republica argentina – situacion actual y perspectivas del sector energetico políticas...

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%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

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

20.000

30.000

40.000

50.000

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


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


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

40.000

45.000

1980 1985 1990 1995 2000 2005

mile

s de

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

10,0

15,0

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25,0

30,0

35,0

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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

500.000

600.000

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Mile

s d

e m

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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200

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1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

0

20

40

60

80

100

120

140

160

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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%


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 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.




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


Fuerte presión sobre el comercio internacional de gas-oil.

Problemática del Gas Natural - Reservas


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

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

900.000

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Mill

on

es d

e m

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


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

e m

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.


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


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


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

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


24.029 MW - 2006


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


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


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


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.


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


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

republica argentina – situacion actual y perspectivas del sector energetico políticas...

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