Argentina y el mundo Reservas, producción y consumo

Presentación del tema: "Argentina y el mundo Reservas, producción y consumo"— Transcripción de la presentación:

0 UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRES FACULTAD DE DERECHO CEARE DERECHO DEL PETROLEO Y GAS NATURAL RÉGIMEN LEGAL DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL Junio DR. EDUARDO RAMÓN ZAPATA

1 Argentina y el mundo Reservas, producción y consumo
de petróleo y gas natural. Argentina y el mundo 1 1

2 Fuente: I.E.A. – Energy Statistics
El Mundo: Matriz Energética Primaria Año 2005: ,9 Millones de TEP NUCLEAR (6,3%) RENOVABLES (10,5%) HIDRAULICA (2,2%) CARBON (25,3%) Comenzaremos viendo como se comporta la Matriz Energética Primaria del Mundo, basándonos en publicaciones de la International Energy Agency (I.E.A.) para el año 2005, que 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 35,0%, siguiéndole el carbón mineral con un 25,3% y el gas natural con el 20,6%. Por su parte, la energía nuclear tiene una participación del 6,3%, la hidroelectricidad está presente con un modesto 2,2%, y debe destacarse que otras fuentes de energía primaria renovables, como la eólica, la geotérmica, la solar, la leña, y otras energías alternativas, alcanzan en total un 10,5%. GAS NATURAL (20,6%) PETROLEO (35,0%) Fuente: I.E.A. – Energy Statistics 2

3 Fuente: I.E.A. – Energy Statistics
El Mundo: Matriz Energética Primaria Año 2005: ,9 Millones de TEP NUCLEAR (6,3%) RENOVABLES (10,5%) HIDRAULICA (2,2%) CARBON (25,3%) HIDROCARBUROS 55,6 % Si en el mismo gráfico, tal como aparece en la figura anterior, agrupamos a los hidrocarburos vemos que el Mundo depende de ellos en un 55,6%, pero si agregamos al carbón mineral dentro de los combustibles fósiles no renovables, deberíamos empezar a preocuparnos por su excesiva preponderancia en la matriz, ya que la demanda de energía del Mundo depende de ellos en un 80,9%. GAS NATURAL (20,6%) PETROLEO (35,0%) Fuente: I.E.A. – Energy Statistics 3

4 El Mundo: Reservas Comprobadas de Petróleo
Año 2006: 192,39 Mil Millones de m3 NORTEAMERICA (3,89%) SUD & CENTROAMERICA (9,63%) ASIA & PACIFICO (3,35%) EUROPA & EURASIA (1,34%) AFRICA (9,70%) En cuanto a las reservas comprobadas de petróleo en el Mundo, que alcanzaron en el año 2006 a unos 192,39 Mil Millones de m3, evidencian la supremacía de los países árabes y otras áreas de menor desarrollo, que justifican las tensiones políticas que los afectan y su incidencia en los precios del petróleo internacional. En el caso de Sud & Centroamérica se destaca Venezuela con el 68,7% de las reservas de dicha región. En efecto, el Medio Oriente lidera el grupo con 61,47%, siguiéndole en este caso la Ex Unión Soviética, Africa y Sud & Centroamérica con 10,61%, 9,70% y 9,63% respectivamente. Después, y más diferenciados, continúan Norte América (EE.UU. y Canadá), Asia & Pacífico, y Europa & Eurasia con 3,89%, 3,35% y 1,34%. Cabe señalar que, tanto el Canadá como los Estados Unidos, cifran muchas esperanzas en las reservas de petróleos pesados contenidos en arenas bituminosas, aún cuando se está debatiendo si realmente son recuperables cuando es necesario disponer de crudos livianos o gas natural suficientes para movilizarlas o para procesarlos mediante hidrogenación. MEDIO ORIENTE (61,47%) EX UNION SOVIETICA (10,61%) Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2007 4

5 El Mundo: Producción Diaria de Petróleo
Año 2006: 12,98 Millones de m3/día NORTEAMERICA (12,27%) ASIA & PACIFICO (9,72%) SUD & CENTROAMERICA (12,94%) AFRICA (12,23%) Con respecto a la producción diaria de petróleo en el Mundo, que alcanzó en el año 2006 a unos 12,98 Millones de m3/día, puede verse que la distribución es mucho más equilibrada, puesto que los países más desarrollados están produciendo sin restricciones sus limitadas reservas, en tanto el Medio Oriente y Venezuela responden a las cuotas establecidas por la OPEP. Por tal razón, el Medio Oriente lidera el grupo con un 31,33%, siguiéndole la Ex Unión Soviética, Sud & Centroamérica, Norte América (EE.UU. y Canadá) y Africa con 15,06%, 12,94%, 12,27% y 12,23% respectivamente. Completando el cuadro continúan Asia & Pacífico, y Europa & Eurasia con 9,72% y 6,45%. Como un claro ejemplo de lo acotado más arriba, podemos observar que Venezuela, con el 68,7% de las reservas de la región Sud & Centroamérica, apenas está extrayendo el 26,73% de la producción de la misma destinada en gran parte a la exportación, ya que sólo destina a su mercado interno el 7,93% del consumo total de dicha región. MEDIO ORIENTE (31,33%) EUROPA & EURASIA (6,45%) EX UNION SOVIETICA (15,06%) Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2007 5

6 SUD & CENTROAMERICA (8,50%)
El Mundo: Consumo Diario de Petróleo Año 2006: 13,31 Millones de m3/día ASIA & PACIFICO (29,37%) NORTEAMERICA (27,25%) AFRICA (3,33%) Si analizamos cómo se distribuye esa producción de petróleo en el Mundo, podemos observar que durante el año 2006 se consumieron unos 13,31 Millones de m3/día (83,72 Millones de Barriles diarios), de los cuales los países más desarrollados ubicados en las regiones de Asia & Pacífico, Norteamérica, y Europa & Eurasia demandaron el 29,37%, 27,25% y 20,40% respectivamente. Entre estos países, la mayor parte correspondió a los EE.UU de América, China, Japón, y en menor medida a India, Corea del Sur e Indonesia, que comparten cifras similares con los principales países desarrollados de Europa y Eurasia. El resto del petróleo producido se consumió en Sud & Centroamérica (8,50%), Medio Oriente (7,07%), la Ex Unión Soviética (4,06%) y Africa con solo el 3,33%. MEDIO ORIENTE (7,07%) SUD & CENTROAMERICA (8,50%) EX UNION SOVIETICA (4,06%) EUROPA & EURASIA (20,40%) Fuente: BP Statistical Review of World Energy – June 2007 6

