El Problema de Abastecimiento Energético en Argentina

El Problema de Abastecimiento Energético en Argentina:
Diagnóstico y Perspectivas
Carina Guzowski (*) - Marina Recalde(**)
Resumen
A comienzos del año 2002, se produjo una devaluación del tipo de cambio que indujo, en
los tres años siguientes, a una reactivación de la economía. Esto condujo al sector
energético a un importante problema de abastecimiento con características estructurales de
difícil resolución en el corto plazo, provocado por la insuficiencia de abastecimiento de gas
natural, capacidad de transporte de gas natural cercana a la saturación, ausencia de
inversiones en generación eléctrica y fuerte crecimiento de la demanda de gas natural y de
la demanda de energía eléctrica.
En este contexto, el Estado comenzó a aplicar políticas de gestión de demanda y políticas
de oferta. El objetivo de este trabajo será cuantificar, empleando técnicas de simulación, el
potencial impacto que dichas políticas tendrían sobre el desempeño del sector a mediano
plazo.
Clasificación JEL: L72 – L98
Abstract
At the beginning of 2002, Argentina introduced a devaluation that induced, in the three
following years, to a reactivation of the economy. This situation lead the energy sector to an
important problem of supplying, with structural characteristics of difficult resolution in the
short term, These structural characteristics are caused by the insufficiency of natural gas
supplying, natural gas charge capacity near saturation, absence of investments in electrical
generation and strong growth of the demand of natural gas and the demand of electrical
energy.
In this context, the State began to apply different policies to manage the demand and supply.
The objective of this work will be to quantify, using simulation techniques, the potential
impact that these policies would have on the performance of the sector.
Clasificación JEL: L72 – L98
(*) Lic.(mg) en Economía, Universidad nacional del Sur
(**) Lic. en Economía, UNS. Becaria de CONICET
1
El Problema de Abastecimiento Energético en Argentina:
Diagnóstico y Perspectivas
Carina Guzowski (*) - Marina Recalde(**)
Introducción
En la década de los ´90 Argentina transformó su sector energético generando de
esta manera un cambio total en las reglas de juego que regían en la industria, las cuales
implicaron la privatización de la industria de hidrocarburos y la desregulación de las
actividades de producción de gas y generación eléctrica quedando reguladas las de
transporte de gas natural y electricidad.
En este contexto, el gas se transformó en el recurso energético clave del sector. El
proceso de inversión se orientó a: (1) aumentar la generación de energía térmica con gas
natural, (2) construir gasoductos para la exportación del producto y (3) aumentar la
extracción de hidrocarburos con destino al mercado tanto interno como externo buscando
maximizar el valor presente de las inversiones.
A comienzos del año 2002, en un contexto de fuertes restricciones de la oferta de
gas y de la capacidad de transporte, se produjo una devaluación del tipo de cambio que
indujo, en los tres años siguientes, a una reactivación industrial significativa, principalmente
en los sectores ligados al mercado internacional. Esto condujo al sector a un importante
problema de abastecimiento energético (gas-electricidad) con características estructurales
de difícil solución en el corto plazo, provocado por la insuficiencia de abastecimiento de gas
natural, capacidad de transporte de gas natural cercana a la saturación, ausencia de
inversiones en generación eléctrica y fuerte crecimiento de la demanda de gas natural y de
la demanda de energía eléctrica.
La crisis de la convertibilidad que termina en la devaluación del tipo de cambio,
derivó en el congelamiento y pesificación de las tarifas de las empresas de los servicios
públicos. Los cambios provocados por la salida de la convertibilidad generaron distorsiones
en los precios de los energéticos y provocaron situaciones contradictorias tanto por el lado
de la oferta como por el lado de la demanda y la incidencia sobre el sector energético puede
observarse a través de dos efectos. Por el lado de la oferta la ruptura de los contratos
implicó la falta de incentivos a invertir en infraestructura en el sector, aún cuando es
necesario mencionar que en los ’90 con mejores incentivos, tampoco las inversiones
crecían, principalmente en el sector de hidrocarburos en el área de exploración. Por el lado
de la demanda, los precios finales de la energía incentivaron el consumo y el
sobreequipamiento en el sector residencial de más altos ingresos. Estas dos situaciones
provocaron un circulo vicioso de crecimiento por el lado de la demanda de energía, y
restricciones en la oferta, que el gobierno ha intentado paliar con la introducción de políticas
URE (políticas por el lado de la demanda) y acciones tendientes a incrementar la oferta
eléctrica a través de primero un fondo denominado FONIVEMEN en el cual los generadores
deberán invertir las acreencias del Estado en dos nuevas usinas de Ciclo combinado
alimentadas con gas natural que le sumarían al sistema una potencia de 1600MW y
segundo la terminación de la Central Nuclear ATUCHA II prevista para el año 2010.
