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REPUBLICA ARGENTINA – SITUACION ACTUAL Y PERSPECTIVAS DEL SECTOR
ENERGETICO
“Políticas Energéticas en América Latina: Integración o Nacionalismo”
Ing. GERARDO RABINOVICH
Universidad de Belgrano
Ing. GERARDO RABINOVICH
Universidad de Belgrano
I Encuentro Latinoamericano de Economía de Energía
Índice
1 Matriz Energía en la Argentina
2 Evolución en el Corto Plazo: Petróleo, Gas Natural y Energía Eléctrica
3 Evolución en el largo plazo
4 Conclusiones
PARTICIPACION DE DISTINTAS FUENTES ENERGETICAS EN EL BALANCE DE
ENERGIA PRIMARIA EN LA ARGENTINA
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación
Fuentes Primarias en el Balance Energético Nacional
0%
10%
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30%
40%
50%
60%
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1970 1980 1990 2000 2005
Energía Hidráulica
Nuclear
Gas Natural
Petroleo
Carbón Mineral
Leña
Bagazo
Otros Primarios
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.
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.
Evolución de la Producción de Energías Primarias (MTep)
Energía Hidráulica
Nuclear
Gas Natural
Petroleo
Carbón Mineral
Leña
Bagazo
Otros Primarios
TOTAL
PRODUCCION
PRI
MARIA
2005 Tasa aa
3.683 3,32%
2.089 3,73%
41.064 5,06%
33.934 1,18%
15 -10,34%
843 1,18%
710 0,21%
702 0,63%
83.040 2,78%
Petróleo y Gas Natural : 90%
Tasa de crecimiento EP 1980-2005: 2,78% a.a.
0
10.000
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60.000
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1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004
mile
s d
e T
EP
Energía Hidráulica Nuclear Gas Natural PetroleoCarbón Mineral Leña Bagazo Otros Primarios
Panorama energético Argentina
Panorama energético Argentina
Fuerte crecimiento de la demanda de energía secundaria (DES) en el largo plazo
PBI 1980-2005 - +1,56% a.a. DES 1980-2005 - +2,07% a.a.
Elasticidad DES/PIB: 1,32
Panorama energético Argentina
Consumo por Sector (MTep)
2005 – 41.946 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%
0
5.000
10.000
15.000
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25.000
30.000
35.000
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1980 1985 1990 1995 2000 2005
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TE
P
Residencial Comercial y Público Transporte Agropecuario Industrial
Abundancia Relativa de Petróleo y Gas en Argentina
Los recursos no renovables en Argentina son, en términos relativos, cada vez más escasos.
R/P PETROLEO 2006 10,8 años
R/P GAS NATURAL 2006 8,6 años
Evolución de la Relación R/P República Argentina 1970-2006
0,0
5,0
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1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Añ
os
PETROLEO
GAS NATURAL
5 años
25 años
2 – Evolución en el Corto Plazo
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 2004. En 2005 Y 2006, ligero crecimiento a 61 pozos.
Reservas Probadas de Petróleo República Argentina 1970-2005
100.000
200.000
300.000
400.000
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1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Mile
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3
1999 487.492 11,4%2000 472.781 -3,0%2001 457.674 -3,2%2002 448.425 -2,0%2003 425.213 -5,2%2004 393.972 -7,3%
2005 346.632 -12,0%
2006 411.262 18,6%
Problemática del Petróleo - Exploración
98 100 52 107 141 165 106 94 63 62 50 33 30 24 29 62 59
783892
700667
1034
1581
1486
1199
841
492
913
1294
10051178 1177
1221 1209
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1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006
0
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Fuente: Ing. Oscar VICENTE (Presentación en CARI – 2007)
Exploración Desarrollo Tendencia Exploración
Cantidad de Pozos ExploratoriosCantidad de Pozos Totales
La producción de petróleo cae en forma ininterrumpida desde el año 1998. El año pasado (según datos provisorios) volvió a contraerse un 2,5%
Problemática del Petróleo - Producción
Producción de Petróleo República Argentina 1970-2007
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Mil
m3
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
Problemática del Petróleo - Elaboración y Comercio
Internacional Crudo y Derivados
2002 2003 2004 2005 2006 2007Producción de Petróleo Mil m3 43.819 42.986 40.437 38.541 38.249 37.302Petróleo Procesado Mil m3 31.685 32.958 33.622 33.552 34.962 34.139Petróleo Exportado Mil m3 15.461 13.336 10.237 8.493 3.976 3.326
u$s FOB 2.156 2.235 2.109 2.145 1.457 1.296u$s/barril 21,82 26,23 32,24 39,52 57,35 60,98
Retenciones Mil u$s 539 671 949 965 656 596
PETROLEO CRUDO
Continua caída de la producción y de las exportaciones, impacto fiscal y capacidad máxima de procesamiento. Las refinerías locales pueden incrementar en forma muy marginal el procesamiento de petróleo crudo.