7 El Mundo: Reservas, Producción y Consumo de Petróleo.
Año 2006 – Participaciones Anuales por Región REGION RESERVAS (En %) PRODUCCION CONSUMO NORTEAMERICA 3,89 12,27 27,25 SUD Y CENTROAMERICA 9,63 12,94 8,50 EUROPA & EURASIA 1,34 6,45 20,40 EX UNION SOVIETICA 10,61 15,06 4.06 MEDIO ORIENTE 61,47 31,33 7,07 AFRICA 9,70 12,23 3,33 ASIA Y PACIFICO 3,35 9,72 29,37 Para analizar de manera comparativa los valores de las tortas anteriores, sintetizamos en este cuadro las reservas, la producción y el consumo de petróleo para cada región el año 2006. Vemos así que Norteamérica (EE.UU y Canadá) consumen en exceso a sus disponibilidades, al igual que Asia y Pacífico y Europa & Eurasia. En cuanto a Sud y Centroamérica, la ex Unión Soviética y Africa, se notan producciones acordes con sus reservas y bajos consumos internos, ya que parte de lo que producen se exporta. Por su parte, Medio Oriente posee la mayores reservas mundiales, produce reguladamente según las políticas establecidas por los países organizados en la OPEP, y su consumo es muy reducido. Considero que deben estar convencidos que la disponibilidad del combustible mirando al futuro es mucho más rentable que su conversión en divisas, oro u otros activos financieros. 7

8 El Mundo: Reservas Comprobadas de Gas Natural
Año 2006: 181,46 Billones de m3 NORTEAMERICA (4,18%) SUD & CENTROAMERICA (4,00%) ASIA & PACIFICO (8,17%) EUROPA & EURASIA (3,32%) AFRICA (7,81%) En cuanto a las reservas comprobadas de gas natural, el Mundo registró en unos 181,46 Billones de m3, mostrándose en la figura una distribución parecida a la del petróleo. En efecto, Medio Oriente sigue liderando el grupo de una manera no tan preponderante con un 40,49%, seguido de cerca por la Ex Unión Soviética con un 32,02%, y en menor medida por Asia & Pacífico y Africa, con 8,17% y 7,81% respectivamente. Más lejos aparecen Norte América (EE.UU. y Canadá), Sud & Centroamérica y Europa & Eurasia con 4,18%, 4,00%, y 3,32%. En este caso, Venezuela con 4,32 Billones de m3 representa el 59,4% de las reservas de la región Sud & Centroamérica. MEDIO ORIENTE (40,49%) EX UNION SOVIETICA (32,02%) Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2007 8

9 El Mundo: Producción Diaria de Gas Natural
Año 2006: 7,85 Mil Millones de m3/día NORTEAMERICA (24,81%) ASIA & PACIFICO (13,16%) SUD & CENTROAMERICA (6,56%) AFRICA (6,30%) La producción diaria de gas natural en el Mundo registró en 2006 unos 7,85 Mil Millones de m3/día, mostrándose también una distribución parecida a la del petróleo. En este caso, la Ex Unión Soviética y Norte América (EE.UU. y Canadá) lideran el grupo con 35,16% y 24,81% respectivamente, siguiendo Asia & Pacífico, y el Medio Oriente con 13,16%, y 11,72%. Completan el cuadro Sud & Centroamérica, Africa y Europa & Eurasia con 6,56%, 6,30% y 2,28% Podemos observar en este caso que Venezuela, con el 59,4% de las reservas de la región Sud & Centroamérica, apenas está extrayendo el 15,27% de la producción de la misma destinada en su totalidad al mercado interno, ya que desde hace mucho tiempo tiene en proyecto una planta de Gas Natural Licuado (GNL o LNG en inglés) conocida como “Cristóbal Colón”, recientemente rebautizada como “Mariscal Sucre”. MEDIO ORIENTE (11,72%) EUROPA & EURASIA (2,28%) EX UNION SOVIETICA (35,16%) Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2007 9

10 SUD & CENTROAMERICA (6,48%)
El Mundo: Consumo Diario de Gas Natural Año 2006: 7,07 Mil Millones de m3/día ASIA & PACIFICO (15,38%) NORTEAMERICA (25,12%) AFRICA (2,66%) El consumo diario de gas natural en el Mundo para el año 2006 alcanzó una cifra similar a la producción, 7,07 Mil Millones de m3/día, ya que la producción responde a la demanda, y los mayores demandantes fueron los países de la Ex Unión Soviética y Norteamérica con un 28,41% y 25,12% y siguiendo Asia & Pacífico con un 15,38%, Europa & Eurasia con un 11,80%, el Medio Oriente con 10,15%, Sud & Centroamérica con el 6,48% y Africa con el 2,66%. Cabe mencionar que casi un 7,0% del gas natural que se consume en el Mundo se lo comercializa en su forma de Gas Natural Licuado (GNL), y se estima que éste crecerá un 200% para el año Hoy es transportado por 167 barcos metaneros criogénicos y están en construcción otros 93. En 13 países hay instaladas 47 plantas de liquefacción, existiendo 9 más en construcción y hay anunciados unos 60 nuevos proyectos. MEDIO ORIENTE (10,15%) SUD & CENTROAMERICA (6,48%) EX UNION SOVIETICA (28,41%) EUROPA & EURASIA (11,80%) Fuente: BP Statistical Review of World Energy – June 2007 10