En el marco de este contexto de insuficiencia de gas, congelamiento de tarifas en el
sector residencial, crecimiento de la demanda de energía, el objetivo de este trabajo será
cuantificar el potencial impacto de dichas políticas sobre el desempeño del sector a mediano
plazo.
2
1. La Actualidad del Sistema Energético Argentino: Escasez de Gas y Congelamiento
de Tarifas.
El sector energético en Argentina presenta algunas particularidades que se
observan al analizar la evolución de la estructura de abastecimiento energético desde los
’70 hasta la actualidad. Cuando se examina la dinámica de los cambios acontecidos en el
abastecimiento de energía en el periodo 1970-2003 se advierte un predominio del petróleo y
derivados hasta mitad de los setenta, y un claro proceso de sustitución paulatina del
petróleo, comparativamente menos abundante, por fuentes energética renovables como la
hidroelectricidad o por aquellas que siendo fuentes agotables, eran más abundantes como el
gas natural, utilizado como sustituto del petróleo en los usos residenciales y en la
generación eléctrica.
El gráfico N º1 muestra la penetración paulatina del gas en la matriz energética
argentina tal que en el año 1970 participaba en un 17.8% en la matriz de energía primaria y
en el 2004 su participación asciende al 48% desplazando al petróleo de su histórico primer
lugar.
Gráfico Nº 1: Matriz Energética Primaria Argentina
1970-1992-2003
80%
71%
70%
60%
47%
50%
40%
49%
41%
1970
40%
1992
2003
30%
20%
17%
2%
10%
1%
0%
Gas Natural
Petróleo
Carbón
mineral
3%
1%
1%
1,50%
1% 1%
Leña
Bagazo
0
2% 2%
Nuclear
2,70% 2%
1%
Otras
Primarias
4% 5%
0,50%
Hidraúlica
Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA.
Asimismo, a partir de la reforma en el sector eléctrico se verificó un uso intensivo del
gas natural para la generación eléctrica, transformando a la industria eléctrica en altamente
dependiente de la industria de hidrocarburos. El siguiente cuadro muestra la evolución en la
participación creciente del equipamiento térmico (ciclo combinado, TV, TD, y TG) en la
potencia instalada en el periodo 1992-2005.
3
Grafico Nº2: Evolución de la Potencia Instalada en el periodo
1992-2005
60000
50000
total
Nuclear
40000
HIDRO
Termica
30000
CC
DI
TG
TV
20000
10000
0
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA.
El aumento en la participación del equipamiento térmico en la generación eléctrica
que se observa en el gráfico partir del año 1992, en los últimos cuatro años se ha sostenido
en un contexto de crisis del gas y una demanda eléctrica que crece salvo en el año 2002
(ver gráfico Nº 3). Este crecimiento de la demanda se dio en un marco de aumento limitado
de los precios de la energía a los usuarios finales, cuyos pagos solamente alcanzaron a
nivelar los costos reales de generación, quedando para los generadores una acreencia
correspondiente a su ganancia marginal. Estas acreencias se constituyeron en un fondo que
será utilizado para la construcción de nuevas centrales generadoras que pasarán a ser
propiedad de los agentes generadores dueños de dichas acreencias. (CAMMESA, 2004).
Por medio de la Resolución Nº712 del 12/07/04 se crea el FONIVEMEN que es un Fondo
para inversiones necesarias que permitan incrementar la oferta de energía eléctrica en el
MEM.