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación
Problemática del Petróleo - Elaboración y Comercio
Internacional Crudo y Derivados
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación y estimaciones propias Dic. 2007
2002 2003 2004 2005 2006 2007 VariaciónNafta Súper Mil m3 2.695 2.562 2.786 3.150 3.804 4.562 11,1%Nafta Común Mil m3 1.035 818 653 548 456 174 -30,0%Gas Oil Mil m3 10.218 10.575 11.381 12.238 12.932 13.870 6,3%Fuel Oil Mil Ton. 816 937 1.132 1.434 1.591 2.381 23,9%
COMBUSTIBLES LIQUIDOS - VENTAS AL MERCADO INTERNO
Continúan en fuerte crecimiento las ventas al mercado interno de todos los combustibles líquidos con excepción de la nafta común (> 83 RON). Las ventas del gas oil crecieron el 7,2%, las naftas especiales el 20%, y el fuel oil casi el 50%.
La nueva demanda que presiona sobre los líquidos es la generación de energía eléctrica, y la escasez de gas natural y gas oil impulsan las ventas de naftas de alto octanaje.
Problemática del Petróleo - Elaboración y Comercio
Internacional Crudo y Derivados
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación y estimaciones propias Dic. 07
2002 2003 2004 2005 2006 2007 VariaciónNafta Súper Mil m3 2.036 1.525 1.417 975 667 350 -29,7%
Mil u$s FOB 367.836 316.547 397.411 382.820 324.044 184.026 -12,9%
Nafta Común Mil m3 926 1.525 1.294 1.942 1.311 1.125 4,0%Mil u$s FOB 163.690 313.981 357.606 738.758 556.068 577.435 28,7%
Gas Oil Mil m3 1.520 1.582 1.067 276 109 47 -50,1%Mil u$s FOB 272.586 350.326 318.340 131.031 59.555 28.085 -36,5%
Fuel Oil Mil Ton. 855 851 976 1.033 1.373 1.548 12,6%Mil u$s FOB 157.510 135.664 150.630 257.542 380.396 530.874 27,5%
TOTAL EXPORTACIONES Mil u$s FOB 961.622 1.116.518 1.223.987 1.510.151 1.320.063 1.320.420 6,5%
COMBUSTIBLES LIQUIDOS - EXPORTACIONES
2002 2003 2004 2005 2006 2007 VariaciónNafta Súper Mil m3 23 0 8 17
Mil u$s CIF 874 967 3.409 0 4.268 9.462 61,0%
Nafta Común Mil m3 0 0 17 0 0 250Mil u$s CIF 0 0 1.626 844 0 120
Gas Oil Mil m3 350 233 400 679 447 825 18,7%Mil u$s CIF 66.079 101.152 115.546 329.028 216.914 488.046 49,2%
Fuel Oil Mil Ton. 0 0 0 76 0 47Mil u$s CIF 0 0 0 20.298 0 17.086
TOTAL IMPORTACIONES Mil u$s CIF 66.953 102.119 120.581 350.170 221.182 514.714 50,4%
COMBUSTIBLES LIQUIDOS - IMPORTACIONES
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación y estimaciones propias Dic. 07
Fuerte presión sobre el comercio internacional de gas-oil.
