View
0
Download
0
Category
Preview:
Citation preview
10º ENERCON
INTEGRACIÓN ENERGÉTICA EN EL CONO SUR.
Desafíos sobre el Abastecimiento a Largo Plazo.
Jorge A. OlmedoSan Pablo, Octubre de 2008
2
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
3
Primera Parte
Situación Actual del Abastecimiento Energético
en el Cono Sur.
4
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.
5
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.
6
* 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
8
* 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
9
Segunda Parte
Situación Actual del Sector Energético Argentino.
10
** Fuerte crecimiento económico: 2003 / 2007.
* Importante incremento de demanda de productos y servicios energéticos:
Características Relevantes
* Desaceleración en el año 2008.
11
* 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.
12
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.
13
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.
14
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.
16
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).
17
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
35.000
40.000
45.000
50.000
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Mil
m3
18
Petróleo - Evolución Reservas Comprobadas y Relación Reservas - Producción
Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
450.000
500.000
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Miles de m3
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
R/P
PETROLEOMiles de m3
RELACIONReservas / Producción
19
Exportaciones de Petróleo
Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
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$S
/bar
ril
Fuente: BP Statistical Review; Platt's, Oilnergy
21
Gas Natural
22
* Reservas de gas natural:bajaron de 30 años a fines de los ´80 a menos de 10 años en la actualidad.
* “Cuello de botella” en la oferta:limita suministro al mercado interno
y a los contratos de exportación.
Abre un gran interrogante: urge impulsar exploración y diversificación.
23
Producción de Gas Natural
Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía
Evolución 1970-2007
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Mill
on
es d
e m
3
`07
24
Gas Natural - Evolución Reservas y Relación Reservas - Producción
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Millones de m3
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50años
GAS NATURALMillones de m3
RELACIONReservas / Producción
Fuente: Secretaría de Energía
A partir de 2005 necesita cantidades crecientes de gas natural importado.
25
* Avance para asegurar suministro externo y construir el gasoducto del NEA.
* Precio actual: 8 / 9 U$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.
26
* 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.
27
Energía Eléctrica
28
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
29
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%.
30
Desafíos claves y urgentes
31
* 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
32
Tercera Parte
Integración Energética Brasil - Argentina
33
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.
34
* 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
35
* 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).
36
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.
37
Exportación de Gas a Brasil
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.001
-Ene
15-E
ne
29-E
ne
12-F
eb
26-F
eb
11-M
ar
25-M
ar
08-A
br
22-A
br
06-M
ay
20-M
ay
03-J
un
17-J
un
01-J
ul
15-J
ul
29-J
ul
12-A
go
26-A
go
09-S
ep
23-S
ep
07-O
ct
21-O
ct
04-N
ov
18-N
ov
02-D
ic
16-D
ic
30-D
ic
Mm
3/d
ía
Gas Exportado a Brasil desde Gasoductos Troncales (TGN)Gasoducto Aldea Brasilera - Uruguayana
2006 2007 2008
CAPACIDAD CONTRATADA: 2.8 Mm3/día
38
Intercambio de Energía EléctricaInterconexiones Internacionales
-600
-400
-200
0
200
400
600
800En
e-06
Feb-
06M
ar-0
6Ab
r-06
May
-06
Jun-
06Ju
l-06
Ago-
06Se
p-06
Oct
-06
Nov-
06Di
c-06
Ene-
07Fe
b-07
Mar
-07
Abr-
07M
ay-0
7Ju
n-07
Jul-0
7Ag
o-07
Sep-
07O
ct-0
7No
v-07
Dic-
07En
e-08
Feb-
08M
ar-0
8Ab
r-08
May
-08
Jun-
08Ju
l-08
Ago-
08Se
p-08
GW
h
EXPOR CONTRATO (CEMSA)
EXPOR. DEVOLUCION (CAMMESA)
IMPOR. a DEVOLVER (CAMMESA)
IMPOR. CONTRATO (CAMMESA)
Evolución 2006-2008
39
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).
40
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.
41
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.
42
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.
Recommended