Transcript GNL - Foro de la Cadena Agroindustrial Argentina

Las políticas públicas de una
nueva estrategia energética
Por Daniel Gustavo Montamat
Foro Agroindustrial 23-11-10
La matriz primaria y la
dependencia fósil
100%
3%
90%
5%
6%
44%
40%
4%
80%
70%
60%
68%
50%
94%
40%
87%
30%
20%
10%
37%
87%
89%
43%
47%
52%
1997
2002
2008
26%
0%
1970
Gas Natural
Petróleo
Nuclear
Carbón mineral
Energía Hidráulica
Otros
Renovables 8%, y la
hidráulica 54% de ellas
Gas natural 52%
Hidráulica 54%
Renovables 8%
Otros primarios 10%
Bagazo 17%
3%
Nuclear
Leña 19%
Carbón
Mineral
1%
Petróleo 36%
Electricidad: la creciente
participación térmica
Diagnóstico: discrecionalidad,
corto plazo y descapitalización





Crece la dependencia de la energía primaria fósil (90%) y del
parque térmico que consume gas o combustibles (55%)
Las reservas probadas de gas se redujeron un 54% en la
década (de 778 mil MM m3 a 352 mil MM3). La producción
declina desde el 2005
Las reservas probadas de petróleo también declinan y la
producción cayó un 28% desde 1998 a la fecha
La estructura de refinación no se puede utilizar a pleno por la
mayor proporción de crudos pesados en la producción (40%).
No hay nueva capacidad de refinación para procesar los
crudos pesados ni condiciones para importar crudos livianos
Diagnóstico: un sector
entrampado en el corto plazo




Por efecto de incentivos impositivos y necesidad de abastecer
el parque térmico la demanda de combustibles está muy
sesgada al gasoil
La demanda de potencia eléctrica superó la oferta en el 2007
y hubo que racionar. En los picos de demanda de
invierno/verano el sistema opera sin adecuadas reservas
técnicas y con alta indisponibilidad térmica.
La institucionalización del sector ha sido sustituida por
intervenciones discrecionales. No hay planificación estratégica
Hay serias distorsiones en los precios y tarifas de la canasta
energética. No hay tarifa social
El déficit del balance de
hidrocarburos
BALANCE DE HIDROCARBUROS (1980/2007 Real, 2008/25 Proyectado)
120
Importación Neta
Exportación Neta
100
3% PBI-TIE 1.1-Precios 2007
Consumo
Producción
Millones de tep
80
60
40
20
¿Cómo reducir el triángulo rojo?
0
1980
1985
1990
1995
2000
Fuente: Foro Estratégico
2005
2010
2015
2020
2025
El triángulo rojo empieza
a insinuarse
Derivados
16,000
Gas natural
14,000
Petróleo Crudo
12,000
Millones de Tn
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
-2,000
-4,000
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010e
Tendencia: demanda de
productos sesgada al gasoil
Referencias
Gas Oil y
Diesel Oil
Naftas
Fuel Oil
Otros
Consumo ex
URRSS
Consumo Europa
49%
60%
40%
33%
29%
27%
40%
21%
20%
20%
11%
10%
20%
Consumo Medio
Oriente
0%
0%
33%
40%
26%
21%
20%
20%
Consumo
Norteamérica
40%
0%
35%
Consumo
Japón
31%
15%
20%
60%
46%
29%
40%
0%
21%
20%
4%
Consumo
Argentina
0%
Consumo Sud y
Centroamérica
40%
31%
36%
Se consume en
proporción
más G Oil y D
Oil del que se
produce
55%
60%
20%
20%
14%
40%
20%
0%
25%
9%
11%
60%
Consumo China
40%
40%
20%
Consumo
Africa
27%
24%
9%
0%
Consumo Asia-Pacífico
60%
37%
43%
40%
28%
40%
21%
23%
20%
15%
19%
20%
0%
0%
0%
13%
20%
Tendencia: Restricciones
para producir más gasoil
Promedio de refinación
en Argentina
1993-2002
2003-2009
4%
4%
37%
33%
7%
6%
44%
46%
8%
12%
 El mix de productos puede sufrir leves modificaciones en el tiempo, en base a las decisiones de
maximizar el beneficio de las empresas, dados los precios internos y externos de derivados, así
como la oferta de crudo disponible.