Problemática del Gas Natural - Reservas
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación
Reservas Probadas Gas Natural (MMm3)
Caída de Reservas Probadas Gas Natural en 2005 – 19% (439 mil millones de m3). Ligera Recuperación en 2006 (446 mil millones de m3)
Reservas Probadas de Gas Natural República Argentina 1970-2006
0
100.000
200.000
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400.000
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600.000
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1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Mill
on
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3
1999 729.214 6,2%2000 777.609 6,6%2001 763.526 -1,8%2002 663.523 -13,1%2003 612.496 -7,7%2004 541.857 -11,5%2005 438.951 -19,0%
2006 446.156 1,6%
Problemática del Gas Natural - Producción
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación
Producción de Gas Natural República Argentina 1970-2006
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Mill
on
es d
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3
1998 38.579 4,1%1999 41.617 7,9%2000 44.870 7,8%2001 45.912 2,3%2002 45.750 -0,4%2003 50.676 10,8%2004 51.981 2,6%2005 51.453 -1,0%2006 51.665 0,4%
2007 50.994 -1,3%
La producción de gas natural se estancó a partir del año 2004 y cayó el año pasado.
Problemática del Gas Natural – Demanda Interna
Fuente: ENARGAS y estimaciones propias
2002 2003 2004 2005 2006 2007 Var. 07/06Residencial 7.381 7.727 7.738 8.350 8.307 10.097 21,5%Comercial 987 1.028 1.120 1.109 1.102 1.271 15,3%Industrial 9.797 10.683 11.221 11.305 12.528 12.092 -3,5%Centrales Eléctricas 7.784 8.751 10.344 10.714 11.382 12.028 5,7%GNC 2.040 2.639 3.045 3.168 3.043 2.873 -5,6%TOTAL 27.989 30.828 33.468 34.646 36.362 38.361 5,5%
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%.
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.
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007Chile 14.018 14.558 17.220 18.440 16.657 16.308 4.730Uruguay 94 59 187 327 281 336 272Brasil 2.034 1.506 1.127 1.228 936 1.302 475Exportaciones Totales 16.146 16.123 18.533 19.995 17.874 17.945 5.477
Exportaciones de Gas Natural (Mil m3/día)
Problemática del Gas Natural – Demanda y Transporte
Evolución Demanda Gas Natural 2004-2007
80
90
100
110
120
130
Enero Marzo Mayo Julio Setiembre Noviembre
Millo
nes
de
m3/
día
2004
20052006
2007
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.
Problemática del Gas Natural – Demanda y Transporte
City Gate
Buenos Aires
Cuenca NOA
Cuenca Neuquina
Cuenca Austral
Capacidad Gasoducto Norte: 24,3 Mm3/día
Capacidad Gasoducto Centro Oeste : 32,8 Mm3/día
Capacidad Gasoducto NEUBA 1: 14,1 Mm3/día;
Capacidad Gasoducto NEUBA 2: 28,9 Mm3/día
Capacidad Gasoducto San Martín: 28,2 Mm3/día
TOTAL:128,3 Mm3/día
Problemática del Gas Natural – Demanda y Transporte
PROYECCION DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL
40
60
80
100
120
140
160
180
Enero Marzo Mayo Julio Septiembre Noviembre
Millones de m3/día
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Capacidad de Transporte 2005
Capacidad de Transporte Final
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
Crecimiento de la demanda: 6% anual.
Producción: No crece desde el año 2004
Redistribución
Prioridad Mercado Interno
Variable de Ajuste: Exportaciones
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
Problemática del Gas Natural – Demanda y Transporte
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.
Evolución Contrato de Gas Argentina - Bolivia
Fecha Volumen Precio Otros Convenio Temporario de Venta de Gas Natural entre Argentina y Bolivia
21 abril 2004 4 millones m3/día 1 u$s/MBtu Plazo: 6 meses
Addenda Nº 1 25 nov. 2004 6,5 millones m3/día 1 u$s/MBtu Plazo: 31/12/2005 Addenda Nº 2 7 enero 2005 Ajustes Addenda Nº 3 3 nov. 2005 7,7 millones m3/día 1 u$s/MBtu Plazo: 31/12/2006
No discriminación exportaciones frente a terceros países (Brasil)
Convenio Marco entre Argentina y Bolivia para la venta de gas natural y la realización de proyectos de integración energética.