11 El Mundo: Reservas, Producción y Consumo de Gas.
Año 2006 – Participaciones Anuales por Región REGION RESERVAS (En %) PRODUCCION CONSUMO NORTEAMERICA 4,18 24,81 25,12 SUD Y CENTROAMERICA 4,00 6,56 6,48 EUROPA & EURASIA 3,32 2,28 11,80 EX UNION SOVIETICA 32,02 35,16 28,41 MEDIO ORIENTE 40,49 11,72 10,15 AFRICA 7,81 6,30 2,66 ASIA Y PACIFICO 8,17 13,16 15,38 En el caso del gas natural en el Mundo para el año 2006, esta tabla comparativa entre regiones también nos enseña como se distribuyen los porcentajes de las reservas, la producción y el consumo. Vemos primero que Norteamérica, Europa & Eurasia y Asia y Pacífico, donde se concentran los países más desarrollados, producen al máximo sus escasas reservas y consumen más de lo que pueden producir. La ex Unión Soviética ocupa el segundo lugar en cuanto a reservas, es el primer productor por cuanto abastece a Europa, y su consumo es alto, dada la rigurosidad de su clima. Medio Oriente también en este caso posee las mayores reservas mundiales, pero carece de producción y consumo acorde con las mismas. Por último, tanto Sud y Centroamérica como Africa poseen reservas moderadas y producen para abastecer sus propios consumos, y en el caso de Africa exporta hacia Europa y Trinidad & Tobago también lo hace como gas natural licuado (LNG) hacia los EE,UU de América y Europa. 11

12 El Mundo: ¿Qué están haciendo los países
Desarrollados con las Energías Alternativas? BIOCOMBUSTIBLES Son los de mayor desarrollo. Para el Biodiesel y el Bioetanol la Unión Europea fijó una meta del 5,75% de los combustibles líquidos para 2010, siendo 2,75% para 2006 (7,5 MMm3), aunque será difícil de cumplir. Se estima que los biocombustibles para 2025 alcancen en la Unión Europea al 20% de la demanda. Hoy los EE.UU. y Brasil son los primeros productores mundiales de etanol del maíz y de la caña de azúcar respectivamente. ENERGIA EOLICA Sigue creciendo en Europa: Dinamarca, Alemania y España han instalado MW, los EE.UU disponen de MW y la India MW. Hacia 2010 Europa tendrá un 10,6% ( MW) de generación eólica y el Mundo proyecta MW para 2020. ENERGIA SOLAR La de menor desarrollo por no ser competitiva. Mayormente usada en calentamiento de agua y muy poco en generación eléctrica. Los países desarrollados del Mundo, preocupados por los elevados precios del petróleo y las restricciones que se evidencian en cuanto a satisfacer la demanda, han comenzado a desarrollar programas de sustitución basados en energías alternativas renovables y otras. Entre las primeras, la que se está desarrollando con mayor intensidad es la de los biocombustibles. La Comunidad Económica Europea estableció que deberá alcanzarse gradualmente para el año 2010 una participación del 5,75% de la demanda de combustibles líquidos entre los países miembros. Para 2006 debería alcanzarse un 2,75% ( m3) aunque se duda poder llegar a esa meta. Con la meta propuesta para 2020 por la Comunidad se espera cubrir el 20% de la demanda. En la actualidad, los EE.UU. y Brasil son los primeros productores mundiales de etanol del maíz y caña de azúcar respectivamente. La energía eólica también sigue creciendo en Europa, donde Dinamarca, Alemania y España han instalado MW, en tanto los Estados Unidos disponen de MW y la India de unos MW. Según lo previsto, Europa tendrá hacia 2010 un 10,6% de la generación eléctrica con molinos de viento ( MW), y el Mundo proyecta instalar unos MW para el año 2020. La energía solar es la menos desarrollada de las energías alternativas renovables, pero se está usando cada vez más en colectores para calentar agua y en menor medida para generar electricidad con módulos fotovoltaicos y células solares dado que hoy no son competitivas por su elevado costo. 12

13 El Mundo: ¿Qué están haciendo los países
Desarrollados con las Energías Alternativas? ENERGIA NUCLEAR Vuelve a participar en el mercado con mejoras en la seguridad. Hay más de 400 reactores, con 58 en Francia que producen el 78% de la electricidad; en los EE.UU. se cubre el 20% de la generación eléctrica con 105 plantas y se están analizando 25 proyectos nuevos, 6 de ellos para 2010. China posee 9 plantas, incorporará 21 hasta 2020 y 20 más a continuación. ENERGIA HIDRAULICA Relegada por falta de financiamiento y problemas ambientales. China acaba de inaugurar la mayor instalación a nivel mundial, se reciclan turbinas para lograr mayor eficiencia, y se revisan proyectos que quedaron demorados. CARBON MINERAL Participa en el 50% de la generación en EE.UU., con reservas para 120 años. Se asignaron u$s MM para desarrollar para 2012 la primera planta sin contaminación. China está construyendo 6 plantas de MW cada una. Sasol de Sudáfrica ha desarrollado la tecnología para producir petróleo del carbón que alcanza hoy a Bbls/día. Mejor distribución de las reservas en el Mundo: EE.UU., Federación Rusa, China, India, Australia y Sudáfrica. La energía nuclear está volviendo fuertemente a participar del mercado luego de los accidentes que restringieron su uso en el pasado. Con significativas mejoras en la seguridad, hoy están operando 441 reactores, de los cuales 58 en Francia producen el 78% de la electricidad. En los Estados Unidos de América se cubre el 20% de la generación eléctrica con 105 plantas y se están analizando 25 proyectos nuevos, 6 de ellos en funcionamiento para Actualmente se están construyendo 25 plantas en 9 países distintos. Por su parte China, que tiene 9 plantas en operación espera incorporar 21 nuevas plantas hasta 2020 y otras 20 a continuación. La energía hidráulica, relegada en los últimos años por las grandes inversiones requeridas y las desfavorables condiciones ambientales que implica, está volviendo a ser considerada. China ha inaugurado recientemente la más importante obra hidroeléctrica a nivel mundial. Se están reciclando turbinas para mejorar su eficiencia y se han vuelto a rever proyectos que en su momento quedaron pendientes por falta de financiamiento. El carbón mineral participa hoy del 50% de la generación eléctrica de los Estados Unidos, sustentado por reservas que al nivel de consumo actual alcanzarían para 120 años. El gobierno federal ha destinado millones de dólares para el desarrollo de la tecnología que permitirá en el año 2012 la operación de la primera planta a carbón sin contaminación. China sigue el mismo camino y ya está construyendo 6 plantas de MW cada una. Sasol de Sudáfrica ha desarrollado la tecnología para producir petróleo del carbón que alcanza hoy a Bbls/día. Una de las ventajas del carbón es la mayor uniformidad de distribución de las reservas en diferentes países del Mundo como Estados Unidos, la Federación Rusa, China, India, Australia y Sudáfrica. 13