4
Grafico Nº3: Evolución de la Tasa de crecimiento de la
Demanda Eléctrica
7,8
8
7
7
7,5
6,6
4
3
6,7
6,3
5,6
6
5
7,6
4,7
4,5
4,6
3,6
2,3
2
1
0
-1
-2
-2
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA
La crisis energética de la Argentina del año 2004 tuvo su epicentro en el gas natural
pero debido a las características antes mencionadas, se expandió rápidamente sobre el
sector eléctrico. La explicación de la crisis tiene su origen en la ruptura contractual de
enero del 2002, y en la distorsión de precios relativos de los productos energéticos que
generó decisiones de consumo por parte de la demanda que no reflejaron la verdadera
escasez del recurso tanto para el gas como para la electricidad. De cualquier manera es
necesario mencionar, que también del lado de la oferta en el momento de la crisis existió un
manejo estratégico del recurso, incluyéndose en dicho manejo la posibilidad de influir en (o
esperar mayores) precios o mantener reservas.
En lo relativo al funcionamiento del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) como
respuesta a los problemas que trajo el congelamiento y la pesificación de las tarifas en una
industria cuyos insumos son en moneda extranjera, el gobierno a través de la Secretaría de
Energía emitió una serie de resoluciones tendientes a sobrellevar la crisis, tratando de
atenuar el impacto sobre el mercado cautivo que es el sector residencial.
A partir de la Ley de Emergencia Económica el mercado eléctrico debió adecuar su
funcionamiento a las nuevas condiciones macroeconómicas. En marzo del 2002 a través la
Secretaría de Energía dicta una serie de normas para la operación, Despacho de cargas y el
cálculo de precios. En estas se pesificaron los precios de la potencia, de la energía, los
costos variables de producción estacionales y en la declaración del costo variable de
producción (CVP en generación), los combustibles líquidos se los convertirá a pesos y los
importados se los transformará al dólar de referencia. Asimismo se dictaron una serie de
resolucionesi que apuntaron a reconocerles a los generadores los mayores costos de
producción provenientes de los insumos variables ( precio de los combustibles expresados
en dólares) pero sin tocar el precio de la energía.
El gas natural, principal requerimiento del parque térmico, también tuvo aumentos
limitados de su precio, esta situación llevó a un escenario de oferta limitada del mismo para
las centrales eléctricas, obligando a la utilización de otros recursos disponibles a los efectos
de poder satisfacer la demanda.
Esto se tradujo en un consumo muy importante de los combustibles alternativos
como Fuel Oil, Gas Oil y Carbón y a la asignación del gas por nominación por parte de la
5
Secretaría de Energía a aquellas máquinas que no dispusieran de combustible alternativo y
su generación resultara indispensable para el abastecimiento de la demanda.
Los importantes cupos de combustible líquido requerido, principalmente Fuel Oil,
impusieron la necesidad de contar con un abastecimiento adecuado del mismo. Para ello,
CAMMESA fue autorizada a contratar el abastecimiento del mismo, por cuenta y orden del
Estado Nacional, con la firma PDVSA de Venezuela.
También, como alternativa eventual a la utilización de combustibles líquidos, y en
forma similar a lo realizado con el Fuel Oil, se contrató la importación de excedentes
energéticos de Brasil a través de la interconexión de Garabí. (CAMMESA, 2004)
En un principio el objetivo del gobierno fue no trasladar estos incrementos de los
costos a la demanda. Sin embargo, en el año 2004 frente a la escasez de gas el Gobierno
puso en funcionamiento un conjunto de medidas tendientes a evitar tener que declarar la
emergencia energética. A través de la Resolución Nº 93 del año 2004, Reconoce que los
fondos recaudados por la demanda no cubren los costos de generación, por tanto es
necesario implementar una medida que permita que toda la demanda abone, al menos los
cosos incurridos en abastecerla, postergando el alcance de esta resolución para aquellos
consumos que se entiende que al momento no están en condiciones de afrontar dichos
incrementos, es decir la demanda residencial. Entonces a través de la resolución 784/2003
se establece un precio estacional superior al anterior a todas las demandas excepto la
residencial
En conclusión
partir del año 2002 y hasta la actualidad las resoluciones
implementadas desde la Secretaría de Energía para el Mercado Eléctrico apuntaron
básicamente a: Reconocer los mayores costos operativos de los generadores en un
contexto de variabilidad del tipo de cambio, establecer incrementos tarifarios a los mayores
consumos debido a la separación entre el precio monómico y el precio estacional, impedir
que el sector residencial afronte los incrementos en el precio spot, trasladar el incremento de
precios a la demanda industrial que no es el principal responsable del incremento del
consumo, reacomodar los precios del gas natural tal que en la actualidad alcanzaron los
mismos valores en boca de pozo que antes de la devaluación, e implementar acuerdos con
los generadores que permitan aumentar la oferta eléctrica.
