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Ing. GERARDO RABINOVICH

11º Congreso Técnico – Científico Internacional. Panorama del Abastecimiento Energético. Ing. GERARDO RABINOVICH. Buenos Aires, 4 de noviembre de 2009. BALANCE ENERGETICO ARGENTINA 2006 OFERTA TOTAL DE ENERGIA PRIMARIA. Oferta Total de Energía Primaria – 75 millones de TEP

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  1. 11º Congreso Técnico – Científico Internacional Panorama del Abastecimiento Energético Ing. GERARDO RABINOVICH Buenos Aires, 4 de noviembre de 2009

  2. BALANCE ENERGETICO ARGENTINA 2006 OFERTA TOTAL DE ENERGIA PRIMARIA Oferta Total de Energía Primaria – 75 millones de TEP Representa el 0,6% de la OTEP mundial y el 13% de la OTEP en América Latina.

  3. BALANCE ENERGETICO ARGENTINA 2006 CONSUMO DE ENERGIA FINAL Consumo de Energía Final – 51 millones de TEP Industria: 27,0%; Transporte: 30,2%; Residencial: 20,3% Agro: 6,4%

  4. Problemática del Petróleo en la Argentina Evolución de las Reservas Probadas Reservas Probadas Petróleo (Mm3) Fuente: Secretaría de Energía Luego de una caída continua desde el 2000, las Reservas Probadas de petróleo crecieron en 2006 ( 19 %)y 2007 (1%), pero en 2008 volvieron a caer (4%)

  5. La amenaza del peak – oil. El agotamiento de los Recursos No Renovables Curvas de Hubbert en distintas hipótesis Fuente: IFP

  6. Problemática del Petróleo en la Argentina- Evolución de la Producción 1970-2008 La producción de petróleo cae en forma ininterrumpida desde el año 1998. La producción interanual a Mayo 2008 se contrajo un 11% respecto de igual período del año anterior. Año Mil m3 Variación Fuente: Secretaría de Energía de la Nación

  7. Evolución de los Precios del Petróleo Crudo 2000-2009 Fuente: Elaboración Propia en base a Petroleum Intelligence Weekly

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

  9. Down-Stream Argentina – Mercado Interno Productos Petroleros Fuente: Secretaría de Energía de la Nación y estimaciones propias Dic. 2007 Crecimiento las ventas al mercado interno de todos los combustibles líquidos con excepción de la nafta común (> 83 RON). Las ventas del gas oil se estancaron en 2008, las naftas súper y ultra crecen en forma sostenida, y el fuel oil crece a tasas inferiores 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.

  10. Problemática del Gas Natural en la Argentina Evolución de las Reservas Probadas Reservas Probadas Gas Natural (MMm3) Fuente: Secretaría de Energía de la Nación Caída continua de las Reservas Probadas Gas Natural desde el año 2001

  11. Problemática del gas Natural en la Argentina- Evolución de la Producción 1970-2008 Fuente: Secretaría de Energía de la Nación La producción de gas natural llegó a su máximo en el año 2004, y luego comenzó a caer ligeramente, con un brusco cambio de tendencia.

  12. Abundancia Relativa de Petróleo y Gas en Argentina R/P PETROLEO 2008 11 años R/P GAS NATURAL 2008 8 años Los recursos no renovables en nuestro país son, en términos relativos, cada vez más escasos.

  13. Crecimiento de la Demanda Interna de Gas Natural Fuente: ENARGAS y estimaciones propias En el período 2002-2008 la producción de gas natural creció un 8%, y la demanda interna un 38%. Como consecuencia de este desfasaje a partir del año pasado se presentan limitaciones y la demanda interna crece solamente un 0,2% respecto del año anterior. En los dos primeros meses del 2009, la demanda interna de gas natural cayó más de un 10% en relación al año pasado. Crisis económica.

  14. Exportaciones e Importaciones de Gas Natural Fuente: ENARGAS y estimaciones propias. Las importaciones de Gas Natural Licuado fueron estimadas en base a una operación continua de 132 días del buque regasificador inyectando un promedio de 8 millones de m3/día Las exportaciones como variable de ajuste entre una demanda creciente y la producción estancada, tienden a desaparecer. El promedio de las importaciones ha sido entre 4 y 5 millones de m3/diarios. Las dificultades de Bolivia en el 2008, y los requerimientos de Argentina obligaron a la importación de GNL Spot, operación que se mantendrá hasta el 2012. El saldo de comercio internacional de gas natural se ha transformado en negativo en el 2008.