14 Fuente: I.E.A. – Energy Statistics
Brasil: Matriz Energética Primaria Año 2005: 209,5 Millones de TEP RENOVABLES (28,2%) NUCLEAR (1,2%) CARBON (6,5%) HIDRAULICA (13,8%) Veamos seguidamente la Matriz Energética Primaria de la República del Brasil para el año 2005, que según fuentes de la International Energy Agency, alcanzó a registrar un consumo de unos 209,5 Millones de TEP, y nos muestra una mayor participación del petróleo con el 42,2%, siguiéndole las energías renovables y otras con el 28,2%, la hidroelectricidad con el 13,8%, el gas natural que alcanzó al 8,0%, el carbón con 6,5%, y la energía nuclear con un 1,2%. Es dable destacar que el país ha logrado el autoabastecimiento de petróleo crudo gracias a un enorme esfuerzo tecnológico aplicado a la explotación de las importantes reservas existentes en aguas cada vez más profundas, depende por ahora del gas natural y el carbón importados, y en energías no renovables, desde hace bastante tiempo se viene desarrollando el etanol como sustituto de las motonaftas, siendo el primer productor mundial de este combustible alternativo. Los planes del Brasil incluyen seguir creciendo en todas las fuentes de energía, incentivar el biodiesel, así como el desarrollo de la generación eléctrica con centrales nucleares e hidráulicas, de modo de lograr el autoabastecimiento energético en y aspirando a ser en 2025 una de las principales potencias energéticas mundiales. PETROLEO (42,2%) GAS NATURAL (8,0%) Fuente: I.E.A. – Energy Statistics 14

15 Fuente: I.E.A. – Energy Statistics
Brasil: Matriz Energética Primaria Año 2005: 209,5 Millones de TEP RENOVABLES (28,2%) NUCLEAR (1,2%) CARBON (6,5%) HIDRAULICA (13,8%) HIDROCARBUROS 50,2 % Con los mismos valores de la figura anterior, como hicimos oportunamente con el Mundo, sumando al petróleo y al gas natural, veremos que la energía primaria que se consume en el Brasil está dependiendo de los hidrocarburos tan solo en un 50,2%, y si agregamos al carbón dentro de los combustibles fósiles ese valor se eleva a un 56,7%, lo que ubica al país en una posición bastante cómoda por debajo de la media mundial. ¿Qué está haciendo Brasil para asegurar su abastecimiento energético? La Agencia Nacional de Petróleo (ANP) concretó la licitación de la Novena Ronda de áreas exploratorias, que han permitido adjudicar hasta ahora numerosos bloques mayoritariamente costa afuera y algunas Areas Marginales terrestres. Por su parte Petrobras anunció inversiones por MMu$s entre 2007 y 2011, de los cuales millones serán destinados para exploración y producción en Brasil y millones mayoritariamente en Africa Occidental y el Golfo de México, esperando alcanzar los 3,5 MMBbls/día E.P. en y unos 4,5 Millones en También se incluyen Mmu$s para el desarrollo del gas natural que lo independice de Bolivia cuando termine el actual contrato en el año 2019. PETROLEO (42,2%) GAS NATURAL (8,0%) Fuente: I.E.A. – Energy Statistics 15

16 Brasil: 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 35 15.000 30 12.500 25 10.000 20 7.500 Brasil es un claro ejemplo de crecimiento sostenido en lo que se refiere a la producción y a las reservas comprobadas de petróleo. En efecto, la producción creció más de un 177,9%, desde los 36,5 MMm3 en 1992 hasta unos 101,4 MMm3 en 2007 con más del 89% (90,3 MMm3) producidos en campos ubicados costa afuera, en gran parte proveniente de pozos con profundidades de agua que superan los metros, habiéndose alcanzado los metros en un pozo perforado no productivo. Las reservas comprobadas de petróleo pasaron de 789,48 MMm3 en 1992 a ,67 MMm3 en 2006, con un aumento del 145%. De manera similar que la producción, el 92,5% de las reservas se encuentran costa afuera. El número de pozos en producción ha crecido un 26,2% y la producción media por pozo pasó de 15,75 m3/día hasta 32,46 m3/día, pero si analizamos estas cifras en forma independiente podremos ver que los campos más antiguos en tierra firme tiene más del 90% del total de pozos en producción, y su madurez es evidente al pasar a producir de 5,25 m3/día a 4,49 m3/día, en tanto la productividad de los 725 pozos costa afuera se ha incrementado de 101,3 m3 diarios hasta más de 313 m3/día. 15 5.000 10 5 2.500 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Fuente: Boletín Estadístico Agencia Nacional de Petróleo 16

17 Argentina: Balance Energético Nacional Oferta Primaria Interna 1986-2006 (En Millones de TEP)
44,9 45,2 47,3 48,6 48,8 49,9 51,7 53,6 54,2 54,8 57,8 61,4 62,6 65,4 65,3 63,0 68,3 71,4 71,6 77,9 En este cuadro podemos ver el mismo Balance Energético expresado en Millones de Toneladas de Petróleo Equivalente (MM TEP), que muestra un crecimiento de la demanda interna del orden del 73,5%, que pasó desde 44,9 hasta 77,9 MM TEP entre y 2006, computándose un crecimiento promedio superior al 8% anual. Claramente puede observarse que la normalidad del crecimiento de la demanda se quebró entre los años 1991 y 1993 como consecuencia de la grave crisis económica sufrida. También queda en evidencia el aumento desmedido en la demanda del gas natural en detrimento del petróleo a partir de dicha crisis, como resultado de colocar en el mercado un producto subsidiado. En el último año del gráfico (2006) puede verse que el petróleo –en este caso como sus derivados- aumentan para cubrir la falta de gas natural debiéndose recurrir a la importación de gas oil y fuel oil. Fuente: Secretaría de Energía (Provisorio) 17

