Integración Energética en el Cono Sur.

10º ENERCON
INTEGRACIÓN ENERGÉTICA
EN EL CONO SUR.
Desafíos sobre el Abastecimiento
a Largo Plazo.
Jorge A. Olmedo
San Pablo, Octubre de 2008
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
2
Primera Parte
Situación Actual del
Abastecimiento Energético
en el Cono Sur.
3
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.
4
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.
5
Primera Causa
* 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.
6
Segunda Causa
* 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.
7
Hechos Recientes
* 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.
8
Segunda Parte
Situación Actual del Sector
Energético Argentino.
9
Características Relevantes
* Fuerte crecimiento económico: 2003 / 2007.
* Importante incremento de demanda de
productos y servicios energéticos:
* Desaceleración en el año 2008.
10
* Precios y Tarifas: retraso relativo en el
mercado interno y en el MERCOSUR.
* Renegociaciones inconclusas de contratos
de concesión (Gas y Electricidad).
* Inversiones de expansión claramente
insuficientes.
* Alta incertidumbre sobre reglas de juego
sectoriales.
11
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 integral
de medidas gubernamentales.
12
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.
13
Petróleo
14
* 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.
15
BALANCE DE ENERGIA PRIMARIA
Fuentes Primarias en el Balance Energético Nacional
80%
70%
Energía Hidráulica
60%
Nuclear
50%
Gas Natural
40%
Petroleo
30%
Carbón Mineral
20%
Leña
10%
Bagazo
0%
1970
1980
1990
2000
2005
Otros Primarios
Fuente: Secretaría de Energía de la Nación
El petróleo y el gas natural representan casi el 90% de la
energía primaria, aunque sus proporciones han variado
sustancialmente a favor del gas (50 % en 2005).
16
Producción de Petróleo
Evolución 1970-2007
50.000
45.000
Mil m3
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
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.
17
Petróleo - Evolución Reservas Comprobadas y
Relación Reservas - Producción
3
Miles de m
R/P
20
450.000
18
400.000
16
350.000
14
300.000
12
250.000
10
200.000
8
150.000
6
100.000
4
50.000
2
0
0
19
70
19
71
19
72
19
73
19
74
19
75
19
76
19
77
19
78
19
79
19
80
19
81
19
82
19
83
19
84
19
85
19
86
19
87
19
88
19
89
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
500.000
PETROLEO
Miles de m3
RELACION
Reservas / Producción
Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía
18
Exportaciones de Petróleo
Miles de m 3
20.000
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
19
86
19
87
19
88
19
89
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
0
Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía
19
Marco Internacional: Precios de Petróleo Crudo
2003 – 31,07 u$s/b
2004 – 41,68 u$s/b
2005 – 56,81 u$s/b
2006 – 66,14 u$s/b
2007 – 72,66 u$s/b
2008 (Enero(Enero- Sept
Sept))
114 u$s
u$s/b
/b
U$S/barril
Precio promedio
del petró
petró leo crudo
de referencia tipo
WTI:
Evolución del Precio Spot del Petróleo WTI 1989 - 2007
80
70
60
50
40
30
20
10
0
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
Fuente: BP Statistical Review; Platt's, Oilnergy
Desde 2003 a 2007, los precios promedio anual
del petróleo tipo WTI aumentaron 134%.
20
Gas Natural
21
* 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.
22
Producción de Gas Natural
Evolución 1970-2007
60.000
Millones de m3
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005 `07
Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de Energía
23
Gas Natural - Evolución Reservas y
Relación Reservas - Producción
Millones de m
3
años
800.000
50
700.000
45
40
600.000
35
500.000
30
400.000
25
300.000
20
15
200.000
10
5
0
0
19
70
19
71
19
72
19
73
19
74
19
75
19
76
19
77
19
78
19
79
19
80
19
81
19
82
19
83
19
84
19
85
19
86
19
87
19
88
19
89
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
100.000
GAS NATURAL
Millones de m3
RELACION
Reservas / Producción
Fuente: Secretaría de Energía
A partir de 2005 necesita cantidades
crecientes de gas natural importado.
24
Contrato de Gas
con Bolivia
* Avance para asegurar suministro externo y
construir el gasoducto del NEA.
* Precio actual: 8 / 9 U$S/MMBTU.
* Promedio de Importación:
2007: 4.4 mill.m3/día.