Finalmente en el marco de la emergencia económica y luego de la devaluación de la
moneda, la Secretaría de Energía decidió mantener en un momento los mismos precios
estacionales y se utilizaron los fondos acumulados en el Fondo de Estabilización para evitar
hacer modificaciones en las tarifas a usuarios finales que reflejen los costos crecientes en
generación.
Otro aspecto derivado de estas diferencias de precios (spot y estacional), fue la
migración paulatina de los grandes usuarios (35%) hacia las empresas distribuidoras
volviendo a ser empresas cautivas. Este hecho, a su vez, debilitó aún más el Fondo de
Estabilización. Efectivamente, ese traspaso significó mayor cantidad de energía comprada
por las distribuidoras al precio estacional, significativamente menor al vigente en el mercado
spot. Esta situación le permitió a los distribuidores aumentar sus ventas significativamente ,
hecho que de alguna manera los compensó por la devaluación de sus ingresos. (Fundación
Bariloche, p.41).
A los efectos de mejorar las condiciones de abastecimiento de interno de gas natural
y electricidad y en un contexto de crisis energética por faltante de gas, desde el gobierno se
implementaron políticas para manejar la demanda a través de un Programa de Uso Racional
de la Energía, incentivando a los usuarios residenciales y comerciales de gas y
electricidad, que no fueron alcanzados por el aumento de las tarifas, a que reduzcan o no
aumenten sus consumos con relación a sus consumos de iguales períodos del año 2003. El
objetivo del programa fue incentivar el ahorro para generar excedentes que puedan ser
6
utilizados para asegurar el abastecimiento de aquellos usuarios que, como las industrias,
ven incrementadas sus necesidades de energía, producto del crecimiento del nivel de
actividad económica, garantizando el crecimiento del empleo.
PROGRAMA DE USO RACIONAL PARA GAS
A los usuarios del servicio residencial R1 y R2 que reduzcan el nivel de consumo
respecto de los registrados en el año 2003, se les reconocerá en sus facturas una
bonificación equivalente al cargo variable por consumo, según las tarifas máximas
aplicables, por cada metro cúbico de gas natural, que cada uno de dichos usuarios hayan
dejado de consumir, con respecto al mismo período del año 2003. La referida bonificación
se incluirá en la factura del período siguiente, y ello así, a los fines de poder identificar los
sujetos activos y pasivos beneficiados por el PROGRAMA.
Para los usuarios del servicio residencial R3, y para los usuarios del Servicio
General-P cuyo promedio mensual anual de consumo los ubique en la primera o segunda
escala de consumo de esa categoría, que reduzcan su consumo a niveles inferiores al
NOVENTA Y CINCO POR CIENTO (95%) de los registrados en el año 2003, se les
reconocerá en sus facturas una bonificación equivalente al cargo variable por consumo,
según las tarifas máximas aplicables, por cada metro cúbico de gas natural, que cada uno
de dichos usuarios hayan dejado de consumir, con respecto al mismo período de consumo
del año 2003. La referida bonificación se incluirá en la factura del período siguiente, y ello
así, a los fines de poder identificar los sujetos activos y pasivos beneficiados por el
PROGRAMA.
PROGRAMA DE USO RACIONAL PARA ENERGIA ELECTRICA (PUREE).
A fines de abril del año 2004 se anunció por medio de la Secretaría de Energía a
través de la resolución 415/04 la puesta en marcha del Programa de USO Racional de la
Energía Eléctrica, que tenía como objetivo producir ahorros de energía estableciendo
premiso y castigos para consumidores residenciales y comerciales.
