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Situación del sector energético argentino Análisis de los problemas relacionados al
aumento de la dependencia externa
Ing. GERARDO RABINOVICH
Rio de Janeiro, 21 de septiembre de 2012
Índice
1 Contexto Energético Internacional 2 Contexto Energético Nacional
3 Sector petróleo y gas natural. YPF Plan Estrategico 4 Situación del Sector Eléctrico 5 Subsidios 6 Conclusiones
1 Nuevos paradigma: Demanda en Asia – Pacifico , China e India. Nuevos actores
2 Alta volatilidad de precios. Mercados financieros : mayor impacto en la formación del
precio del petróleo; 3 Compromisos de reducción de emisiones de CO2, cambio climático y calentamiento
global.
4 Aumento de las incertidumbres: geopolíticas; catástrofes naturales (Japón, Golfo de México); nuevos recursos no convencionales (shale gas; sand oil, esquistos bituminosos., off-shore profundo..)
CONTEXTO INTERNACIONAL
CONTEXTO INTERNACIONAL
BALANCE ENERGETICO MUNDIAL 2009
OFERTA TOTAL DE ENERGIA PRIMARIA
OTEP – 12 mil
millones de TEP
Crecimiento: 2,3%
% Fósiles: 82%
% Renovables
Eléctricas: 3%
CONTEXTO INTERNACIONAL
Desde 2004 desacople de precios entre petróleo y gas natural en Estados Unidos Tendencia de crecimiento de largo plazo del pecio del petróleo. Promedio 2012: 97 u$s/barril Tendencia decreciente del precio del gas natural en Henry Hub. Promedio 2012: 2,53 u$s/Mbtu
Novedad tecnológica: Recursos no convencionales
Diferencias entre yacimientos convencionales y no convencionales
Fuente Comité Argentino del Consejo Mundial de la Argentina: “Desafios de la Energia” Lic. Jorge Ferioli, 3ELAEE Buenos Aires 2011
Incertidumbres sobre la productividad e impactos sobre el medio ambiente
Fuente Comité Argentino del Consejo Mundial de la Argentina: “Desafios de la Energia” Lic. Jorge Ferioli, 3ELAEE Buenos Aires 2011
Explotación no convencional - Fracking Explotación convencional
UGRFS CGRFS
Water
15,000 m3 (Vol. equiv. to 6
olimpic pools)
160 m3 (Vol. equiv. to 1/25
olimpic pool)
Proppant
1,5 to 2,5 MM pounds
(15,000 to 25,000 sxs)
2 to 6 M pounds
(200 to 600 sxs)
HHP 35.000 3.000
Rendimiento de la energía sobre el capital invertido (EROI)
Fuente: :Murphy and Hall in Conseil Mondiale de l’Energie: “Desafios de la Energia” Lic. Jorge Ferioli, 3ELAEE Buenos Aires 2011
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Coal Conventional Gas
Conventional Oil Tar Sands Oil Shale
EROI 18:1 5:1 3:1
Potencial del Gas No Convencional
Source: US Department of Energy « World Shale Gas Resources: an inicial assessment of 14 Regions Outside US – April 2011
Recursos « Técnicamente Recuperables » Shale Gas - 2011
5-7 veces las reservas probadas actuales
Source: Center of Oil shifts to Americas – Washington Post , may 26, 2012
Potencial del Petróleo No Convencional
USA mantiene su dependencia petrolera actualmente del 45% o la reduce ligeramente.
Nuevas importaciones provendrían de Canadá, Brasil (pre-sal),
Sudamérica (Colombia y Argentina). Caída de la dependencia de Medio Oriente
?
Grandes cambios geopolíticos
CONTEXTO NACIONAL: BALANCE ENERGETICO ARGENTINA 2009
OFERTA TOTAL DE ENERGIA PRIMARIA
Oferta Total de Energía Primaria – 78 millones de TEP Alta concentración de la Oferta en Hidrocarburos : 87%
Fuente: Balance Energético 2009 – Secretaría de energía de la Nación
Las reservas probadas de petróleo se mantienen alrededor de los 400 millones de m3. Entre 2000 y 2005 las reservas cayeron un 36%, se recuperan en 2006 (Pan American Cerro Dragón), y luego se estabilizan con una ligera tendencia decreciente.
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Reservas Probadas Petróleo Argentina 1970-2010
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación
PROBLEMA: Las reservas probadas de gas natural tienen una fuerte caída a partir de 2001, en 2010 las reservas probadas de gas natural se redujeron a menos de la mitad de las registradas en 2000.
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Reservas Probadas de Gas Natural República Argentina 1970-2010
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación
La actividad exploratoria es insuficiente para reponer las reservas consumidas.
