Post on 16-Feb-2015
La Energía en una La Energía en una estrategia de desarrollo estrategia de desarrollo
económico y socialeconómico y social
Por Daniel Gustavo MontamatPor Daniel Gustavo Montamat
CEARECEARE
5-09-055-09-05
2
Indice de ContenidosIndice de Contenidos
►Presupuestos y conclusiones Presupuestos y conclusiones ejecutivasejecutivas
►Precios de la canasta energéticaPrecios de la canasta energética►DemandaDemanda►OfertaOferta► InversionesInversiones►Derivaciones de estrategia y política Derivaciones de estrategia y política
energéticaenergética
3
PRESUPUESTOS-CONCLUSIONES
4
Proyecciones de crecimiento Proyecciones de crecimiento para reprogramar la deudapara reprogramar la deuda
Proyección del PBI real para el CASO 1
0
1
2
3
4
5
6
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
5
Proyecciones de crecimiento Proyecciones de crecimiento para duplicar el producto en 15 para duplicar el producto en 15
añosaños
Proyección del PBI real para el CASO 2
3
3,5
4
4,5
5
5,5
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
6
Proyección de crecimiento del Proyección de crecimiento del modelo econométricomodelo econométrico
Proyección del PBI real para el CASO 3
-2-10123456
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
De Alta De Baja
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METODOLOGÍA Y SUPUESTOS
1.- ELECTRICIDAD – Se estimó un modelo de ecuaciones simultáneas de oferta y demanda del
MEM; método de mínimos cuadrados tri - etápico, con datos mensuales que se anualizaron; el precio
se determinó endogenamente.
2.- GAS NATURAL – Se estimó la demanda para el “end use”; la oferta se usó sólo para identificar
la demanda, pero no es correcto suponer que realmente explica la oferta; por lo tanto los precios se
definieron exógenamente; la función de oferta de largo plazo no se pudo determinar por la
conformación del mercado (pocos oferentes y no competitivo), cerrando entonces contra la demanda
local y de exportación.
3.- PETRÓLEO – Se estimó la demanda doméstica de producción nacional, usando un método de
elasticidad ingreso constante en la serie de tiempo; la demanda de exportación se proyectó
partiendo del porcentaje de 2004 y reduciéndolo en 40 % al 2020; la oferta cierra contra la demanda
total.
4.- TIPO DE CAMBIO - Se asumió constante en $ / Dl. 3.-
5.- IMPUESTOS Y TASAS AL SECTOR ENERGÍA– Se supuso que se mantenían las alícuotas
vigentes y por lo tanto su valor relativo.
6.- RESTRICCIÓN – En gas y petróleo se introdujo la restricción que se mantengan las reservas
probadas, en términos de años de duración, vigentes en 2003.
7.- CRECIMIENTO DE LA ECONOMÍA – Se asumió una tasa de crecimiento real de la economía
constante del 3% anual para los años 2006-2020; 4% para el año 2004 y 5% para el 2005.
8
Energía primaria y consumo Energía primaria y consumo finalfinal
Oferta de Energía Primaria 2003
69.4 MM TEP
37,6%
5,5%5,3% 3,2%
48,4%
Hidráulica Nuclear Gas Natural Petróleo Otros
Matriz Final 2003
43.4 MM TEP
39,4%
2,3% 19,3%
39,0%
Otros Electricidad Gas Natural Derivados
9
La dependencia del gas natural:La dependencia del gas natural:Caso Base 3%Caso Base 3%
Oferta de Energía Primaria 2020
102.9 MM TEP
37%
3%3% 1%
56%
Hidráulica Nuclear Gas Natural Petróleo Otros
Oferta de Energía Primaria 2003
69.4 MM TEP
37,6%
5,5%5,3% 3,2%
48,4%
Hidráulica Nuclear Gas Natural Petróleo Otros
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Inversión por escenario de crecimientoInversión por escenario de crecimiento2005-20202005-2020
Inversiones Período 2005-2020Inversiones Período 2005-2020
Millones de dólaresMillones de dólares
GASGAS PETRÓLEOPETRÓLEO ENERGÍA ELÉCTRICAENERGÍA ELÉCTRICA
TotalTotalUp-Up-StreamStream
TransporTransportete
DistribuciDistribuciónón
Up-Up-StreaStreamm
RefinRefinoo
GeneraGeneraciónción
TransmisTransmisiónión
DistribucióDistribuciónn
EscenEscenario 1- ario 1- 3% 3% anualanual