En el invierno del año 2005 vuelve a instrumentarse el Programa de Uso Racional de
la Energía eléctrica, ante el aumento sostenido de la demanda en el sector residencial
(excepto el alumbrado público) que no fue alcanzada por el aumento de tarifas. Se repite el
Programa puesto en marcha el año anterior, aunque esta vez castiga con mayor fuerza y
disminuye el umbral de consumo para estar exento de los castigos. El área de aplicación del
Programa se circunscribe a la de las empresas EDENOR, EDESUR y EDELAP. El siguiente
cuadro resume las principales características del Programa:
7
Cuadro Nº1: Lineamientos Básicos del PUREE del año 2004.
Categoría Usuario
Residencial
Generales
T2 y T3
Calculo de
Bonificación
Financiación del
programa
Bonificación
Cargo
Si se reduce en su consumo (respecto
a 2003) en al menos 10% y un máximo
de 30% su bonificación será
* T1 R1 y T1 R2< 300kw no
equivalente a la energía ahorrada
tiene cargo
multiplicada por un indicador kp. El
monto máximo a bonificar es de $2000
Si se reduce en su consumo (respecto * T1-R2 > 300kw, que
a 2003) en al menos 10% y un máximo consuman por encima del
90% tendrán un cargo
de 30% su bonificación será
equivalente al excedente
equivalente a la energía ahorrada
respecto al 90% multiplicado
multiplicada por un indicador kp. El
monto máximo a bonificar es de $2000 por el valor del cargo
Si se reduce en su consumo (respecto adicional.
a 2004) en al menos 10% y un máximo
de 30% su bonificación será
*T1-G1, T1-G2, T1-G3 y T2 y
equivalente a la energía ahorrada
T3: que consuman por
multiplicada por un indicador kp. El
monto máximo a bonificar es de $2000 encima del 90% tendrán un
cargo equivalente al
Kp resulta de dividir la suma total
excedente respecto al 90%
recaudada en concepto de cargos
multiplicado por el valor del
adicionales S p($) de cada categoría
cargo adicional.
tarifaria en ese período por la suma
total de la energía ahorrada (KW) en
ese período.
El programa tiene financiamiento propio porque la suma recaudada en
concepto de cargos se distribuye entre los que fueron bonificados.
Fuente: Cerruti, Leandro, Marco Regulatorio del Sector Eléctrico Argentino.
2. METODOLOGIA IMPLEMENTADA
A los efectos analizar un determinado sistema energético1, es necesario especificar
algún tipo de modelo energético. La utilidad de estos modelos radica en que puedan
representar un sistema real, con la mayor exactitud en la reproducción de la conducta del
sistema como en su operatividad.
Dentro de los modelos energéticos, se encuentran los modelos de demanda o de
requerimientos energéticos y son aquellos que representan la vinculación existente entre el
sistema socioeconómico y el energético. La utilidad de estos modelos, radica en que
permiten analizar las consecuencias de la actividad socioeconómica sobre el sistema
energético. Al mismo tiempo, dentro de este grupo de modelos existen dos categorías: los
modelos econométricos y los analíticos o teórico-económicos.
En el presente trabajo, se adopta como metodología de análisis la correspondiente a
los Modelos Analíticos, ya que los mismos permiten analizar las consecuencias provenientes
de cambios estructurales en un sistema socioeconómico. La técnica utilizada por este tipo
1
Por Sistema Energético se entiende al conjunto de actividades mediante las cuales las distintas fuentes de
energía se producen, transportan, transforman, distribuyen y consumen para satisfacer determinadas necesidades
de los sectores socioeconómicos a los que está ligado el sistema energético analizado. (IDEE/FB, 2005)
8
de modelos, es la desagregación de la demanda en grupos de consumidores que pueden
considerarse “homogéneos” dada la utilización que le dan a las distintas fuentes
consumidas2. Una característica importante de este enfoque metodológico, es la concepción
integral de consumo energético por parte de la sociedad, partiendo no del análisis de las
fuentes energéticas, sino del uso de la energía como medio para satisfacer necesidades
sociales o económicas. (FB/IDEE, 2005). Esto constituye una ventaja importante para el
presente análisis, dado que permite representar adecuadamente el proceso de sustitución
entre fuentes a largo plazo.
La implementación de este tipo de modelos analíticos permite realizar “prospectivas
energéticas”. Con la prospectiva se trata de “explorar el futuro”, bajo la modalidad de “que
pasaría si”, mediante el uso de la “técnica de escenarios”, la cuál es un instrumento que
permite disminuir el grado de incertidumbre en la toma de decisiones.