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2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Nº
OIl & Gas Exploration Wells
Argentina 2000 - 2011
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación
LA CAIDA DE LA PRODUCCION DE PETOLEO AGRAVA LOS PROBLEMAS: La producción de petróleo disminuye en forma continua desde 1999. En 2011 se produjo un 48% menos que en 1998 que fue el año de producción máxima histórica. Argentina ha llegado ya a su peak-oil?. Impacto sobre la balanza comercial, disminuyen las exportaciones.
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m3
Producción de Petróleo Argentina 1970-2011
EL PROBLEMA MAS GRAVE: La producción de gas natural alcanza su máximo histórico en 2004 (año de inicio de la crisis energética) y desde entonces disminuye a tasas cada vez más aceleradas. Desde el 2004 la retracción fue del 12%. Caída interanual a mayo 2012: 1,6%
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Producción de Gas Natural República Argentina 1970-2011
LA ABUNDANCIA RELATIVA DE LOS HIDROCARBUROS LOCALES TIENDE A DESAPARECER. ARGENTINA INGRESA A PARTIR DE 2004 EN UN NUEVO ESCENARIO ENERGETICO CARACTERIZADO POR LA ESCASEZ DEL RECURSO GAS NATURAL Y PETROLEO
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Years
Ratio Proved Reserves/Production Argentina 1970-2010
OIL
NATURAL GAS
IMPACTOS EN EL ABASTECIMIENTO: La producción de petróleo y el procesamiento casi son iguales en 2010 y están en el límite de la capacidad instalada de refinación. Las proyecciones de estas curvas indican que es posible que en los próximos años comience gradualmente la importación de petróleo crudo.
PRODUCCION DE PETROLEO Y PROCESAMIENTO EN REFINERIAS LOCALES
2002 - 2008
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Producción Mil m3
Procesado Mil m3
Capacidad de refinacion
CRECIMIENTO Y ECONOMICO Y AUMENTO DE LA DEMANDA La demanda interna de gas-oil y naftas súper y especial crece siguiendo el crecimiento de la economía. Las distorsiones del mercado limitan el crecimiento, en el caso del gas-oil (+ 3%.) se frenó en 14 millones de m3. Las naftas duplicaron sus ventas desde 2002.
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Mil m3
Domestic Sales of Petroleum Products
Naftas Totales
Gas Oil
Fuel Oil
La demanda interna de gas natural creció en 2011 nuevamente, luego de la retracción de los años 2008-2010. Sustitución por combustibles líquidos en usinas e industria. Importaciones de gas natural en 2011 por 5.000 millones de u$s.
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Natural Gas Consumption 2002-2011
CNG
Power Sector
Industry
Residential & Commercial
CONSECUENCIA: AUMENTO DE LAS IMPORTACIONES Crecen exponencialmente las importaciones de gas natural. Se duplica la capacidad de importación de GNL, esencialmente para generación de energía eléctrica.
CONSECUENCIA: AUMENTO DE LAS IMPORTACIONES Crecen las importaciones de gas-oil. Déficit en la balanza de pagos sectorial. En el año 2011, se importó gas-oil por 2.500 millones de u$s.
REACCION FRENTE A ESTOS PROBLEMAS
Expropiación del 51% de las acciones de Repsol en YPF el 16 de abril de2012. Estas acciones pasan nuevamente a propiedad del Estado Nacional (51%) y de los Estados Provinciales (49%). En la industria petrolera de Argentina YPF explica el 36% de la produccion total de petroleo y gas natural.
Fuente: YPF – Plan Estratégico – 30 de Agosto 2012
PLAN CORTO PLAZO NUEVA YPF: Exploración : Perforar 50 nuevos pozos exploratorios en 2012. Continuar con los trabajos sobre shale oil y shale gas en Vaca Muerta; y pozo D129 en Cuenca Golfo San Jorge. Explotación: Detener la caída de la produccion en 2012, y reiniciar el crecimiento a partir de 2013.