  15. Transporte de Gas Natural Columna Vertebral del Sistema Energético Argentino TOTAL:128,3 Mm3/día Cuenca NOA Capacidad Gasoducto Norte: 24,3 Mm3/día Capacidad Gasoducto Centro Oeste : 32,8 Mm3/día City Gate Buenos Aires Cuenca Neuquina Capacidad Gasoducto San Martín: 28,2 Mm3/día Capacidad Gasoducto NEUBA 1: 14,1 Mm3/día; Capacidad Gasoducto NEUBA 2: 28,9 Mm3/día Cuenca Austral

  16. Ampliación de la Capacidad de Transporte de Gas Natural Fuente: Secretaría de Energía de la Nación El Gasoducto bajo el Estrecho de Magallanes es prioritario, podría movilizar recursos disponibles del orden de los 10 millones de m3/día.

  17. Precios de Importación gas de Bolivia para Argentina Fuente: “Suministro de Gas Natural de Corto Plazo”, Daniel Gerold, Abril 2008 Por aplicación de la fórmula de reajuste contractual este precio en 2009 se estima inferior a los 6 u$s/MBtu

  18. Costo de Abastecimiento – Gas Natural El resultado de estas medidas en materia de costos de abastecimiento en el año 2008, y estimaciones para el presente año:

  19. Costo de Abastecimiento – Gas Natural En 2008, las importaciones representaron un 5% del volúmen de gas comercializado pero un 29% del valor total puesto en el mercado

  20. Costo de Abastecimiento – Gas Natural La Resolución 2067 de Octubre 2008 crea el Fondo Fiduciario para atender las importaciones de gas natural y toda inyección que sea requerida para atender la demanda interna. Precio del gas en el punto de ingreso al sistema de inyección (PIST), para los clientes de METROGAS. El resto de las Distribuidoras tienen precios similares

  21. Costo de Abastecimiento – Gas Natural Si toda la demanda Residencial comercializada en el año 2008 pagara el gas como si fuera un consumidor tipo R3.3 y R 3.4, la recaudación hubiera ascendido a 390 millones de u$s, cubriendo el 55% del costo de las importaciones. El costo de abastecimiento promedio en el año 2008 fue de 1,7 u$s/MBtu, para el presente año se estima un costo promedio de abastecimiento de 1,2 u$s/MBtu. El problema se presenta en la distribución de este costo de abastecimiento entre los distintos usuarios Existen intenciones de elevar el precio que pagan las Usinas Eléctricas mínimo de 1,89 u$s/MBtu para los productores de Santa Cruz, hasta 2,14 u$s/MBtu para los productores de Neuquén, modificando el actual Acuerdo de Precios con los Productores.

  22. Costos de Transporte del Gas Natural Los costos de transporte de gas natural son notablemente superiores e los costos de transporte del petróleo o del carbón. A su vez, el transporte de gas natural por gasoducto tiene un costo inferior al costo de transporte por GNL a distancias menores a los 3.500 kilómetros y volúmenes del orden de los 10 millones de m3/día

  23. América del Sur - Reservas Probadas Gas Natural 2007 Crisis del gas natural en Argentina 5150 360 480 740 360 A partir de los primeros años del presente siglo, el eje de la oferta de gas natural en el Cono Sur se ha trasladado hacia el Norte de la región, donde Bolivia y Perú aparecen como potenciales oferentes 440

  24. Proyectos GNL – Desarticulación Regional

  25. Ambiente Institucional Organización del Mercado Eléctrico ESTADO ARGENTINO ENARSA ENRE Ente Nacional Regulador de la Electricidad CAMMESA Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. Generadores Distribuidores Transportistas Grandes Usuarios ESTADO NACIONAL (20%) ENDESA Arg. (20%) SADESA (16%) AES Arg. (12%) PAMPA Holding (8%) Otros Generadores TRANSENER, TRANSNOA, TRANSNEA, DISTROCUYO, TRANSBA, C.O.T.D.T. COMAHUE, TRANSPA EDESUR, EDENOR, EDELAP, Empresas y Direcciones de Energía Provinciales Grandes usuarios mayores, menores y particulares

  26. Situación Actual Sector Eléctrico EVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA MEM - MW Fuente: CAMMESA (Potencia instalada en 2008 hasta Junio) La capacidad instalada en el MEM se incrementó 13 % entre 2001 y junio 2008. EVOLUCION DE LA PRODUCCION DE ENERGIA La producción de energía eléctrica para cubrimiento de la demanda creció entre 2002 y 2007 a una tasa anual del 5,9%