20 jun. 2006 7,7 millones m3/día (2007); 16 millones m3/día (2008-2009); 27,7 millones m3/día (2010-2027)
5 u$s/MBtu Comisiones Técnicas para redacción del Contrato y condiciones particulares. Argentina construye GNEA y financia planta extracción líquidos. Estudian Central Termoeléctrica
Contrato Compra – Venta Gas Natural YPFB - ENARSA
Octubre 2006 Ratifican cantidades Convenio
Ratifican precio y fórmulas de Reajuste
Bolivia anuncia en reunión de Presidentes que no puede cumplir con ninguno de los plazos del contrato
Febrero 2008 Precio trimestre Enero – Marzo 2008: 7,8 u$s/MBtu
Bolivia indica que no podrá cumplir con sus obligaciones antes del año 2012.
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.
POTENCIA NOMINAL INSTALADA POR SISTEMA 2005 - MWPOTENCIA NOMINAL INSTALADA POR SISTEMA 2005 - MWPOTENCIA NOMINAL INSTALADA 2005 POR SISTEMA - RESUMEN TOTAL PAIS - Valores en kW
SISTEMA CG CV DI EO HB HI NU TG TV SO GT Total
MEM 3.998.280 2.323.100 16.122 0 974.000 8.127.480 1.018.000 2.236.580 4.551.000 0 0 23.244.562 MEMSP 41.220 21.800 0 0 0 532.000 0 205.300 0 0 0 800.320
INTERCONECTADO 0 0 209.473 27.760 0 282.791 0 139.620 22.400 0 600 660.244
AISLADO 414.000 229.000 166.790 69 0 3.951 0 155.838 0 26 0 969.674
Total instalado 4.453.500 2.573.900 392.385 27.829 974.000 8.946.222 1.018.000 2.737.338 4.551.400 26 600 25.674.800
Problemática de la Energía Eléctrica – Capacidad Instalada
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación “Informe del Sector Eléctrico 2005 (Parte 2)
EVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA MEM - MWEVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA MEM - MW
Año TV TG CC TERM HI UN TOTAL2001 4515 2039 5856 12410 8925 1005 223402002 4515 2022 6271 12808 9021 1005 228342003 4515 2138 6296 12949 9021 1005 229752004 4526 2098 6299 12923 9100 1005 230282005 4496 2083 6299 12878 9415 1005 232982006 4463 2266 6361 13090 9934 1005 24029
Fuente: CAMMESA
La capacidad instalada en el MEM se incrementó un 7,5% entre 2001 y 2006.
GENERACION POR TIPO (GWh)GENERACION POR TIPO (GWh)2002 2003 2004 2005 2006 2007 Var. 07/06
Térmica 31.429 38.093 48.024 49.801 53.708 61.000 13,6%Hidráulica 37.714 35.447 31.821 36.100 42.355 37.294 -11,9%Nuclear 5.393 7.025 7.313 6.374 7.153 8.907 24,5%TOTAL 74.536 80.565 87.158 92.275 103.216 107.201 3,9%
Problemática de la Energía Eléctrica – Generación
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
2002 2003 2004 2005 2006 2007Potencia Máxima 13.481 14.359 15.032 16.143 17.395 18.345
Mes del Año Feb-Mar Jul Dic Dic Jul Mayo
Fuente: CAMMESA y estimaciones propias
La Demanda de Potencia Máxima se incrementa a razón de 1.000 MW por año, lo que obliga a incorporar todos los años esta capacidad.
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 medioLa 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 1.200 MW a la industria durante el pico de Julio y Agosto entre las 16 horas y las 24 horas
Año TV TG CC TERM HI NUC TOTAL2006 3124 1994 5598 10716 5960,4 854 17530,51
Problemática de la Energía Eléctrica – Evolución del Parque de
GeneraciónCOMPOSICION DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA
13.185 MW - 1992
COMPOSICION DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA
13.185 MW - 1992
Ciclo Combinado
Turbo Vapor
Turbinas de Gas
Hidráulica
Nuclear
43%
8%
37%
12%
Total Térmico: 49 %
Problemática de la Energía Eléctrica – Evolución del Parque de
Generación
Ciclo Combinado
Turbo Vapor
Turbinas de Gas
Hidráulica
Nuclear
COMPOSICION DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA
24.029 MW - 2006
COMPOSICION DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA
24.029 MW - 2006
26%
19%
41%
4%
Total Térmico: 54%
9%
Energía Eléctrica
Nuevos Proyectos de Generación 2008 - 2011Nuevos Proyectos de Generación 2008 - 2011
POTENCIA TOTAL NUEVA
2008-2011: 6.587 MW
GN y GO: 4.479 MW
Nuclear: 748 MW
Carbón: 240 MW
Hidráulico:1.120 MW
Energía Eléctrica
COMPOSICION PROBABLE DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA 30.084 MW - 2010COMPOSICION PROBABLE DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA 30.084 MW - 2010
Ciclo Combinado
Turbo Vapor
Turbinas de Gas
Hidráulica
Nuclear
Diesel
36%
6%
28%
16%
14%
Total Térmico: 58%
Esquema de expansión de emergencia, incrementa la participación Térmica en la Oferta de Energía Eléctrica.