2009
2008
2007
2006
2005
91%
94%
94%
91%
89%
90%
88%
87%
88%
86%
1997 9%
1998 6%
1999 6%
2000 9%
2001 11%
2002 10%
2003 12%
2004 13%
2005 12%
14%
16%
17%
15%
2006
2007
2008
2009
85%
Petróleo pesado
83%
40%
84%
87%
1996 13%
84%
85%
0%
15%
20%
1995
40%
16%
60%
1994
44%
42%
43%
44%
43%
41%
56%
58%
57%
56%
57%
59%
62%
64%
66%
80%
2004
38%
36%
34%
68%
70%
68%
66%
64%
65%
% Pesado / Total
2003
2002
2001
32%
2000
32%
34%
36%
30%
0%
1999
1998
1997
1996
20%
35%
60%
1995
Tendencia: Aumento en la
proporción de crudos pesados
Producción
100%
% Liviano / Total
Refinación
100%
Petróleo liviano
80%
Tendencia: restricciones para
usar la capacidad instalada
Refinación anual (eje izq) en miles m3
Capacidad máxima: 35.145
35.000
30.000
20.000
26.331
27.663
30.312
31.527
32.046
30.204
30.198
29.028
30.282
31.189
30.901
32.601
33.328
33.081
30.436
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
5.000
27.194
10.000
1994
15.000
0
Industria de refinación – Utilización de la capacidad instalada (%)
100
97,3
94,3
93,4
95
La menor
utilización se debe
a una caída en la
refinación total
91,2
89,0
90
90,8
89,0
85
84,9
86,6
83,4
80,7
80
82,1
3º T 09
1º T 09
3º T 08
1º T 08
3º T 07
1º T 07
3º T 06
1º T 06
3º T 05
1º T 05
3º T 04
1º T 04
3º T 03
1º T 03
3º T 02
75
1º T 02
Miles m3
25.000
 Dado que la producción
se acerca al nivel de
máxima capacidad, en un
contexto de incrementos
de demanda, surgen dos
alternativas a futuro:
 Incrementar
importaciones
subproductos
las
de
 Incrementar
la
capacidad productiva del
sector, como así también
aumentar la complejidad
con el objetivo de refinar
crudos más pesados.
¿GNL para descomprimir la demanda gasolera?
Capacidad de gasificación [MMm3/d]
Actual
Estimada 2012 Potencial
2
5,5
8,5
10
15
20
10
10
10
15
25
0
10
22
45,5
73,5
Terminal
Mejillones
Quintero
Bahía Blanca
Escobar
Montevideo
Total región
Capacidad anual
8.030
16.608
26.828 MMm3/año
Montevideo
Si se eliminan las restricciones arancelarias,
se optimiza el uso de la infraestructura y se
reemplazan combustibles más costosos
Escobar
GNL:~ 7
Suba de 10% en
la utilización de
las terminales
u$s/
MMBtu
+ 2700
MMm3
/año
de
GNL
 Diesel:~ 16
- 2,6 MMm3/año
de Diesel
u$s/
MMBtu
Ahorro:
~900 MM
u$s/Año
¿Biodiesel para sustituir
gasoil importado?
Productor
Renova
Dreyfus
Patagonia Bioenergía
Ecofuel
Unitec
Viluco
Explora
Molinos
Diaser
Biomadero
Vicentin
Aripar
AOMSA
Maikop
Rosario Bioenergy
Diferoil
Pitey
Soyenergy
Ecopor
Totales
Produccón
Disponible
Capacidad
Producción
Capacidad
ofrecida para
para
Instalada (Tn
asignada por
destinado al
Cupo(Tn
exportación(
año)
SE(Tn año)
cupo
año)
Tn año)
480.000
300.000
250.000
220.000
220.000
200.000
120.000
100.000
96.000
72.000
64.000
50.000
48.000
40.000
36.000
30.000
18.000
18.000
10.200
2.372.200
144.000
84.000
84.000
72.000
230.000
200.000
120.000
36.000
96.000
48.000
24.000
50.000
48.000
40.000
36.000
30.000
18.000
18.000
10.200
1.388.200
33.750
27.500
33.130
29.108
113.097
108.594
89.091
27.810
79.459
44.152
23.928
50.000
48.000
40.000
36.000
30.000
18.000
18.000
10.200
859.819
446.250
272.500
216.870
190.892
106.903
91.406
30.909
72.190
16.541
27.848
40.072
0
0
0
0
0
0
0
0
1.512.381
7%
9%
13%
13%
51%
54%
74%
28%
83%
61%
37%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
Relación
entre oferta
al cupo y
cupo
asignado
23%
33%
39%
40%
49%
54%
74%
77%
83%
92%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
El problema de los costos
y los precios del biodiesel
Tendencia: aumento de la
demanda de potencia
Tendencia: restricciones
en la oferta disponible
Tendencia: responder con
más oferta térmica
