INTEGRACIÓN ENERGÉTICA EN EL CONO SUR.18 Petróleo - Evolución Reservas Comprobadas y Relación...

10º ENERCON

INTEGRACIÓN ENERGÉTICA EN EL CONO SUR.

Desafíos sobre el Abastecimiento a Largo Plazo.

Jorge A. OlmedoSan Pablo, Octubre de 2008

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El IAE “ GENERAL MOSCONI” es una asociación civil no gubernamental (ONG) sin fines de lucro; financia sus actividades con el aporte de sus socios. Tiene sede en Buenos Aires, República Argentina.

v ACTIVIDADES:* Investigación, estudios y estadísticas sectoriales.* Asesoramiento a organismos públicos, empresas e instituciones.* Organización de seminarios y conferencias.

v PUBLICACIONES:* Revista “Proyecto Energético”. * Informe de Coyuntura del Sector Energético.* Anuario Estadístico Energético.* Trabajos Técnicos y Documentos Especiales. * Agenda Energética IAE

www.iae.org.ar

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Primera Parte

Situación Actual del Abastecimiento Energético

en el Cono Sur.

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EL Cono Sur

Está fuertemente perturbado y sin soluciones integrales inmediatas por:

* Restricciones de suministro gasífero de Argentina a Chile, Brasil y Uruguay

* Bolivia: incertidumbre sobre sus exportaciones de gas.

* Argentina requiere a países vecinos suministros eléctricos de emergencia.

* Paraguay plantea renegociar precios de Yacyretá e Itaipú.

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1- La caída de las Reservas de Gas Natural de Argentina y el estancamiento de su producción doméstica;

y

2- El reordenamiento del Sector de Hidrocarburos de Bolivia (Nacionalización).

Han originado una fuerte perturbación energética en el Cono Sur.

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* Argentina: su sistema energético es “gas dependiente” y no puede abastecer la demanda creciente del mercado interno y los contratos de exportación.

* Desde el 2004 se dispusieron fuertes restricciones a las exportaciones de gas, priorizando el abastecimiento interno.

* Fuertes impactos en el mercado interno y en los países del Cono Sur: Chile – Uruguay – Brasil.

* La limitación de oferta argentina hace postergar sin fecha la 2ª etapa de gasoductos de Argentina a Porto Alegre.

Primera Causa

7

* 2006: el gobierno de Bolivia dispuso la Nacionalización de los Hidrocarburos.

* Medida trascendente: impacto interno y en el ámbito regional.

* La transformación tiene tiempos políticos que difieren de las urgencias técnico – económicas.

* Las empresas petroleras aún no comprometen las inversiones necesarias para aumentar significativamente la producción, condición necesaria para la ejecución de nuevos gasoductos.

Esto abre un serio interrogante y origina postergaciones del gasoducto del Noreste argentino y del 2º gasoducto a Brasil.

Segunda Causa

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* Chile: diversifica su abastecimiento mediante fuentes complementarias de gas natural; construye plantas de regasificación para importar GNL;

* Argentina: firmó en el 2006 un contrato de suministro de gas natural con Bolivia, un proveedor tradicional.

Noticia Impactante

Gran éxito del Plan Exploratorio de Brasil, asegurando su autoabastecimiento y convirtiéndose en futuro exportador de Hidrocarburos.

Hechos Recientes

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Segunda Parte

Situación Actual del Sector Energético Argentino.

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** Fuerte crecimiento económico: 2003 / 2007.

* Importante incremento de demanda de productos y servicios energéticos:

Características Relevantes

* Desaceleración en el año 2008.

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* Precios y Tarifas: retraso relativo en el mercado interno y en el MERCOSUR.

* Renegociaciones inconclusas de contratosde concesión (Gas y Electricidad).

* Inversiones de expansión claramente insuficientes.

* Alta incertidumbre sobre reglas de juego sectoriales.

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Argentina transita una crisis energética de características estructurales.