TotalTotal 66416641 34903490 17141714 54565456 45004500 71657165 866866 2200220032033203
22
PromediPromedio Anualo Anual 415415 218218 107107 341341 281281 448448 5454 138138 20022002
EscenEscenario 2- ario 2- 5% 5% annuaannuall
TotalTotal 1216512165 72407240 1714171411321132
00 75007500 93289328 866866 2800280052935293
33
PromediPromedio Anualo Anual 760760 453453 107107 708708 469469 583583 5454 175175 33083308
EscenEscenario 3-ario 3-1.2% 1.2% anualanual
TotalTotal 28342834 20902090 17141714 12051205 15001500 55175517 866866 1700170017421742
66
PromediPromedio Anualo Anual 177177 131131 107107 7575 9494 345345 5454 106106 10891089
11
PRECIOS
12
Precio del Gas en Boca de Pozo - U$S/MMBtu -
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
U$S
/MM
Btu
Precios Menores Precios Mayores
Sigue sendero de precios Res SE Nº
208/04
1.61 U$S
13
Precio de la Energía Eléctrica - U$S/MWh -
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
U$S/
MW
h
Precios del Gas Mayores Precios del Gas Menores
ESCENARIO DE CRECIMIENTO I -
14
Precio del Petróleo Local - U$S/barril -
10
15
20
25
30
35
40
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
U$S
/bbl
15
DEMANDA
16
ESCENARIO I CRECIMIENTO 3% ANUAL
DEMANDA DE GAS NATURAL
Demanda Interna de Gas Natural - Proyecciones -
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
MM
m3
+3,34% promedio anual
17
ESCENARIO I CRECIMIENTO 3% ANUAL DEMANDA DE ENERÍA ELÉCTRICA
Demanda Interna de Energía Eléctrica - Proyecciones -
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
180.000
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
GW
h
4,04% Promedio Anual
18
ESCENARIO I CRECIMIENTO 3% ANUAL
DEMANDA DE PETRÓLEO
Demanda local de petróleo
05
101520253035404550
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Mill
on
es d
e m
3
Tasa 2% anual
19
OFERTA
20
ESCENARIO DE CRECIMIENTO - I - 3% -PRECIOS DE GAS MENORES OFERTA DE GAS NATURAL
Producción de Gas Natural-Proyecciones al 2020-
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
MM
m3
Exportaciones Importaciones PRODUCCION TOTAL
21
ESCENARIO DE CRECIMIENTO - I - 3% -PRECIOS DE GAS MENORES
-5000
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Demanda Oferta c/Inversiones Previstas Oferta Actual
Yacyretá Atucha II Total Inversiones Previstas
Potencia instalada Nominal Central Térmica
Demanda
Oferta Efectiva Actual
Oferta Efectiva c/Inversiones
Total Inveresiones
Oferta actual nominal
2011
2007
OFERTA DE POTENCIA ELÉCTRICA
En MW
22
OFERTA DE PETRÓLEO
Producción total de petróleo
0
10
20
30
40
50
60
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Mill
on
es
de
m3
Demanda local Exportaciones
23
INVERSIÓN
24
ESCENARIO DE CRECIMIENTO - I - 3% -PRECIOS DE GAS MENORES
INVERSIÓN EN GAS NATURAL
TOTAL DEL PERÍODO---- 6.641 MM U$S en Exploración y Explotación
UPSTREAM:
Inversiones necesarias en el upstream de gas
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Millo
nes d
e U
$S
25
INVERSIÓN EN GAS NATURAL
TRANSPORTE:Ampliaciones planeadas:
• 1.8 MM M3/día para el GASODUCTO NORTE, 1 MM M3/día para el CENTRO-OESTE y de 2.9 MM M3 /día para el SAN MARTÍN y estarían listas para su utilización en Junio de 2005. COSTO: 400 MM U$S
•GASODUCTO SAN MARTÍN – Primera Etapa 2.6 MM m3 dia – 2006 – U$S 120 millones, Segunda Etapa 5,4 MM m3 día – 2007 – U$S 200 millones ; Tercera Etapa 8 MM m3 día – 2008 – U$S 265 millones -INVERSION TOTAL 585 MM U$S.
•GNEA – Gasoducto Nordeste – Etapas: 10 MMm3/día, luego a 20 MMm3/día y más tarde a 30 MMm3/día. COSTO: 680 MMU$S, 180 MMU$S y 180 MMU$S respectivamente.
•GASODUCTO PATAGÓNICO – Cómodoro Rivadavia a Cordillera (Neuquen, Rio Negro y Chubut) - + 1 millón m3 día – 65.7 MM U$S –
Escenario 1: se supone que con las expansiones previstas se garantizaría el transporte hasta el año 2015. Allí se genera un déficit de 30 MM M3 día hasta el año 2020. Su
cobertura requiere 1400 MMU$S adicionales de inversión.