Fuente: YPF – Plan Estratégico – 30 de Agosto 2012
PLAN CORTO PLAZO NUEVA YPF: Down-stream: Mejorar el factor de utilización de las refinerías e incrementar la produccion de pesados y destilados para substituir importaciones
PLAN ESTRATEGICO 2013 -2017 Relanzar la actividad exploratoria con 250 nuevos pozos en este periodo
Fuente: YPF – Plan Estratégico – 30 de Agosto 2012
PLAN CORTO PLAZO NUEVA YPF: Down-stream: Mejorar el factor de utilización de las refinerías e incrementar la produccion de pesados y destilados para substituir importaciones
PLAN ESTRATEGICO 2013 -2017 Relanzar la actividad exploratoria con 250 nuevos pozos en este periodo
Fuente: YPF – Plan Estratégico – 30 de Agosto 2012
PLAN ESTRATEGICO 2013 -2017 Incrementar la produccion de petroleo un 29%
Incrementar la produccion de gasolinas y diesel un 37%
Fuente: YPF – Plan Estratégico – 30 de Agosto 2012
PLAN ESTRATEGICO 2013 -2017 Incrementar los precios internos de gasolina y diesel un 8% anual (real) para recuperar el “gap” actual con la competencia (15%); y con los precios internacionales (30%). Incrementar la produccion de gas natural un 23% . Precio que se pretende percibir: 4-7 u$s/Mbtu por Gas Plus 4-6 u$s/Mbtu por Gas Industrias
Fuente: YPF – Plan Estratégico – 30 de Agosto 2012
PLAN ESTRATEGICO 2013 -2017 Recursos no Convencionales Produccion: 100.000 barriles/dia de shale – oil en 2017 13 millones de m3/dia de shale – gas en 2017
Fuente: YPF – Plan Estratégico – 30 de Agosto 2012
PLAN ESTRATEGICO 2013 -2017 Plan de Desarrollo Shale Gas
Fuente: YPF – Plan Estratégico – 30 de Agosto 2012
PLAN ESTRATEGICO 2013 -2017 Consideraciones Financieras
Fuente: YPF – Plan Estratégico – 30 de Agosto 2012
EVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA MEM - MW
Fuente: CAMMESA
La capacidad instalada en el MEM se incrementó 30 % entre 2001 y 2011. La potencia hidroeléctrica crece como consecuencia de la terminación de la Central Binacional Yacyreta. El resto es incorporación de centrales térmicas
Situación del Sector Eléctrico
YearTURBO-
VAPOR
TURBINA
DE GASMOTOR DIESEL
CICLO
COMBINAD
O
HIDRO NUCLEAR TOTAL
2011 4.445 3.676 700 8.183 11.038 1.005 29.047
2010 4.989 4.713 603 6.473 10.319 1.005 28.102
2009 4.438 4.313 354 6.473 10.319 1.005 26.902
2008 4.438 4.026 238 6.362 10.156 1.005 26.225
2007 4.573 2.306 4 6.362 10.156 1.005 24.406
2006 4.463 2.266 4 6.361 9.934 1.005 24.033
2005 4.496 2.083 4 6.299 9.415 1.005 23.302
2004 4.526 2.098 4 6.299 9.100 1.005 23.032
2003 4.515 2.138 4 6.296 9.021 1.005 22.979
2002 4.515 2.022 4 6.271 9.021 1.005 22.838
2001 4.515 2.039 4 5.856 8.925 1.005 22.344
Situación del Sector Eléctrico
La composición térmica del parque creció del 55,6% en 2001 a 58,5% en 2011, contra cualquier estrategia de mitigación de emisión de gases de efecto invernadero.
Fuente: CAMMESA
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3,676
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8,183
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CAPACIDAD DEL PARQUE DE PRODUCCION DE ELECTRICIDAD EN 2011 POR
FUENTE: 29.047 MW
TURBO-VAPOR
TURBINA DE GAS
MOTOR DIESEL
CICLO COMBINADO
HIDRO
NUCLEAR
TOTAL TÉRMICO: 58,5 %
Fuente: CAMMESA
EVOLUCION DE LA DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA
La Demanda de Potencia Máxima se incrementó entre 2002 y 2012, 63%, a razón de 1.000 MW por año, lo que obliga a incorporar todos los años esta capacidad.
Año Demanda Pico Mes
2002 13.481 Feb- Mar
2003 14.359 Jul
2004 15.032 Dic
2005 16.143 Dic
2006 16.779 Jul
2007 18.345 May
2008 19.126 Jul
2009 19.566 Jul
2010 20.843 Ago
2011 21.564 Ago
2012 21.907 Feb
Demanda Pico en el MEM [MW]
CALCULO DE LA POTENCIA FIRME EN EL MEM - MW
Nota: Indisponibilidad TV: 30%; CC y TG: 18%; Hidráulicas: Potencia firma año hidrológico medio
TERCER PROBLEMA: El sector eléctrico requiere urgentes inversiones que le permitan salir del estado de emergencia crónica en el que se encuentra
VAPOR TG + D CC TERM HIDRO NUC TOTAL
2006 3.124 1.861 5.216 10.202 4.967 905 16.073
2007 3.201 1.894 5.217 10.312 5.078 905 16.295
2008 3.107 3.496 5.217 11.820 5.078 905 17.802
2009 3.107 3.827 5.308 12.241 5.160 905 18.305
2010 3.492 4.359 5.308 13.159 5.160 905 19.223
2011 3.112 3.588 6.710 13.410 5.519 905 19.833
ESTIMACION DE POTENCIA FIRME EN EL MEM [MW]
Subsidios al Costo de Abastecimiento Energía Eléctrica
Fuente: CAMMESA
Costo Medio Monómico Real de la Energía (MEM) 2011: 80 u$s/MWh Precio que paga la Demanda: 2011 : 15 u$s/MWh
Subsidios – Sistema Divergente
El sistema de formación de Costos de Generación medido por el Precio Medio Monómico Real y el Precio Sancionado (PS) es DIVERGENTE, tiende a aumentar con el paso del tiempo si no se ajusta el PS.