Afecta la normal provisión de servicios públicos esenciales (gas natural y electricidad) y el abastecimiento de combustibles líquidos.

Esta crisis tiene proyección por varios años.

Urge definir un plan estratégico integralde medidas gubernamentales.

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Cambio de Paradigmas Energéticos

* De ser un “país gasífero”, se ha convertido en un “país con gas”.

* Habiendo sido un “exportador nato” de petróleo, gas y electricidad, ha pasado a ser un“importador creciente”.

En riesgo la seguridad energética y el sustento de un desarrollo sostenido.

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Petróleo

15

* Fuerte declinación de la producción de petróleo desde 1998.

* Aumento del consumo interno; reducción de los saldos exportables.

* Fuerte crecimiento de las importaciones de gasoil para generación eléctrica.

* Las destilerías al máximo de su capacidad instalada.

* No se han descubierto yacimientos importantes desde hace 15 años

y la exploración es menor que hace 20 años.

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BALANCE DE ENERGIA PRIMARIA

Fuente: Secretaría de Energía de la Nación

Fuentes Primarias en el Balance Energético Nacional

0%10%20%30%40%50%60%70%80%

1970 1980 1990 2000 2005

Energía Hidráulica

Nuclear

Gas Natural

Petroleo

Carbón Mineral

Leña

Bagazo

Otros Primarios

El petróleo y el gas natural representan casi el 90% de laenergía primaria, aunque sus proporciones han variado sustancialmente a favor del gas (50 % en 2005).

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Producción de Petróleo

Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía

Tendencia declinante para el próximo quinquenio.Se prevé importar petróleo en un mercado de precios altos.

Evolución 1970-2007

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

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40.000

45.000

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1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Mil

m3

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Petróleo - Evolución Reservas Comprobadas y Relación Reservas - Producción


0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

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Miles de m3

0

2

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R/P

PETROLEOMiles de m3

RELACIONReservas / Producción

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Exportaciones de Petróleo


0

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6.000

8.000

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2001

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2006

Miles de m3

20

Marco Internacional: Precios de Petróleo Crudo

PPrecio promedio recio promedio del petrdel petróóleo crudo leo crudo de referencia tipo de referencia tipo WTI:WTI:

2003 2003 –– 31,07 u$s/b 31,07 u$s/b 2004 2004 –– 41,68 u$s/b 41,68 u$s/b 2005 2005 –– 56,81 u$s/b56,81 u$s/b2006 2006 –– 66,14 u$s/b66,14 u$s/b2007 2007 –– 72,66 u$s/b72,66 u$s/b2008 (Enero2008 (Enero-- SeptSept))

114 114 u$su$s/b/b

Desde 2003 a 2007, los precios promedio anual

del petróleo tipo WTI aumentaron 134%.

Evolución del Precio Spot del Petróleo WTI 1989 - 2007

01020304050607080

1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007

U$S

/bar

ril

Fuente: BP Statistical Review; Platt's, Oilnergy

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Gas Natural

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* Reservas de gas natural:bajaron de 30 años a fines de los ´80 a menos de 10 años en la actualidad.

* “Cuello de botella” en la oferta:limita suministro al mercado interno

y a los contratos de exportación.

Abre un gran interrogante: urge impulsar exploración y diversificación.

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Producción de Gas Natural



0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Mill

on

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3

`07

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Gas Natural - Evolución Reservas y Relación Reservas - Producción

0

100.000

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1996

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2000

2001

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2003

2004

Millones de m3

0

5

10

15

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35

40

45

50años

GAS NATURALMillones de m3

RELACIONReservas / Producción

Fuente: Secretaría de Energía

A partir de 2005 necesita cantidades crecientes de gas natural importado.

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* Avance para asegurar suministro externo y construir el gasoducto del NEA.

* Precio actual: 8 / 9 U$S/MMBTU.