Una vez determinados los escenarios3 se realizan diferentes simulaciones,
empleando modelos analíticos diferentes, en el ámbito energético, algunos de los modelos
analíticos más utilizados son: Modelo de Requerimientos de Energía (REQLOCHE); Método
MEDEE; Modelo EFOM - ENV - The European Commission; Modelo ENPEP - International
Atomic Energy Agency (IAEA) Argon National Laboratory; Modelo MESSAGE IIIInternational Institute for Applied System Analysis (IIASA); Modelo MARKAL - International
Energy Agency (IEA) Energy Technological System Analysis Program (ETSAP); Modelo
LEAP - Stockholm Environment Institute- Boston; Modelo MESAP - IER, University of
Stuttgart; y Modelo MARKAL-MACRO.
En este trabajo, las simulaciones se realizaron mediante la utilización del modelo
Long-range Energy Alternatives Planning System (LEAP) desarrollado por el Stockholm
Environment Institute-Boston (SEI-B)4. Este modelo es del tipo “bottom-up” y consiste
esencialmente en un modelo energético-ambiental basado en la técnica de escenarios, del
tipo “demand-driven”. Este último aspecto significa que frente a un determinado escenario
de demanda final de energía, el LEAP asigna los flujos energéticos entre las distintas
tecnologías de abastecimiento energético, calculando el uso de recursos, los impactos
ambientales y detectando la necesidad de ampliación de determinados procesos de
producción de energía.
Se utilizó como año base el año 2004, por los siguientes tres motivos. En primer
lugar, este es el año para el cual se encuentran mayor disponibilidad de cantidad de datos e
información. En segundo lugar, fue en este el año la puesta en marcha del Programa de Uso
Racional de la Energía (PURE), cuyo objetivo de disminución de los consumos energéticos
está en función del año 2003, y además es el primer año en que comienzan a manifestarse
los primeros signos de la crisis por faltante de gas natural.
Las fuentes de información empleadas han sido mayoritariamente fuentes oficiales:
Balances Energéticos y Análisis de prospectiva 2002 de la Secretaría de Energía; Boletines
Energéticos de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA); Informes de Riesgo e
Información Estadística de CAMMESA; y Estudios del Instituto Argentino de Petróleo y Gas.
2
Por ejemplo, dentro del sector residencial los usos más frecuentes son: cocción, calefacción, iluminación,
refrigeración, etc.
3
Algunos aspectos importantes de la técnica de escenarios son: la necesidad de “coherencia interna”, la cual se
refiere a la compatibilidad interna que deben guardar entre si los distintos elementos o hipótesis del escenario
atendiendo a un marco teórico conceptual; y a la forma en que se especifican las trayectorias que unen a los
diferentes estados del sistema que se incluyen en el escenario.
Es esencial al momento de diseñar escenarios energéticos, reconocer que la base para esta construcción son los
escenarios socioeconómicos. Por otro lado, para un mismo escenario socioeconómico pueden satisfacerse los
requerimientos (demanda) de energía con distintas fuentes energéticas y distintas modalidades de uso.
4
En el diseño del modelo han colaborado diferentes instituciones, en Argentina la institución colaboradora es la
Fundación Bariloche.
9
Para las proyecciones de requerimientos internos de energía se utilizan supuestos de
crecimiento y aplicación de políticas estatales (programas de uso racional de la energía),
teniendo en cuenta las evoluciones históricas de los mismos, las elasticidades respecto al
producto y los anuncios de políticas. Para la proyección de los requerimientos de demanda
externa se consideran los compromisos de exportación e importación a los países vecinos:
Brasil, Uruguay y Chile, en los cuales se toman como base los compromisos actualmente
existentes, donde la fuente de información utilizada es la Secretaría de Energía.