ESCENARIO CRECIMIENTO I – 3% -
PRECIOS MENORES Y MAYORES
ESTIMACIÓN GOBIERNO ---------- 2090 MM U$S
INVERSIÓN EXTRA ESTIMADA -- 1400 MM U$S
TOTAL------------------------------------- 3490 MM U$S
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Obras para incrementar la capacidad de TransporteObras para incrementar la capacidad de Transporte
Loops TGN 2005
1.8 MMm3/d
US$ 62.5 / m3/d
Loops TGS 2005
2.9 MMm3/d
US$ 77.6 / m3/d
Gasoducto del Noreste
20 MMm3/d
US$ 53.5 / m3/d
San Martín II (Loops TGS)
5/8 MMm3/d
US$ ? / m3/d
27
INVERSIÓN EN GAS NATURAL
DISTRIBUCIÓN:Conforme las estadísticas se considera un costo histórico
promedio por usuario de U$S 780. Se estima una demanda potencial de 2.200.000 nuevos usuarios.
Se supone la siguiente incorporación de usuarios:
AÑOSAÑOS Nuevos Nuevos usuarios por usuarios por
añoaño
2005-20082005-2008 100.000100.000
2009-20152009-2015 214.000214.000
2016-20202016-2020 6.0006.000
ESCENARIO CRECIMIENTO I – 3% -
PRECIOS MENORES Y MAYORES
Inversión en distribución
0
50.000
100.000
150.000
200.000
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
Mil
lon
es d
e U
$S
1.714 MMU$
28
INVERSIÓN EN ENERGÍA ELÉCTRICAESCENARIO DE CRECIMIENTO - I - 3% -PRECIOS DE GAS MENORES
GENERACIÓN:
•TOTAL Estimadas –------------------------------------------------- 5.424 MMU$S --------12.053MW
•ATUCHA II –---------------------------------------------------------- 472 MM U$S ---------- 690 MW
•YACYRETÁ –2006 elevación cota de 76 m a 78 m ------- 190.4 MM U$S --------- 350 MW
•YACYRETÁ – 2007 elevación cota de 78 m a 80.5 m ---- 164.3 MM U$S --------- 200 MW
•YACYRETÁ – 2008 elevación cota de 80.5 m a 83 m ---- 191.7 MM U$S --------- 850 MW
•Reparación 2º transformador de la C.H. RIO GRANDE ---- 2.23 MM U$S --------- 370 MW
•CICLO COMBINADO ------------------------------------------------- 720 MM U$S ------- 1.600 MW
Gobierno Nacional
TOTAL -------------------------------------------------- 7.164,6 MMU$S ---- 16.113 MW
Inversiones Necesarias en Generación Eléctrica
0
100
200
300
400
500
600
700
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Mill
on
es
de
U$
S
29
ESCENARIO DE CRECIMIENTO - I - 3% -PRECIOS DE GAS MENORES
INVERSIÓN EN ENERGÍA ELÉCTRICA
TRANSMISIÓN:
Las inversiones previstas por el Gobierno Nacional alcanzarían para atender la demanda en el presente escenario:
• Línea de 500 Kv Choele Choel – Puerto Madryn --- 77.3 MMU$S
•Ampliación corredor LAT COMAHUE – BUENOS AIRES, tramo CHOELE CHOEL / OLAVARIA - + 300 MW – u$s 13.5 millones – 2005
•Obras de mejora en el Sistema de Interconexión Argentino (SADI) con transformadores, capacitores y shunt – U$S 19.4 millones – mitad en 2004 y mitad en 2005.
•Compensación Shunt en corredor Rincón de Santa María a Salto Grande – NEA a GBAL – Primera Etapa – U$S 6.8 millones – 2006
•LAT 500 Kv – Sistema Transmisión Yaciretá – U$S 100.7 millones – 2008
•Quinta LAT COMAHUE – CUYO – (GRAN MENDOZA – SAN JUAN) – U$S 169 millones – 2008
•LAT 500 Kv – Conexión NOA – NEA; U$S 228.1 millones – 2008
•LAT Puerto Madryn – Pico Truncacdo – Río Gallegos – U$S 251.3 millones – 2008
INVERSIÓN TOTAL: 866.1 MM U$S
30
Línea: MEM-MEMSP
Línea: NOA-NEA
Línea: Minera
Línea: Mza-San Juan
Línea:Comahue-Cuyo
EL PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE ELÉCTRICOEL PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE ELÉCTRICO
31
DISTRIBUCIÓN:Se estima que para atender la demanda se necesitará entre un 25-
30% adicional de inversión sobre el desembolso total correspondiente a transmisión y generación.