* Promedio de Importación:2007: 4.4 mill.m3/día.2008: 1,0 / 2,0 mill.m3/día

Contrato de Gas con Bolivia

Bolivia no puede cumplir el compromiso de enviar

7 mill.m3/día en primera etapa. Propuso renegociar el contrato: cantidades y plazos.

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* Esto complica el abastecimiento de corto y mediano plazo.En 2008: se importa GNL por barco regasificador a preciomuy alto (16 U$S/MMBTU – 8 mill.m3/día).

* Es grave que Bolivia no pueda exportar los 27 mill.m3/día previstos para el 2010, a transportar por el gasoducto del NEA, con iniciación largamente demorada.

* ALERTA TEMPRANO: urge evaluar alternativas factibles.

Viabilidad de plantas de regasificación para suministro complementario de GNL a largo plazo.

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Energía Eléctrica

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Energía Eléctrica

EVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA MEM - MWEVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA MEM EVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA MEM -- MWMW

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. Crecimiento 2001 – 2007 : 9.2 %

EVOLUCION DE LA DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA - MW

Se ha incrementado a razón de 1.000 MW por año.Esto obliga a generar inversiones en esa escala.

Fuente: CAMMESA y estimaciones propias

24.4021.00510.15613.2416.3622.3064.5732007

24.0291.0059.93413.0906.3612.2664.4632006

23.2981.0059.41512.8786.2992.0834.4962005

23.0281.0059.10012.9236.2992.0984.5262004

22.9751.0059.02112.9496.2962.1384.5152003

22.8141.0059.02112.7886.2712.0024.5152002

22.3401.0058.92512.4105.8562.0394.5152001

TOTALNUCHITERMCCTGTVAño

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Energía Eléctrica

* La capacidad instalada no puede satisfacer la demanda máxima actual 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 inviernos de 2007/2008 se ha recurrido a importaciones desdeBrasil (1.000 MW) y Uruguay y a restricciones a la Industria: máximo de 1.200 MW.

El Sistema asume mayores riesgos para atender una demanda en crecimiento (en desaceleración año 2008: 3%).

La expansión de emergencia (2008/11) incrementa la participación Térmica en la Oferta de Energía Eléctrica al 58%.

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Desafíos claves y urgentes

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* Aplicar una política integral 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 institucional, regulatoria y de gestión del Estado.

* Elaborar un Plan Estratégico Sectorial de mediano y largo plazo, orientado a la Diversificación de la Matriz Energética.

Desafíos para el 2008/2009

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Tercera Parte

Integración Energética Brasil - Argentina

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ACUERDOS PRESIDENCIALES

SARNEY – ALFONSÍN (1986)

* Protocolo Nº 8 – Energía

v Anexo I – Hidrocarburosv Anexo II – Energía Eléctrica

* Protocolo Nº 17 – Cooperación Nuclear

Decisión política: iniciar un proceso de cooperacióne integración económica en el marco de los nuevosprocesos democráticos.

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* Argentina asumió un nuevo rol de exportador de petróleo, gas y electricidad, comprometiendo reservas significativas de recursos energéticos no renovables.

* El Estado pasivamente fue autorizando exportaciones mientras descendían los indicadores de reservas/producción (especialmente gas natural).

* Proceso motorizado por el sector privado, que construyó y financió la infraestructura necesaria para viabilizar contratos comerciales de largo plazo.

La Integración en el MERCOSUR en los ´90

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* Los gobiernos acompañaron este proceso de creciente vinculación energética, acordando criterios regulatorios y autorizando contratos.

* Principales vinculaciones Argentina – Brasil:

Gasoducto Aldea Brasilera – Uruguayana.

Interconexiones eléctricas en 500 Kv (Garabí I y II).

* Chile y Uruguay: fuerte dependencia del abastecimiento argentino.

* Argentina: no renovó el acuerdo de importación de gas de Bolivia a su vencimiento (1999).

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La Emergencia Energética Argentina y la Integración en el MERCOSUR

* Los precios y tarifas se retrasaron significativamentecon respecto a sus costos y a los precios del MERCOSUR.

