezuela Interconexión Eléctrica Ecuador - Perú (2005) Gasoducto Colombia - Ecuador (estudio) Campo Geotérmico Binacional Tufiño-Chiles-Cerro Negro Perú Interconexiones futuras Ing. Silvio Resnich

24 INTERCONEXIONES EN AMÉRICA LATINA
Fuente: Olade Hidroeléctrica Yacyretá 3,000 MW (1994) Interconexión Paso de los Libres - Uruguaiana 132kV (1995) Hidroeléctrica Itaipú 12,600 MW (1984) Interconexión Paso de Sico - Atacama 345kV (1999) ARGENTINA BOLIVIA BRASIL PARAGUAY URUGUAY CHILE Interconexión Posadas - Encarnación 66kV Interconexión El Dorado - Mariscal López 132kV Interconexión Clorinda - Guarambaré 220kV (1994) Interconexión Acaray - Foz de Yguazú 132kV Interconexión Vallemí - Puerto Murtinho 23kV Interconexión Pedro Caballero - Ponta Pora 69kV Interconexión Chuy - Chui 15/13.8kV Hidroeléctrica Salto Grande 1,890 MW (1979) Interconexión Concepción del Uruguay - Paysandú 150kV

25 INTERCONEXIONES EN AMÉRICA LATINA
Fuente: Olade Hidroeléctrica Alta Cuenca del Río Bermejo y Río Tarija 260MW BRASIL BOLIVIA Hidroeléctrica Corpus 4,608 MW PARAGUAY CHILE Hidroeléctrica Garabí 1,800 MW Hidroeléctrica Yacyretá (subir cota) Proyecto Interconector 500kV Interconexión Uruguay - Brasil (230 o 500kV) Interconexión El Pachón - Los Pelambres 220kV ARGENTINA URUGUAY Interconexiones futuras

26 ANTECEDENTES DE LAS INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS EN EUROPA

27 LAS INTERCONEXIONES INTERNACIONALES: UNA REALIDAD CON MUCHA HISTORIA
Finlandia-Suecia 220 kV Finlandia-URSS 110 kV Jutland-Alemania 220 kV Dinamarca-Suecia 50 kV - 18MW Noruega-Suecia 80 kV 1960 1940 1950 1970 1910 1920 1930 Jutland-Suecia 250 kV - DC Dinamarca-Suecia 4 enlaces entre MW Noruega-Suecia 130, 220, 400 kV Dinamarca-Suecia 25 kV - 6MW Dinamarca-Suecia 50 kV - 18MW La interconexión entre Zelandia (Dinamarca) y Skane (Suecia) en 1915 fue la primera conexión eléctrica entre los países nórdicos

28 INTERCAMBIOS FÍSICOS DE ELECTRICIDAD EN EUROPA

29 ¿QUE ESTA PASANDO EN EL MERCADO ELÉCTRICO EUROPEO?
Ing. Silvio Resnich Status 1998 in TWh 2.8 0.1 1.3 2.1 0.05 0.4 0.7 0.06 0.3 0.2 0.5 1.4 0.02 0.01 0.8 1.1 3.7 3.9 5.2 9.1 1.0 16.6 12.7 21.5 4.5 10.3 5.3 3.1 1.6 4.8 12.6 0.03 3.3 1.5 13.6 0.9 5 2.2 3 4 6 Fuente: ESTO (EUROPEAN TRASNMISSION SYSTEM OPERATORS) Foreword The « country » challenge

30 ¿UN ÚNICO MERCADO ELÉCTRICO EUROPEO?
Comité de estudio Pacto de Florencia Pacto de Bruselas Límites: Políticos  Eléctricos DOS MERCADOS Suiza, Finlandia, Noruega y Suecia Resto de Europa: siendo Francia principal exportador ¿SE INTEGRARÁ RUSIA? Ing. Silvio Resnich Fuente: ESTO (EUROPEAN TRASNMISSION SYSTEM OPERATORS)

31 CONCLUSIONES La falta de fuentes de energía es una cuestión de interés mundial: cada año se incorporan al mercado global de consumidores de energía 200 millones de personas Nuestro país necesita desarrollar políticas acordes a los parámetros internacionales a fin de forjar una matriz energética diversificada que pueda cubrir las necesidades del futuro: fomentar la inversión genuina, tener un visión clara y aplicarla con coraje político. Los años 2007/2008 nos encontrarán con restricciones No se puede perder más tiempo, se tendrá que cambiar lo que haya que cambiar, para alcanzar la sustentabilidad del mercado y acompañar el crecimiento económico de la Nación.