Aproximadamente 2200 MMU$S adicionales.
INVERSIÓN EN ENERGÍA ELÉCTRICAESCENARIO DE CRECIMIENTO - I - 3% -PRECIOS DE GAS MENORES
32
INVERSIÓN EN PETRÓLEO
1.615 MM U$S en Exploración
3.841 MM U$S en Explotación
5.456 MM U$S TOTAL
Inversión en el upstream de petróleo
0100200300400500600700
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Mill
on
es
de
U$
S
Inversion en exploracion Inversion en explotacion
TOTAL DEL PERÍODO
ESCENARIO CRECIMIENTO I – 3% -
PRECIOS MENORES Y MAYORES
33
INVERSIÓN EN PETRÓLEO
Refinación
ESCENARIO CRECIMIENTO I – 3% -
PRECIOS MENORES Y MAYORES
CAPACIDAD DE REFINO AÑO 2003 ----- 33.360 miles de m3 anuales
NECESIDAD DE AUMENTO DE LA CAPACIDAD DE ACUERDO A LA ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA LOCAL: Cuando se agota la capacidad se supone la instalación de una nueva planta de
capacidad de 4900 miles m3/año con un costo de U$S 1500 millones.
INVERSIÓN TOTAL EN REFINACIÓN: 4500 Millones de U$S
Capacidad de refinamiento de petróleo
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Mile
s d
e m
3
Demanda local Capacidad de refino actual Capacidad de refino c/inversiones
Demanda
Capacidad de refino actual
Capacidad con inversiones
2007
2014
2019
34
RESUMEN DE INVERSIONES
En Millones de U$SGAS UPSTREAM: 6.641
TRANSPORTE: 3.490
DISTRIBUCIÓN: 1.714
ENERGÍA ELÉCTRICA GENERACIÓN: 7.165
TRANSMISIÓN: 866
DISTRIBUCIÓN: 2.200
PETRÓLEO UPSTREAM: 5.456
REFINO: 4.500
TOTAL 32.032
ESCENARIO DE CRECIMIENTO - I - 3% -PRECIOS DE GAS MENORES
35
Derivaciones de estrategia y política energética
36
La energía: rehén del corto La energía: rehén del corto plazoplazo
► EstrategiaEstrategia Eje en el mercado energético regionalEje en el mercado energético regional Nuevos proyectos regionalesNuevos proyectos regionales
► Recomposición de reglasRecomposición de reglas Up Stream: Ley de hidrocarburosUp Stream: Ley de hidrocarburos
► Tema vencimiento de las actuales concesionesTema vencimiento de las actuales concesiones► Nueva oferta exploratoria con foco en las áreas de alto Nueva oferta exploratoria con foco en las áreas de alto
riesgoriesgo
Segmentos regulados: Renegociación de contratosSegmentos regulados: Renegociación de contratos► Transporte y distribución de gasTransporte y distribución de gas► Transporte y distribución eléctricaTransporte y distribución eléctrica
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La energía: rehén del corto La energía: rehén del corto plazoplazo
►Recomposición de preciosRecomposición de precios Precio del Gas Natural: referencia regionalPrecio del Gas Natural: referencia regional Precio del crudo y derivados: referencias Precio del crudo y derivados: referencias
internacionales.internacionales. Precio de la electricidad mayorista: Precio de la electricidad mayorista:
retorno al sistema de precios marginales.retorno al sistema de precios marginales. Precio de los segmentos regulados de Precio de los segmentos regulados de
transporte y distribución: tarifa que transporte y distribución: tarifa que recupere los costos actuales.recupere los costos actuales.
38
La energía: rehén del corto La energía: rehén del corto plazoplazo
►Restablecer fuentes de financiamientoRestablecer fuentes de financiamiento La excepcionalidad de los fideicomisosLa excepcionalidad de los fideicomisos
►Problemas de fondeoProblemas de fondeo►Garantía de recupero con reglas especialesGarantía de recupero con reglas especiales
El financiamiento de organismos El financiamiento de organismos internacionales.internacionales.
El financiamiento en el mercado de El financiamiento en el mercado de capitales domésticocapitales doméstico
39
“Aunque el valor agregado de la energía representa sólo un 5 o 6% del producto, casi todo el restante 95% depende de cómo funciona ese 5%” Robert Samuelson