* Se limitan los flujos de exportación, se requiere importación creciente de energía eléctrica.

* 2005/2008: Brasil y Argentina firmaron varios Acuerdos sobre el “Período Transitorio” (Dic/2005 – Dic/2008):

v Sustitución de energía en forma no simultánea;v Autorización de las adecuaciones de contratos vigentes;v Reglamentación para la operación y remuneración de las

Interconexiones Internacionales;v Importación de Energía Eléctrica Interrumpible desde Brasil.

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Exportación de Gas a Brasil

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.001

-Ene

15-E

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Mm

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ía

Gas Exportado a Brasil desde Gasoductos Troncales (TGN)Gasoducto Aldea Brasilera - Uruguayana

2006 2007 2008

CAPACIDAD CONTRATADA: 2.8 Mm3/día

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Intercambio de Energía EléctricaInterconexiones Internacionales

-600

-400

-200

0

200

400

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GW

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EXPOR CONTRATO (CEMSA)

EXPOR. DEVOLUCION (CAMMESA)

IMPOR. a DEVOLVER (CAMMESA)

IMPOR. CONTRATO (CAMMESA)


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Acuerdos Presidenciales - 2008Temas principales

* Coordinación en Políticas Energéticas.

* Hidroeléctrica de Garabí y otros emprendimientos Río Uruguay

v Convenio de Cooperación entre ELETROBRAS y EBISA:

Estudio de inventario del aprovechamiento del río Uruguay:licitación en octubre de 2008 (plazo inferior a treinta meses);

Estudio de viabilidad del emprendimiento Garabí: conclusión fines de 2010.

* Cooperación Nuclear

v Se constituyó la Comisión Binacional de Energía Nuclear (COBEN);

v Constituir una Empresa Binacional de Enriquecimiento (EBEN).

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Realidad Regional: Argentina y Brasil aplican Políticas Energéticas Diferentes.

* Brasil: fortalece la ecuación energética y maximiza la movilización de los recursos propios.Consolida su abastecimiento energético a largo plazo (significativo aumento de reservas de petróleo y gas) y se convierte en exportador.

* Argentina: maximiza el “bienestar presente”, sin una estrategia clara sobre el futuro. Se agota en el corto plazo, consumiendo reservas que eran abundantes y serán escasas y caras en el mañana.

* Argentina desalienta la exploración, al carecer de reglas claras y estables y de un Plan Exploratorio.

Es probable que las grandes diferencias de precios entre ambos países se acorten en los próximos años, al perder Argentina el autoabastecimiento en petróleo y gas y convertirse en importador creciente de energía.

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CONCLUSIONES y PROPUESTAS

Enfrentamos una situación de incertidumbre respecto al futuro energético global y regional.

* Un objetivo prioritario: fortalecer el MERCOSUR ampliado y la alianza estratégica de integración política y económica entre Brasil y Argentina.

* Consensuar políticas comunes en los foros internacionales,incluyendo la negociación clave de nuevos Convenios sobre Cambio Climático (Bali y Naciones Unidas).

En ese marco propiciamos:

v Promover la progresiva convergencia de las políticas energéticas, en base a la Planificación Estratégica.

v La Planificación Energética debe definir las mejores opciones Nacionales, identificando y alentando los proyectos que favorezcan el proceso de Integración Regional.

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v Suscribir acuerdos de intercambio y complementación entre los Estados, con un activo rol de empresas privadas y públicas en la construcción, financiamiento y operación de los proyectos.

v Los proyectos particulares deben cumplir procesos de maduración que demandan tiempo (estudios a nivel de factibilidad completa).

v Construcción de Garabí: desafío clave en la integración.

v Avanzar hacia una armonización gradual de los marcos regulatorios energéticos, ambientales e impositivos, que haga previsible las condiciones jurídicas y económicas.

v Fortalecer una efectiva coordinación de acciones, evitando medidas unilaterales que originan fuertes impactos en países vecinos.

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