18 Argentina: Balance Energético Nacional Demanda Primaria Interna 1986-2006 (En Porcentajes)
El cuadro del Balance Energético de la República Argentina respecto de las fuentes primarias de energía entre 1986 y 2006 se inició con una preponderante participación de los combustibles líquidos derivados del petróleo que alcanzaba al 49,49%, y con una escasa incidencia del gas natural, que apenas contribuía con el 36,31%. Estas cifras -que eran aún más diferenciadas en años anteriores- permitían concluir que el país estaba consumiendo el combustible del cual tenía menores reservas, y que el gas natural sería consumido en la medida que estuviese disponible en el mercado. Es así como a partir de la habilitación del Gasoducto Centro Oeste en 1981, construido por un grupo privado mediante el sistema de peaje, ya se había comenzado a manifestar un leve crecimiento del gas que se incrementó a partir de con la puesta en marcha del Gasoducto Neuba II. En cuanto a la repercusión de la nueva política petrolera concretada a partir de en la matriz energética, vemos que se revirtió el equilibrio entre los combustibles líquidos y gaseosos, alcanzando en el año 2006 un 39,03% para el petróleo y sus derivados y del 49,69% para el gas natural. Fuente: Secretaría de Energía (Provisorio) 18

19 Fuente: SECRETARIA DE ENERGIA (Provisorio)
Argentina: Matriz Energética Primaria Año 2006: 77,92 Millones de TEP HIDRAULICA (4,90%) NUCLEAR (2,85%) PETROLEO (39,03%) RENOVABLES (3,04%) En efecto, la Matriz Energética Primaria de la República Argentina para el año totalizó unos 77,92 Millones de TEP, y nos muestra –como vimos recién- una elevada participación del gas natural que alcanza al 49,69%, siguiéndole el petróleo con el 39,03%, la hidroelectricidad con el 4,90%, la energía nuclear con un 2,85%, el carbón mineral con un 0,49% y otras fuentes de energía primaria, como la leña, el bagazo y otras energías alternativas, que totalizan un 3,04%. CARBON (0,49%) GAS NATURAL (49,69%) Fuente: SECRETARIA DE ENERGIA (Provisorio) 19

20 Fuente: SECRETARIA DE ENERGIA (Provisorio)
Argentina: Matriz Energética Primaria Año 2006: 77,92 Millones de TEP HIDRAULICA (4,90%) NUCLEAR (2,85%) PETROLEO (39,03%) RENOVABLES (3,04%) HIDROCARBUROS 88,72% Si mostramos los mismos valores en la presente figura, como hicimos con el Mundo y con el Brasil, 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 88,72%. 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 analistas pronostican un crecimiento de la energía nuclear a escala mundial, aunque coinciden que los hidrocarburos seguirán teniendo preponderancia por muchos años. CARBON (0,49%) GAS NATURAL (49,69%) Fuente: SECRETARIA DE ENERGIA (Provisorio) 20

21 Argentina: Petróleo Evolución de Producción y Reservas de Petróleo Producción de Petróleo por Pozo y Número de Pozos en Actividad (Datos estimados) Producción Millones de m3 Producción m3/día x pozo Reservas Millones de M3 Nº de Pozos Para analizar la evolución de parámetros como la producción y las reservas de petróleo durante la última década, vemos en el gráfico de la izquierda que ambas han crecido significativamente, salvo por el estancamiento de la producción en 1998 y la disminución en 1999 por un efecto externo como fue la caída de los precios internacionales, y no obstante que dichos precios volvieron a crecer de manera extraordinaria, la producción de petróleo comenzó a estabilizarse, pero aún disminuyó un 24,1% entre 1998 y 2007, cayendo desde 49,15 hasta 37,31 Millones de m3. Las reservas llegaron al máximo de unos 488,28 Millones de m3 en 1999 y los datos estimados para el año 2007 las ubican en los 402,1 Millones de m3, lo que significa una reducción del 17,6%, con una relación reservas/producción que alcanza –al nivel de consumo actual y sin nuevos descubrimientos- a unos 10,77 años. En el otro cuadro vemos las cifras de los pozos en producción, que en 2007 totalizaron más de , con los cuales obtenemos la producción media por pozo, que venía creciendo desde 1990 y se ha estancado a partir de 1995 en menos de 10 m3/día - pozo, cayendo abruptamente a partir de 1999 y registrando hoy unos 5,14 m3/día - pozo. 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 21

22 Argentina: Gas Natural 1992 – 2007
Reservas Comprobadas y Relación Reservas - Producción Producción Anual (Datos estimados) Mil Millones de m3 Mil Millones de m3 Rel. Res./ Prod. Años Según las cifras que se presentan en el primer cuadro, entre 1992 y 2007 la producción de gas natural pasó de unos 25 Mil a unos 51,01 Mil Millones de m3, lo que significa un aumento superior al 100%. Cabe destacar que la importante demanda entre 2003 y 2007 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 de unos 540 Mil hasta más de 777 Mil millones de 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 datos estimados para el año 2007 las reservas cayeron hasta unos 453,7 Mil millones de m3, o sea un 41,6% menores al año 2000. La caída de las reservas en este período 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 8,89 años. Fuente: Secretaría de Energía - IAPG 22

23 Mercado Petrolero Argentino
Evolución Histórica MMm3/año MMm3/año Demanda Interna Saldos Exportables Petróleo Importado Producción Otras Compañías Como siempre que analizamos este gráfico del Mercado Petrolero Argentino, nos enseña con claridad la situación de la industria en cada momento. Vemos así períodos de alta dependencia de la importación de petróleo, el cambio de la tendencia con la generación de saldos exportables a partir de 1988, el pico máximo de la producción en 1999, a partir del cual se manifiesta una declinación persistente que hace evidente el inminente cruce de la curva de producción y la de la demanda interna con la consiguiente necesidad de importar petróleo en cantidades crecientes a precios internacionales también crecientes. Este último aspecto adquiere mayor importancia en estos momentos, ya que incidirá negativamente en los precios del mercado interno y producirá la caducidad de hecho de las elevadas retenciones que hoy afectan al sector. Producción YPF / Repsol-YPF Fuente: SECRETARIA de ENERGIA - IAPG 23 23