La oferta energética se construyó sobre la base de datos oficiales acerca de la
estructura actual del sistema energético argentino. Entre los aspectos técnicos es importante
remarcar que el sistema eléctrico argentino necesita tener un margen mínimo de reserva del
40% para prevenir eventuales cambios en los ciclos hidráulicos que afecten a la generación
eléctrica, a la indisponibilidad habitual (sobre todo en épocas de indisponibilidad del
combustible) del parque térmico, a las salidas periódicas por mantenimiento del parque
nuclear, y a los problemas de suministro de gas natural (sobre todo en invierno). Por su
parte, los factores de carga se han mantenido relativamente estables en términos
mensuales, según datos de CNEA, los mismos son del orden del 20 al 50% para hidráulica,
y eólica, y del orden del 80-90% para térmica. Sin embargo, se destaca que la generación
térmica no es una disponibilidad real, porque se la utiliza como variable de ajuste en el
despacho. Por otro lado, según la Secretaría de la Energía, a medida que se logre un
aplanamiento de la curva de carga, dicho factor disminuirá y por lo tanto, el requerimiento de
inversiones en transporte y distribución también será inferior, estos son los motivos por los
cuales cobra vital importancia el adecuado manejo de la demanda. En la elaboración de los
escenarios, dicho factor de carga se mantiene en los niveles iniciales.
2.1 Especificación de los Escenarios.
En este trabajo se simularon cinco escenarios posibles denominados: Escenario
Base, Escenario Base con PURE, Escenario Optimista, Escenario Optimista con
PURE, Escenario Pesimista. Se plantean escenarios de crecimiento macroeconómico,
para el corto y mediano plazo hacia el año 2015, con la consecuente repercusión sobre el
sector energético.
El Escenario Base se construyó sobre la hipótesis de la continuidad histórica de los
siguientes aspectos:
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
Se supone un crecimiento poblacional del 1%.
La hipótesis de crecimiento del PBI utilizada es de crecimiento moderado: 8% para el
año 2004, 9% para el 2006, y 3.5% desde el año 2007.
Para la estimación de las demandas internas de energía de los diferentes módulos
homogéneos, se utiliza la hipótesis de que la elasticidad consumo de energía
respecto del PBI es aproximadamente igual a uno, basándose en estimaciones de
la Fundación Bariloche y del Instituto Argentino de Petróleo y Gas.
Los volúmenes de energía comercializada (exportación e importación) se estimaron
en base a datos de la Secretaria de Energía de la Nación, de acuerdo a los
compromisos vigentes a la fecha.
No se considera (tampoco en el resto de los escenarios) la posibilidad de retiro de
equipos existentes, aún aquel equipamiento del parque térmico que es antiguo.
Respecto de las reservas de hidrocarburos, las cuales representan uno de los
principales cuellos de botella del sistema, se mantienen constantes las reservas para
analizar el efecto que tendría la falta de inversiones en el sector.
Con referencia a la posibilidad de nuevas inversiones privadas, los agentes enfrentan
un contexto de ausencia de crédito externo y tarifas que no remuneran costos de
10
ƒ
ƒ
ampliación, motivos por los cuales no se prevén ampliaciones de la capacidad de las
centrales ni de los sistemas de transmisión y distribución.
Se incorporan, las políticas de oferta implementadas por el Estado a través de la
incorporación de las siguientes centrales eléctricas con los fines de incrementar la
capacidad de generación:
¾ Dos centrales térmicas de ciclo combinado, con una potencia instalada de 800
MW cada una, de los cuales 1000 MW generados en la fase de ciclo abierto
formaran parte de la oferta en 2007, y los restantes 600 MV entrarán en Julio de
2008 cuando se ponga en marcha en forma completa el ciclo combinado (vapor
más gas).
¾ Puesta en marcha de ATUCHA II, en el año 2010, con una potencia instalada de
750 MW.
¾ Incremento de la cota de Yacyretá a 83msnm en el 2010.
La participación de las distintas centrales en la generación se mantiene relativamente
estable.
Partiendo de las especificaciones del Escenario Base se incorpora un Escenario Base con
PURE, en el cual se incorporan las disposiciones provenientes de los programas de uso
racional de la energía, y se pretende simular los resultados de un escenario de gestión de
la demanda, particularmente se incorpora:
ƒ Objetivo de reducción del consumo de energía eléctrica y gas natural del 5% en el
sector residencial y comercial y público respecto del año 2003, a partir del año 2004.