Esquema de expansión de emergencia, incrementa la participación Térmica en la Oferta de Energía Eléctrica.
Energía Eléctrica
Consumo de Gas Oil para Generación de Energía Eléctrica
Consumo de Gas Oil para Generación de Energía Eléctrica
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
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
Consumo de Gas Oil para Generación de Energía Eléctrica
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Mil m3
Proyección estimada 2007 - 2009
La cuestión de los Precios
Actualmente rige en la Argentina una estructura de precios de la Actualmente rige en la Argentina una estructura de precios de la
energía en el Mercado Eléctrico que discrimina en función del tipo de energía en el Mercado Eléctrico que discrimina en función del tipo de
usuario: usuario: Precios de referencia de la energía en el mercado ($/MWh):
Pico Resto Valle MedioDemandas > 300
kW 71.50 71.49 71.26 71.44Sancionado 42,727275 42,73881912 42,7129631 43,53187
No Residenciales <
10 kW 57.16 57.15 56.92 57.10Residenciales <
10 kW 42,727272 34.67 34.67 35.37Alumbrado 49.96 42.58 41.70 44.27
Agosto-Octubre’2005
El resultado como remuneración a los generadores en el año 2006 dio El resultado como remuneración a los generadores en el año 2006 dio
un precio en el Mercado Spot de 30 u$s/MWh, mientras que el un precio en el Mercado Spot de 30 u$s/MWh, mientras que el
mercado estabilizado en el que compran las empresas Distribuidoras mercado estabilizado en el que compran las empresas Distribuidoras
dio como resultado. Actualmente Brasil y Chile están licitando dio como resultado. Actualmente Brasil y Chile están licitando
potencia para el año 2010 con ofertas que rondan los 60 u$s/MWhpotencia para el año 2010 con ofertas que rondan los 60 u$s/MWh
La cuestión de los Precios
El resultado como remuneración a los generadores en el año 2006 dio El resultado como remuneración a los generadores en el año 2006 dio
un precio en el Mercado Spot de 30 u$s/MWh, mientras que el un precio en el Mercado Spot de 30 u$s/MWh, mientras que el
mercado estabilizado en el que compran las empresas Distribuidoras mercado estabilizado en el que compran las empresas Distribuidoras
dio como resultado. Actualmente Brasil y Chile están licitando dio como resultado. Actualmente Brasil y Chile están licitando
potencia para el año 2010 con ofertas que rondan los 60 u$s/MWhpotencia para el año 2010 con ofertas que rondan los 60 u$s/MWh
A esto hay que agregar el incremento debido al descongelamiento de A esto hay que agregar el incremento debido al descongelamiento de
las tarifas de empresas Distribuidoras y Transportistas de energía las tarifas de empresas Distribuidoras y Transportistas de energía
eléctrica, que se prevé comenzará a concretarse a partir del año eléctrica, que se prevé comenzará a concretarse a partir del año
próximo.próximo.
Los incrementos por estos conceptos podrían incidir en un aumento de Los incrementos por estos conceptos podrían incidir en un aumento de
entre el 15% y el 20% en las facturas a usuarios finales.entre el 15% y el 20% en las facturas a usuarios finales.
La cuestión de los Precios
En el Mercado del Gas se produce una situación similar, el precio del En el Mercado del Gas se produce una situación similar, el precio del
gas de referencia en cuenca Neuquina que se permite que las gas de referencia en cuenca Neuquina que se permite que las
Distribuidoras transfieran a tarifa es de 0,5 u$s/Mbtu.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
La cuestión de los Precios
En el ámbito del MERCOSUR la situación es similar: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
3 – Evolución en el Largo Plazo
Ley 26.093 - 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.