24 Resumen de la situación Exploratoria
La comprometida situación de las reservas de petróleo y gas natural debería ser considerada prioritaria, ya que –además- la casi totalidad de las Concesiones de Explotación vigentes en el país caducan entre los años 2016 y 2017, y ese plazo es limitante para llevar a cabo inversiones destinadas a mantener y más aún para incrementar las reservas. La República Argentina presenta una geología de petróleo y gas de reducido interés para los inversores internacionales, y ello resulta más evidente en las Areas de Alto y Muy Alto Riesgo, carentes de infraestructura, o en el amplio Mar Argentino, o en profundidades cada vez mayores, que se encuentran inexploradas. Desde hace varios años no se han producido descubrimientos importantes para revertir esa tendencia y se redujo la actividad exploratoria, entre otras razones, por la grave crisis que ha padecido la Argentina, en un escenario complicado por los elevados costos financieros empujados por el “riesgo país”. Resumiendo, la comprometida situación de las reservas de petróleo y gas natural debería ser considerada prioritaria, ya que –además- la casi totalidad de las Concesiones de Explotación vigentes en el país caducan entre los años 2016 y 2017, y ese plazo es limitante para llevar a cabo inversiones destinadas a mantener y más aún para incrementar las actuales reservas. La República Argentina presenta una geología del petróleo y gas de limitado interés para los inversores internacionales cuando se la compara con otros países del Mundo, y ello se hace aún más evidente en las Areas de Alto y Muy Alto Riesgo, carentes de infraestructura, o en el amplio Mar Argentino, o en profundidades cada vez más difíciles de operar, que se encuentran prácticamente inexploradas. Desde hace varios años no se han producido descubrimientos significativos de yacimientos que permitan revertir esa tendencia, y se ha reducido sensiblemente la actividad exploratoria, entre otras causas por la grave crisis que ha padecido la Argentina en un escenario complicado con elevados costos financieros empujados por el “riesgo país”. 24

25 Resumen de la situación Exploratoria
Estas circunstancias desalentaron a las empresas petroleras para encarar las importantes inversiones que se requieren para la exploración en niveles más profundos o en áreas de frontera o de Alto Riesgo. No obstante, sabemos que existe un potencial exploratorio, de Alto y Muy Alto Riesgo, que incluye en gran parte el Mar Argentino. Además, gran parte de la información registrada en muchas de las áreas, se obtuvo con herramientas que hoy han sido superadas ampliamente y reemplazadas por técnicas más eficientes y precisas. Pero las inversiones necesarias para explorar esas áreas deben contar con alicientes que permitan a la Argentina atraer las inversiones que necesita impostergablemente en competencia con otros países del Mundo, que ofrecen un atractivo geológico mucho mayor. Estas circunstancias desalentaron a las empresas petroleras para encarar las importantes inversiones que se requieren para la exploración en niveles más profundos o en áreas de frontera o de Alto Riesgo. No obstante, sabemos que existe un potencial exploratorio, de Alto y Muy Alto Riesgo, que incluye en gran parte el Mar Argentino. Además, la mayor parte de la información registrada en las áreas no tradicionales y aún en amplias zonas de las productivas, se obtuvo con herramientas que hoy han sido superadas ampliamente y reemplazadas por técnicas más eficientes y precisas. Pero las importantes inversiones necesarias para explorar esas áreas, deben contar con alicientes que permitan a la Argentina atraer a los capitales de riesgo que necesita impostergablemente en competencia con otros países del Mundo que ofrecen un atractivo geológico mucho mayor. 25

26 Argentina: Potencial Exploratorio
OCEANO ATLANTICO 200 Mts. Cuencas Sedimentarias Cuencas Productivas: Km2 (32 %) Cuencas No Productivas: Km2 (68%) Total Cuencas: Km2 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 3,0 Millones de Km2. Cuencas On Shore: km2 (79 %) Cuencas Off Shore ( hasta 200 mts. ): km2 ( 21%) (*) Hasta la isobata de 200 mts. de agua 26

27 Argentina: Potencial Exploratorio
OCEANO ATLANTICO 200 Mts. Riesgo Exploratorio Areas Alto y Muy Alto Riesgo: Km2: 23,0% Areas Mediano Riesgo: Km2: 6,0% Areas Bajo Riesgo: Km2: 3,0% Cuencas Productivas 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%) (*) Hasta la isobata de 200 mts. de agua 27

28 Conclusiones En la Matriz Energética Primaria de la Argentina para el año 2004, el petróleo y el gas participan con el 88,72%, y esta demanda requiere contar con mayores reservas de hidrocarburos, lo que implica un desafío para el Estado y las empresas petroleras. Se debe solucionar el plazo del próximo vencimiento de todas las Concesiones vigentes. Es imprescindible estimular el incremento del factor de recuperación final de las reservas, con la aplicación de nuevas herramientas tecnológicas. Estamos en buenas condiciones para reactivar el sector, ya que la infraestructura operacional está intacta, aunque ha llegado al límite de su capacidad instalada y necesita ampliarse. Para ello, hay que volver a regenerar la confianza en las instituciones si queremos que las empresas vuelvan a invertir en el país. Y esto seguramente no va a ser fácil, pero vale la pena el desafío: nuestro país lo necesita. En la Matriz Energética Primaria de la Argentina para el año 2004, el petróleo y el gas participan con el 88,72%, y esta demanda requiere contar con mayores reservas de hidrocarburos, lo que implica un desafío para el Estado y las empresas petroleras. Se debe solucionar el plazo del próximo vencimiento de todas las Concesiones vigentes. Es imprescindible estimular el incremento del factor de recuperación final de las reservas, con la aplicación de nuevas herramientas tecnológicas. Estamos en buenas condiciones para reactivar el sector, ya que la infraestructura operacional está intacta, aunque ha llegado al límite de su capacidad instalada y necesita ampliarse. Para ello, hay que volver a regenerar la confianza en las instituciones si queremos que las empresas vuelvan a invertir en el país. Y esto seguramente no va a ser fácil, pero vale la pena el desafío: nuestro país lo necesita. 28