La demanda crece entre 800 y 1000 MW/año
Ingreso de oferta hasta 2013
2500
1500
1000
Ensenada de Barragan
Nor Aldyn
Nor Aldyn
Distribuida Enarsa
Distribuida Enarsa
Yacyretá - Cota 83 msnm
Nor Aldyn
Emgasud
Distribuida Enarsa
Yacyretá - Cota 83 msnm
Atucha II
0
Pilar - Cierre Ciclo
500
Yacyretá - Cota 80 msnm
MW instalados
2000
Ene-11 Mar-11 Ago-11 Ene-12 Jun-12 Jun-12 Jun-12 Ene-13 Ene-13 Jun-13 Jun-13 Jun-13 Oct-13
El déficit proyectado del
balance eléctrico
Oferta y demanda de electricidad
225.000
Gigawatts hora
200.000
78,500
GWh
175.000
150.000
125.000
100.000
Tendencia
* “Total requerido”, en glosario de CAMMESA
Fuente: F Mezzadri y Asociados
Proyectos en ejecución
Tendencia: financiamiento
inflacionario de subsidios
RESULTADO NORMAL DEL SPNF
en millones de pesos
1999
2006
2007
2008
2009
2010
-7.347
11.623
9.296
14.655
-7.000
-17.471
+ Subsidios (energía, transporte y ONCCA)
-
6.486
14.629
30.633
32.701
40.432
-
-
11.686
15.065
19.495
19.610
25.627
25
14.712
20.450
36.055
35.197
42.511
-
-
-
-
13.000
15.779
ANSES: Rentas de la propiedad
14
651
842
1.017
7.755
4.034
BCRA: Rentas de la propiedad
470
803
1.435
5.417
3.964
23.036
-
-
-
-
9.630
-
Ahorro de intereses por capitalización de bonos
280
3.319
3.467
3.563
4.600
4.618
Ahorro de intereses por capitalización del CER
-
16.114
14.471
14.316
10.185
10.225
-8.136
-29.174
-31.804
-34.577
-78.241
-102.868
-10.208,5
-3,9%
-10.934,3
-3,4%
-20.933,7
-7,4%
Resultado fiscal oficial
Impuesto al cheque
Derechos de exportación
Aportes ANSES (de ex AFJP)
DEG del FMI
Resultado fiscal "Normal"
en dólares
% PIB
Fuente: OJF & Asociados en base a MECON
-8.136,4
-2,7%
-9.487,6
-4,5%
-25.118,4
-7,6%
Tendencia: crecimiento
exponencial de los subsidios
SUBSIDIOS
En millones de pesos. Base devengado.
2008
2009
2010e
Var. %
2010/2009
16.486
15.944
20.309
27%
CAMMESA
8.472
8.538
11.620
36%
ENARSA
2.939
2.740
3.344
22%
8.896
10.802
15.859
47%
2.808
3.093
3.857
25%
2.724
3.842
4.995
30%
1.064
2.300
2.530
10%
1.413
2.320
3.016
30%
955
1.400
1.120
-20%
Otros
9.269
9.919
11.109
12%
Transferencias Sociales
9.730
14.387
17.721
23%
TOTAL SUBSIDIOS
45.336
52.452
66.118
26%
Sector Energético
Sector Transporte
Conc. de Trenes y Subtes
FF Sist. Infraest. Trans
Aerolíneas Argentinas
Empresas Públicas
AySA
1
1
Incluye transferencias por fuera del Tesoro
Fuente: OJF & Asociados en base a ASAP, MECON y estimaciones propias
Una política de estado para
para el sector energético
EJES ESTRATÉGICOS
 Plan de eficiencia
energética (tasa de
intensidad 1.1 a 0.7)
 Diversificación oferta
primaria y eléctrica
(energía renovable y
nuclear)
 Relanzamiento de la
integración regional
(recursos-redes-reglas)
REGLAS Y PRECIOS
 Recomposición gradual
–
–
–
–

1
2
3
4
Subsidio presupuestario
Precio mayorista único
Subsidio económico
Tarifa Social focalizada
Nueva Ley de Petróleo
– Condiciones exploración
– Condiciones explotación
– Agencia de Hidrocarburos

Actualización Marcos de
gas y electricidad
La fuente de energía más
barata: la eficiencia
Correlación Consumo Final/Producto
50
40
30
20
10
Consumo final energía
11,5
y = 1,132x - 11,35
R² = 0,980
11,0
10,5
10,0
9,5
9,0
18,4
18,6
18,8
19,0
19,2
19,4
19,6
19,8
Ln PBI en MM $ 1993
2008
2005
2002
1999
1996
1993
1990
1987
1984
1981
1978
1975
1972
Correlación Consumo Final/Producto
Lineal (Correlación Consumo Final/Producto)
PIB $ 1993
120,000
102
MMTep
3,1 % a.a.
100,000
80,000
Miles de Tep
1969
1966
1963
0
Ln C F Energia mtep
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Mil Millones $1993
60
1960
Millones de TEP
Relación consumo de energía/producto
84
MMTep
54
MMTep
60,000
2,2 % a.a.
2,2 % a.a.