  27. Situación Actual Sector Eléctrico EVOLUCION DE LA DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA La Demanda de Potencia Máxima se incrementó entre 2002 y 2008, 42%, a razón de 1.000 MW por año, lo que obliga a incorporar todos los años esta capacidad. CALULO DE LA POTENCIA FIRME EN EL MEM - MW Nota: Indisponibilidad TV: 30%; CC y TG: 18%; Hidráulicas: Potencia firma año hidrológico medio

  28. Evolución del Parque de Generación COMPOSICION DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA26.226 MW - 2007

  29. Expansión de la Oferta de Energía Eléctrica en base a gas natural y combustibles líquidos Fuente: Secretaría de Energía de la Nación

  30. Expansión de la Oferta de Energía Eléctrica: Contratos de Abastecimiento Res 220/2007 Fuente: Secretaría de Energía de la Nación

  31. Combustibles y Energía Eléctrica Consumo de Gas Oil para Generación de Energía Eléctrica Proyección estimada 2007 - 2009 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

  32. Costo de Abastecimiento – Energía Eléctrica Incremento del Precio Monómico Medio Anual siguiendo el aumento de los precios internacionales del petróleo y combustibles líquidos

  33. Costo de Abastecimiento – Energía Eléctrica • A partir del año 2006 se acentúa el ritmo de incremento en los costos de Generación, como consecuencia de: • Mayor utilización de combustibles líquidos en reemplazo de gas natural; • Incremento de los precios internacionales del petróleo; • Se comienzan a instalar TG Ciclo Abierto y Grupos Diesel, potenciando aún más el consumo de combustibles líquidos • El desfasaje entre costo de generación e ingresos por compra de energía obligó en la ley de Presupuesto del año 2008 a transferir al Fondo de Estabilización como Aporte No Reintegrable 22 mil millones de pesos, como producto del déficit acumulado desde el año 2004 hasta Abril de 2009. • El Presupuesto Nacional prevé seguir compensando este déficit hasta fines de 2009, y probablemente durante todo el 2010.

  34. Costo de Abastecimiento – Energía Eléctrica Evolución de precios en el MEM 2006-2009 SUBSIDIOS PMMR: Precio Medio Monómico Real; PEST: Precio Estacional; PSAN: Precio Sancionado

  35. Conclusiones Los principios tarifarios establecidos en los Marcos Regulatorios no son aplicados, y no resulta previsible que esta situación se revierta en el mediano plazo. Se requiere una profunda revisión de los mecanismos de formación de precios de la energía y su traslado a tarifas. Las restricciones que fueron fijadas para los generadores de electricidad pertenecientes al Estado Nacional no parecen ser de aplicación en la situación actual y también deben ser objeto de profunda reflexión. La solución que se adopte deberá ser fruto de un amplio consenso entre los sectores de la economía, los consumidores particulares y el Gobierno y deberá formar parte de una nueva legislación a ser aprobada en el Congreso. La brecha existente entre costos de abastecimiento y su pase a tarifas a usuarios finales es muy grande, y la tendencia es que siga creciendo en el corto plazo. La segmentación de los mercados no parece ser una solución adecuada para ir cerrando esta brecha y está en el origen de injustas situaciones sociales

  36. Conclusiones El desfasaje entre los costos de generación y lo que paga la demanda ha tenido un costo aproximado de 30.000 millones de $ entre 2003 y fines de este año. Este costo será cubierto por Aportes No Reintegrables del Tesoro Nacional (subsidios generalizados). Las empresas prestadoras de servicios públicos (TyD) operan con resultados operativos positivos, pero sin rentabilidad y con una baja tasa de inversión. La política tarifaria de los servicios públicos de electricidad y gas natural y la solución de los graves desequilibrios generados por políticas inadecuadas están en el centro de las preocupaciones para encontrar soluciones a la crisis energética estructural que afecta a nuestro país. Sus implicancias ya se proyectan sobre la evolución general de la economía. Este es el desafío de la nueva política energética que la Argentina debe elaborar a partir de los consensos ya alcanzados.

  37. Desafíos para el 2011 * Diseñar una estrategia de mediano plazo que permita corregir las distorsiones de precios, tarifas y subsidios. * Crear condiciones claras y estables para generar un flujo genuino y creciente de inversiones en el área energética. * Fortalecer la capacidad de gestión del Estado para resolver la crisis energética.

  38. PROPUESTAS PRINCIPALES * Diseñar una nueva Política Energética Nacional. * Elaborar un Plan Estratégico Sectorial de mediano y largo plazo. * Diversificación de la Matriz Energética. * Fortalecer los acuerdos de intercambio y complementación con los socios del MERCOSUR ampliado.

  39. Muchas Gracias!Pueden visitarnos en la páginawww.iae.org.ary consultarnos agerardoa@speedy.com.ar;iae@iae.org.ar

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