Régimen Legal - Biocombustibles
Ley 26.190 - 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 $/kWh).
Régimen Legal – Fomento Energias Renovables
Energía Eléctrica
IMAGINANDO EL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA – 2018
POTENCIA INSTALADA 39.600 MW
IMAGINANDO EL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA – 2018
POTENCIA INSTALADA 39.600 MW
Tasa de crecimiento de la demanda: 4% anual acumulado
Tasa de crecimiento de la demanda: 4% anual acumulado
PARQUE ELECTRICO IMAGINADO EN 2018
Ciclo Combinado
Turbo Vapor
Turbinas de Gas
Hidráulica
Nuclear
Renovables
21%
16%7%
41%
6%8%
TOTAL PARQUE TERMICO: 44%
Energía EléctricaIMAGINANDO EL PARQUE DE GENERACION
ELECTRICA QUE IMPLICA DESDE AHORA?
IMAGINANDO EL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA
QUE IMPLICA DESDE AHORA?
Construir 2.130 MW en Ciclos Combinados;1.900 MW en Turbinas de Vapor;6.400 MW en Centrales Hidroeléctricas1.300 MW en Centrales Nucleares;3.200 MW en Centrales con Energías Renovables
Casi 15.000 MW nuevos con una inversión promedio de alrededor de 2.000 Millones de u$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);
Construir 2.130 MW en Ciclos Combinados;1.900 MW en Turbinas de Vapor;6.400 MW en Centrales Hidroeléctricas1.300 MW en Centrales Nucleares;3.200 MW en Centrales con Energías Renovables
Casi 15.000 MW nuevos con una inversión promedio de alrededor de 2.000 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);
4 – Conclusiones y Agenda
CONCLUSIONES
1)1) El modelo energético argentino está agotado. Se hace El modelo energético argentino está agotado. Se hace
necesario plantear un nuevo modelo que haga frente a los necesario plantear un nuevo modelo que haga frente a los
desafíos planteados.desafíos planteados.
2)2) El desarrollo en base a la penetración continua del gas El desarrollo en base a la penetración continua del gas
natural ya no es sustentable. Es necesario implementar natural ya no es sustentable. Es necesario implementar
reformas profundas para lograr un abastecimiento reformas profundas para lograr un abastecimiento
energético sustentableenergético sustentable
3)3) El paradigma energético de la Argentina ya está El paradigma energético de la Argentina ya está
cambiando: esto implica que de un concepto de cambiando: esto implica que de un concepto de
abundancia relativa del recurso gas natural a precios abundancia relativa del recurso gas natural a precios
bajos, pasamos a un recurso escaso con precios crecientes bajos, pasamos a un recurso escaso con precios crecientes
en un plazo previsible.en un plazo previsible.
CONCLUSIONES
4)4) Las amenazas en el corto plazo son concretas, la seguridad Las amenazas en el corto plazo son concretas, la seguridad
de abastecimiento está comprometida. El sector energético de abastecimiento está comprometida. El sector energético
no es capaz de asegurar la demanda en primer lugar del no es capaz de asegurar la demanda en primer lugar del
usuario industrial y luego del resto de los usuarios.usuario industrial y luego del resto de los usuarios.
5)5) Existe un notorio desequilibrio de precios de la energía Existe un notorio desequilibrio de precios de la energía
con los países del MERCOSUR, pero también al interior de con los países del MERCOSUR, pero también al interior de
la estructura de precios del sector energético que alienta la estructura de precios del sector energético que alienta
consumos irracionales.consumos irracionales.
6)6) En los próximos dos a tres años se produce un “gap” entre En los próximos dos a tres años se produce un “gap” entre
oferta y demanda que no se conoce como se irá a cubrir. oferta y demanda que no se conoce como se irá a cubrir.
Existe incertidumbre sobre precios y proveedores.Existe incertidumbre sobre precios y proveedores.
7)7) Las empresas industriales o grandes usuarios, deberían Las empresas industriales o grandes usuarios, deberían
incorporar estructuras que gestionen el abastecimiento de incorporar estructuras que gestionen el abastecimiento de
energía para sus consumos, previendo que los proveedores energía para sus consumos, previendo que los proveedores
existentes no estarán siempre en condiciones de existentes no estarán siempre en condiciones de
satisfacerla.satisfacerla.
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