29 INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS: EL CASO DEL GAS NATURAL
CADENA DE SERVICIOS Y CADENA DE VALOR

30 ESTRUCTURA Y FUNCIONAMIENTO DE LA CADENA DE VALOR DEL GAS NATURAL

31 Industria del Petróleo
Las cadenas del petróleo y el gas natural constan de 4 etapas, en las cuales se explora y extrae el hidrocarburo, se transporta y luego se refina y distribuye Industria del Petróleo Upstream Midstream Downstream Comercialización Etapa Exploración – sísmica y perforación Perforación - cementación, perfilaje, entubamiento Extracción - mantenimiento del pozo Tratamiento del petróleo: separación de gases, deshidratación Transporte del crudo a las refinerías o puertos de embarque, por: - vía terrestre (camión, ferrocarril) - vía marítima - oleoducto Refinación del petróleo crudo - Destilación primaria o topping - Procesos secundarios de conversión (reforming, cracking, coqueo, hidrocracking, isomerización, etc.) Mercado interno - petróleo crudo - productos derivados del petróleo Mercado externo PETRÓLEO Principales Actividades Fuente: Análisis propio en base a entrevistas 31

32 Industria del Gas Natural
Producción Transporte Distribución Comercialización Etapa Exploración / Perforación / Extracción Tratamiento del gas: - Gas asociado: separación de gas y petróleo - Gas no asociado: separación de propano y butano en planta LTS Almacenamiento Precios desregulados Compresión Transporte por gasoducto Separación de derivados: la realiza el productor o el transportista Exportación GNL: licuefacción – transporte – regasificación Tarifas reguladas; en proceso de renegociación de contratos Distribución de los productos del Gas Natural Usuarios Residenciales Comercios PyMEs Usinas eléctricas Estaciones de GNC Almacenamiento Tarifas reguladas; en proceso de renegociación Comercialización: a cargo de distintos agentes de la cadena Mercado Interno Mercado Externo Precios libres GAS NATURAL Principales Actividades 32

33 La industria del Petróleo y del Gas es una importante fuente de creación de actividad local; con un valor agregado del orden de los U$S millones (en 2001), y el desarrollo de numerosos sectores vinculados Sectores que Utilizan a los Hidrocarburos como Insumo Clave Su importancia radica en que tanto el Petróleo como el Gas y sus Derivados, son insumos vitales para el desarrollo de otras industrias. Generación de Valor de la Industria (Estimado) Año 2001 Exploración, Producción y Transporte de Petróleo U$S MM Observaciones Industria Exploración, Producción, Transporte y Distribución de Gas Natural U$S MM La Industria utiliza los hidrocarburos: - Como Insumo (plásticos petroquímica, otras) - Como Combustible El Agro Separación y ventas de Gas Licuado de Petróleo (GLP) U$S MM 14% de los costos directos del sector lo representan los combustibles y sus derivados El agro consume el 27% de la oferta interna del gas oil Refinación de Combustibles Líquidos U$S MM Transporte 25% de los costos del transporte suburbano lo representan los combustibles El transporte consume el 50% de la oferta interna de gas oil TOTAL U$S MM 33 Fuente: Análisis propio

34 Operadores de la Cadena de
En este sentido, la industria es fuertemente generadora de actividad en múltiples sectores, con un alto impacto sobre el PBI… Upstream Midstream Downstream Requerimientos de elevadas inversiones y desarrollo tecnológico Importante presencia de Compañías internacionales regionales y locales Grado variado de integración Actividad intensiva en requerimientos de capital Exploración y Explotación: Petróleo – 33 productores Gas - 31 productores Concentración geográfica: Petróleo – Cuenca Neuquina y Golfo de S.J. Gas - Cuencas Neuquina, Austral y NOA Transporte: Petróleo – 10 empresas transportistas Gas – 2 transportistas 4 Empresas principales de Refinación (Petróleo). Concentración Geográfica: Provincia de Buenos Aires y Mendoza 9 Distribuidoras – Gas Concentración Geográfica: Buenos Aires y centros poblados Operadores de la Cadena de Gas y Petróleo 34 Fuente: IAPG / Secretaría de Energía

35 Impacto sobre múltiples actividades
Servicios Específicos Servicios Generales Proveedores de Bienes Impacto sobre múltiples actividades Concentración variada según la actividad Coexistencia de PyMEs locales y Multinacionales Fuerte generadora de Mano de Obra Alto grado de especialización Sísmica Perforación Terminación y Reparación Inyección Perfilaje / Ensayo de pozo Waste Management Cementación Estimulación de pozos Tubos Bombas Cabezas de Pozo Trépanos Aparatos de Bombeo Compresores de Gas Químicos Tanques de Almacenamiento Tendido de Línea Obra Civil / Mecánica Transporte Tornerías y Talleres Metalúrgicos Sectores Vinculados

36 36 Empleo Directo por Actividad Subtotal: 112.800
…y en el empleo, estimándose en más de puestos de trabajo directos e indirectos en todo el país Empleo Directo por Actividad Subtotal: En Miles de Empleados Empleo Indirecto por Actividad Subtotal: Total Empleos Directos e indirectos : En Miles de Empleados 36 Fuente: Ministerio de Economía / Matriz Insumo Producto

37 Reservas de Gas Natural
Asimismo, el sector es impulsor del desarrollo regional, disperso geográficamente a nivel Nacional, y destacándose su papel en las provincias patagónicas Reservas de Petróleo Reservas de Gas Natural Miles de m3 Mil Millones de m3 NOROESTE (2%) (17%) CUYANA 31,097 (7%) (0%) NEUQUINA (27%) (45%) GOLFO SAN JORGE (61%) (10%) AUSTRAL (3%) (28%) TOTAL COMPROBADAS AÑOS DE PRODUCCIÓN 10,7 años 8,6 años RESERVAS PROBABLES En las distintas regiones petroleras se puede advertir una notable contribución a la inserción social, teniendo en cuenta los siguientes parámetros: Alta Inserción Social de la Actividad Mejoras en la Infraestructura local Generador de desarrollo industrial en sectores vinculados 37 Fuente: IAPG / Análisis propio