2008: 1,0 / 2,0 mill.m3/día
Bolivia no puede cumplir el compromiso de enviar
7 mill.m3/día en primera etapa. Propuso renegociar el
contrato: cantidades y plazos.
25
* Esto complica el abastecimiento de corto y mediano plazo.
En 2008: se importa GNL por barco regasificador a precio
muy alto (16 U$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.
26
Energía Eléctrica
27
Energía Eléctrica
EVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA MEM - MW
Año
TV
TG
CC
TERM
HI
NUC
TOTAL
2001
4.515
2.039
5.856
12.410
8.925
1.005
22.340
2002
4.515
2.002
6.271
12.788
9.021
1.005
22.814
2003
4.515
2.138
6.296
12.949
9.021
1.005
22.975
2004
4.526
2.098
6.299
12.923
9.100
1.005
23.028
2005
4.496
2.083
6.299
12.878
9.415
1.005
23.298
2006
4.463
2.266
6.361
13.090
9.934
1.005
24.029
2007
4.573
2.306
6.362
13.241
10.156
1.005
24.402
Fuente: CAMMESA y
estimaciones propias.
Crecimiento 2001 – 2007 : 9.2 %
EVOLUCION DE LA DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA - MW
Potencia Máxima
Mes del Año
2002
13.481
Feb-Mar
2003
14.359
Jul
2004
15.032
Dic
2005
16.143
Dic
2006
17.395
Jul
2007
18.345
Mayo
Fuente: CAMMESA y estimaciones propias
Se ha incrementado a razón de 1.000 MW por año.
Esto obliga a generar inversiones en esa escala.
28
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 desde
Brasil (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%.
29
Desafíos claves y
urgentes
30
Desafíos para el 2008/2009
* 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.
31
Tercera Parte
Integración Energética
Brasil - Argentina
32
ACUERDOS PRESIDENCIALES
SARNEY – ALFONSÍN (1986)
* Protocolo Nº 8 – Energía
Anexo I – Hidrocarburos
v Anexo II – Energía Eléctrica
v
* Protocolo Nº 17 – Cooperación Nuclear
Decisión política: iniciar un proceso de cooperación
e integración económica en el marco de los nuevos
procesos democráticos.
33
La Integración en el MERCOSUR en los ´90
* 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.
34
* 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).
35
La Emergencia Energética Argentina y la
Integración en el MERCOSUR
* Los precios y tarifas se retrasaron significativamente
con 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
v
v
v
Sustitución de energía en forma no simultánea;
Autorización de las adecuaciones de contratos vigentes;
Reglamentación para la operación y remuneración de las
Interconexiones Internacionales;
Importación de Energía Eléctrica Interrumpible desde Brasil.
36
Exportación de Gas a Brasil
Gas Exportado a Brasil desde Gasoductos Troncales (TGN)
Gasoducto Aldea Brasilera - Uruguayana
3.0
CAPACIDAD CONTRATADA: 2.8 Mm3/día
2.5
1.5
1.0
0.5
2006
2007
2008
37
30-Dic
16-Dic
02-Dic
18-Nov
04-Nov
21-Oct
07-Oct
23-Sep
09-Sep
26-Ago
12-Ago
29-Jul
15-Jul
01-Jul
17-Jun
03-Jun
20-May
06-May
22-Abr
08-Abr
25-Mar
11-Mar
26-Feb
12-Feb
29-Ene
15-Ene
0.0
01-Ene
Mm3/día
2.0
Intercambio de Energía Eléctrica
Interconexiones Internacionales
800
600
400
0
-200
-400
-600
Ene-06
Feb-06
Mar-06
Abr-06
May-06
Jun-06
Jul-06
Ago-06
Sep-06
Oct-06
Nov-06
Dic-06
Ene-07
Feb-07
Mar-07
Abr-07
May-07
Jun-07
Jul-07
Ago-07
Sep-07
Oct-07
Nov-07
Dic-07
Ene-08
Feb-08
Mar-08
Abr-08
May-08
Jun-08
Jul-08
Ago-08
Sep-08
GWh
200
EXPOR CONTRATO (CEMSA)
EXPOR. DEVOLUCION (CAMMESA)
IMPOR. a DEVOLVER (CAMMESA)
IMPOR. CONTRATO (CAMMESA)
Evolución 2006-2008
38
Acuerdos Presidenciales - 2008
Temas 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).
39
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.
40
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.
41
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.
42