40,000
20,000
0
1970
1975
1980
1985
1990
1995
Estructural
2000
2005
2010
Tendencial
2015
2020
2025
De 102 MMtep
a 84 MMtep
La eficiencia diversifica la
matriz eléctrica
Escenario Tendencial (264,7 TWh)
6%
2%
Gas
Natural
Año 2008 (112,3 TWh)
2%
42%
Líquidos 24%
Año 2008
Carbón
33%
10%
34%
60%
Gas
Natural
7%
17%
45%
Escenario Estructural (216,4 TWh)
Líquidos 12%
6%
8%
2%
2%
Carbón
Gas
Natural
40%
29%
200,000
Térmica
Líquidos
13%
6%
2008
Nuclear
Carbón
Hidroeléctrica
Renovables
10%
21%
Autoproducción
47
Fuente: Secretaria de Energía
La eficiencia diversifica la
matriz primaria
Año 2007 – 81,3 MTEP
Año 2025 – 134,5 MTEP
7.0%
2.7% 0.7%
4.3%
0.5%
2.7%
37.1%
1.0% 7.0%
4.0%
9.0%
134.5 MTEP
81.3 MTEP
33.0%
52.0%
0.5% 2.7%
Energía Hidráulica
37.1%
Nuclear
39.0%
0.7% 4.3%2.7%
Gas Natural
Petroleo
Carbón Mineral
52.0%
Renovables
Otros Primarios
48
Fuente: Secretaria de Energía
Integración= mercados
regionales de gas natural
Gasoducto
Colombia-Venezuela
Gasoducto
Venezuela - Brasil
Gasoducto
ColombiaEcuador
Gasoducto
para cerrar
Anillo
Oriental
Gasoducto
Brasil-PerúBolivia
Área Energética CAN
Cordillera
de
Los Andes
Gasoducto Existente
Gasoducto Proyectado
Propuesta de Integración
Área Energética del
MERCOSUR
Integración=mercados
regionales de electricidad
Capacidad de Interconexión (MW)
Países
Operativa
Col-Ven
380
Col-Ecu
40
Bra-Ven
200
Ecu-Per
200
Bra-Par
12650
Arg-Par
914
Arg-Bra
2050
Arg-Uru
2100
Bra-Uru
70
Chi-Per
10
Arg-Chi
640
Total
19254
Recomposición de precios
y tarifa social
Tarifa social focalizada por indicadores socio-económicos
Los segmentos regulados ajuste a cuenta de Revisión Tarifaria Integral
La recomposición empieza
con el precio del gas natural
GNL 7/10
24 CUENCAS SEDIMENTARIAS
MM
Acres
Continente
Costa afuera
Total
(hasta -200 m)
358
98
456
M
km2
1.449
396
1.845
CUENCAS PRODUCTIVAS
CUENCAS NO PRODUCTIVAS
Licitar áreas en función de unidades de inversión
y canon indexado en función del valor económico de reservas recuperadas
Previsibilidad en la apropiación
y distribución de la renta
120
30.000
100
Millones de US$
25.000
80
20.000
60
15.000
40
10.000
Reparto Renta petróleo y gas 2002-2009
Total MM$US 95.691
WTI (US$/bbl)
35.000
14036; 15%
54573; 57%
27082; 28%
20
5.000
0
0
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Ingresos x Petróleo
Ingresos x Gas
Costo Total (por BPE)
WTI (eje derecho)
Renta del petróleo y el gas
2002-2009
30000
mil lones de U$S
25000
20000
11812
15000
10000
5000
0
1272
3513
1373
4488
2002
2003
1505
3851
4594
9646
2007
7185
1912
6368
8263
10128
2004
2005
2006
renta petróleo
renta gas natural
13999
5782
2008
2009
down stream take
government take
corporate take
La diferencia de una
política de estado
Argentina: evolución petrolera
11 años de caída productiva
1999
1998 110
107
104
101
Participación en
2002 2001
2004
98
producción mundial
1997
95
2005
2003
92
1998
2003
2008
89
1,2%
1,0%
0,8%
2007 2006
1996
86
83
2009
1995
80
2008
77
74
1994
71
1993
68
1981
65
1983
10 años de crecimiento sostenido
62
1986
59
1992
56
1990
1987
53
1988
50
49
Brasil: evolución petrolera
2000
46
43
40
37
34
31
28
25
22
22
25
28
31
34
37
40
43
46
49
2007
Participación en producción
mundial total
1998
1,4%
2003
2,0%
2008
2,3%
2005
2004
2008
2006
2003
2001
2002
2000
1999
Proceso de expansión sostenido
60 63 66 69 72 75 78 81 84 87 90 93 96 99 102 105 108
Las políticas públicas de una
nueva estrategia energética
Por Daniel Gustavo Montamat
Foro Agroindustrial 23-11-10