38 Declinación de yacimientos maduros
La producción de petróleo sufrió una caída en los últimos años, en contraposición con la situación en el mercado de gas Producción Argentina de Petróleo Principales Productores de Petróleo En Millones de m3 Año 2003 TACC 8% Declinación de yacimientos maduros Producción Argentina de Gas Natural Año 2003 Principales Productores de Gas Natural En Miles de Millones de m3 TACC 6% La apertura a la actividad privada y los bajos precios del gas incentivaron la demanda 38 Fuente: IAPG / Secretaría de Energía

39 ESTRUCTURA Y FUNCIONAMIENTO DE LA CADENA DE VALOR DEL GAS NATURAL
Principios: Autonomía: posee principios propios determinados por su constitución natural Dependiente de políticas públicas: - Política económica - Normas Jurídicas - Políticas institucionales Regulación 39

40 Condiciones para su desarrollo normal:
Objetivo (intra sistema): Sostenibilidad en la sucesión de créditos y débitos que constituye la esencia de la cadena. La cadena implica: Generación permanente de valores que se transforman en créditos trasmisibles de una etapa a otra Adecuado régimen de cancelación de pasivos generados Equilibrio Condiciones: Balance Supresión de cuellos de botella en su desarrollo Armonía 40

41 Condiciones para su desarrollo normal (cont.):
Amenazas: Régimen de precios/tributos: desincentivos. Conflictos jurisdiccionales: poco clara asignación de competencias. Ello genera: réplicas normativas innecesarias y superposición de competencias asignadas a diferentes órganos de gobierno, de distinto nivel. Controles técnicos superpuestos. Cuestiones ambientales no claras. 41

42 Condiciones para su desarrollo normal (cont.):
Objetivos (extra sistema): la sostenibilidad para lograr: Abastecimiento para cubrir las necesidades energéticas de la sociedad Economía y eficiencia compatible con: - Necesidades de las generaciones futuras - Protección ambiental - Desarrollo de energías sustitutivas Resolver adecuadamente la participación de los stake holders 42

43 Algunas cuestiones adicionales: Emergencia o Crisis(?) Preguntas:
¿Intra o extra sistema regulado? ¿Autónoma o heterónoma? ¿Parcial o total? ¿Temporal o definitiva? Conclusión general: La crisis se gestó, desarrolló e impactó severamente en el Sector desde afuera de su estructura Por ello su conformación se mantiene relativamente íntegra Operativamente está intacto Como consecuencia de lo expresado, hoy es posible la rápida reversión de las consecuencias negativas y su rápida normalización 43

44 Impacto de la emergencia económica en el sector: Algunas cuestiones particulares
Exploración y explotación: - Relación con el abastecimiento interno - Inversiones en exploración: Proyecto nacional de incentivos a la exploración - Cuestiones institucionales: provincialización de hidrocarburos y preservación de una estrategia nacional para la industria - El mediano y largo plazo: “un puente demasiado lejos…” Algunos hechos destacados: - Decretos Nº 180 y 181 del Poder Ejecutivo Nacional - Res. SEE Nº 752/05: comercialización del gas natural 44

45 Análisis de fortalezas y debilidades del sector
Importantes cuencas no exploradas con posibilidades geológicas (incluyendo off-shore), aunque con alto riesgo Buena capacidad instalada de refinación de petróleo y transporte de gas Los criterios de calidad, productividad, seguridad y cuidado del medio ambiente siguen criterios internacionales de creciente exigencia (alta concientización) Balanza comercial positiva Muy buen posicionamiento en gas natural Recursos humanos altamente capacitados para todas las actividades, incluido Investigación & Desarrollo Existencia de varias cuencas sedimentarias: producción diversificada geográficamente

46 Inseguridad jurídica e incertidumbre fiscal
Debilidades Ausencia de una Visión de Mediano y Largo Plazo, que contemple las interacciones entre las distintas fuentes de energía y el aprovechamiento de las capacidades instaladas Inseguridad jurídica e incertidumbre fiscal Insuficiente inversión en exploración Distorsión de precios de los combustibles en el mercado doméstico (especialmente por el Gas). Falta de incentivos para explorar en los precios del gas Poca infraestructura en localidades petroleras patagónicas (caminos, conexiones, vuelos entre ciudades, localidades con baja radicación de familias) Insuficiente resguardo de la información petrolera (geológica y geofísica) Alto costo de capital (prima de riesgo)

47 Análisis de fortalezas y debilidades del sector (Cont.)
Oportunidades Mayor desarrollo de la industria por el mantenimiento de altos precios del WTI (Acción coordinada de la OPEP) Incremento de la demanda global: EEUU planea redireccionar su demanda externa de crudo y derivados. Crecimiento de consumo de energía en China Oportunidad de integración energética regional Aumento de la participación regional del gas en la matriz energética como fuente eficiente de generación de Energía Eléctrica (potencial de exportación) Países limítrofes con poca industria gasífera Oportunidades en Gas para el desarrollo de: Producción de Metanol (hoy Chile lo produce con gas argentino) Producción de Fertilizantes GTL (Gas to Liquid) que permite transformar el gas en combustible líquido

48 Amenazas La carga impositiva distorsiona los precios finales de los combustibles, cambiando la configuración de la producción de combustibles Acciones descoordinadas de las provincias productoras, entre ellas y con la Nación, al desarrollar su propia normativa y política fiscal Riesgos de pérdida de productividad e inversiones por el descontrol de la acción gremial y la protesta social (piquetes y agresiones a instalaciones)

49 Conclusiones generales:
El Sector Energético Regulado todavía tiene la posibilidad de cumplir un rol destacado en el desarrollo nacional con su estructura actual. También resulta evidente que es necesario introducir algunas modificaciones a través de instrumentos adecuados para brindar: - seguridad institucional; - certeza en las obligaciones y derechos: - Seguridad jurídica como un producto de estas condiciones; - Transparencia en los procedimientos; Para ello se requiere un retorno a la normalidad, rescatando del marco regulatorio original las normas que, con las adecuaciones del caso y una expresión de políticas públicas e institucionales adecuadas al objetivo buscado, reencaucen el desarrollo constante de esta industria para el bien de la comunidad nacional. 49