La diferencia de precios, para el 85% de la demanda de energía eléctrica
genera la necesidad de cubrir los montos faltantes con fondos no reintegrables procedentes del Tesoro Nacional desde el año 2007.
Subsidios al Costo de Abastecimiento Energía Eléctrica
Fuente: CAMMESA y Elaboración Propia
Year Consumption RAPS RP Subsidy
GWh $/MWh $/MWh Miles $
2005 92387 66 49,3 1.311.433
2006 97595 91 49,3 3.459.255
2007 102968 130 49,3 7.063.090
2008 105943 168 49,3 10.689.119
2009 104604 180 58,2 10.829.652
2010 110775 253 58,2 18.342.125
2011 116381 319 58,2 25.799.340
2012 121618 350 83,1 27.588.833
Estructura de Costos de Abastecimiento Gas Natural
La estructura de costos de abastecimiento de gas natural es la siguiente:
Fuente: Daniel Montamat: Montamat & Asociados – Informe de Precios
Price by Source 2011
Average Prices of Natural Gas Producers u$s/Mbtu
NOA Basin 2,5
Austral Basin 1,5
Neuquina Basin 2,4
Natural Gas Price imported from Bolivia 10,2
Precio GNL imported Price 17,5
Precio del Gas Natural que paga la demanda
La estructura de precios del gas natural que pagó la demanda en 2011 puede clasificarse de la siguiente forma:
Industry Natural Gas Price at Wellhead u$s/Mbtu
From NOA Basin 3,2
From Neuquina Basin 2,9
From Golfo San Jorge Basin 2,1
From Austral Basin 1,8
Residential Natural Gas Price u$s/Mbtu
R1/R2 0,34
R 3.1, R 3.2 0,63
R3.3, R 3.4 0,95
Natural Gas Price for Power Generation u$s/Mbtu
Neuquina Basin 2,7
Austral Basin 2,4
NOA Basin 2,5
Subsidios al Costo de Abastecimiento Gas Natural
De acuerdo a la estructura de precios que paga el consumo de gas natural en promedio, el volumen que se estima será comercializado durante el año 2011, y el costo de abastecimiento estimado, puede observarse en el cuadro siguiente la recaudación global promedio del año y el monto percibido por la Oferta :
La diferencia puede ser considerada como el subsidio a ser reintegrado desde el Tesoro Nacional CUARTO PROBLEMA: El nivel de subsidios alcanzado por el sector energético, ya es insostenible e impacta sobre la economía
Economic SectorAmount Payed
by Demand Side
Natural Gas Source of
Supply
Amount for the
Offer Side
Thousand u$s Thousand u$s
Residential R1/R2 118.968 Productores NOA 410.712
Residential R3.1 41.542 Productores Austral 451.783
Residential R 3.4 18.575 Productores Neuquina 1.807.133
Industrial 1.150.361 Productores Golfo San Jorge 225.892
Power Generation 1.015.393 Importación Bolivia 965.222
NGC 73.867 Importación GNL 2.450.000
Total 2.418.706 TOTAL 6.310.742
Comentarios Finales
•El fracaso de la política energética implementada por la actual Administración es evidente y está en el origen de los cambios estructurales que se han planteado a partir del presente año.
•La negación de la crisis energética desde el año 2004 ha llevado al desequilibrio a las empresas del sector, y a la pérdida del autoabastecimiento energético.
•El ritmo creciente de las importaciones de gas natural y combustibles líquidos ha producido por primera vez en este siglo un déficit de la balanza comercial energética del orden de los 5.000 millones de u$s.
•Para resolver este problema la Administración ha iniciado una serie de cambios estructurales que deberá profundizar irremediablemente en el futuro:
•Expropiación de las acciones de Repsol en YPF; •Mayor intervención estatal en la industria petrolera y del gas natural; •Mayor intervención estatal en la industria eléctrica; •Disminución de los subsidios de acuerdo a las condiciones políticas Se advierte una tendencia de devolver a manos del Estado la actividad empresaria en el sector energético.. Habrá que seguir con atención la evolución de YPF.