Por otro lado, se construye un Escenario Pesimista para el sector energético, que se
condice con suposiciones optimistas para el crecimiento de la economía nacional, cuyas
especificaciones son las siguientes:
ƒ El crecimiento de la demanda es superior al esperado en el escenario base,
principalmente porque el crecimiento nacional esperado es mayor. Se prevén tasas
de crecimiento iguales para el año base, pero a partir del año 2007 la tasa de
crecimiento es del 5%.
En el Escenario Optimista para el sector energético se intenta reflejar la aplicación de
políticas de gestión de la oferta, y refiere en cierta forma a supuestos optimistas para el
sector energético, los supuestos son los siguientes:
ƒ El crecimiento de la demanda es menor al esperado en el escenario base desde el
año 2007, porque el crecimiento nacional esperado es menor. Las tasas de
crecimiento del PBI son del 8% para 2004, 8.5% para 2006, y 2% a partir de 2007.
ƒ Se supone una disminución de las exportaciones de hidrocarburos (solo a efectos
ilustrativos dado que esta posibilidad se encontraría limitada por los compromisos
contraídos) del 50% para el año 2008, y del 100% para el año 2013.
ƒ Se supone un incremento en las reservas de hidrocarburos, petróleo y gas natural,
como resultado de un incremento en las inversiones. Para simular los resultados de
este escenario, se tuvieron en cuenta ciertos aspectos propios de la actividad
exploratoria, y de la historia reciente de la actividad del upstream en argentina:
o La puesta en marcha de un pozo productivo implica como mínimo un tiempo
de entre 7 y 8 años5. Sobre esta base, las inversiones realizadas en
exploración en los años 2004-06 recién implicarían la puesta en marca de los
pozos en el año 2012.
o La estimación de la posible tasa de crecimiento de las reservas se realizó
sobre la base de lo acontecido en el país en el período 1990-2003. En dicho
período se observó un incremento del 70% de las reservas de petróleo entre
5
IDEE/FB., Economía de la Exploración, MEPEA, 2006.
11
puntas (crecimiento promedio del 4%), que se correspondió con una
perforación de un total de 450 pozos exploratorios (promedio de 35 pozos por
año); mientras que en el caso del gas natural se observó un incremento del
5% de las reservas (crecimiento promedio del 1%), con 131 pozos
exploratorios perforados (promedio de 9.36 pozos por año). Para
homogeneizar la simulación se decidió incorporar una tasa de crecimiento de
las reservas del 5%.
Cuadro Nº 2: Petróleo- Evolución de las Reservas y
Pozos exploratorios- 1990-2003
AÑO
PETROLEO
Res.
Comprob
miles de m3
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Crecimiento
Promedio
Variación 90-03
Total de Pozos
Perfor.Promedio
Nº Pozos
Explorat
249,608.00
267,618.00
320,747.00
352,441.00
358,140.00
379,402.00
413,436.00
416,734.00
437,758.00
488,280.00
472,781.00
457,674.00
448,425.00
425,213.00
24
39
28
41
44
60
55
38
23
23
31
7
19
18
0.04
0.70
450
32.14
Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía y IAE
12
Cuadro Nº 3: Gas Natural- Evolución de las Reservas y
Pozos exploratorios- 1990-2003
AÑO
GAS NATURAL
Res.
Comprob
millones de
m3
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Crecimiento
promedio
Variación 90-03
Total de Pozos
Perfor.Promedio
579,056.00
592,869.00
540,899.00
516,662.00
535,528.00
619,295.00
685,586.00
683,796.00
686,584.00
748,133.00
777,609.00
763,526.00
663,523.00
612,496.00
Nº Pozos
Explorat
6
7
8
12
13
19
14
12
10
10
11
7
0
2
0.01
0.06
131
9.36
Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía y IAE.
Finalmente, se incorpora un Escenario Optimista con PURE, en el cual se pretende
estudiar los resultados de la aplicación de políticas de gestión de demanda y de oferta en
forma conjunta, en el mismo se incorporan las políticas de gestión de la demanda al
escenario previamente descrito.
3. Resultados Obtenidos
Los resultados que muestran el comportamiento de la demanda interna de energía
final para los cinco escenarios simulados se observan en el gráfico Nº4. Del mismo se
desprende, que en todos los escenarios se observa un crecimiento sostenido de la
demanda final de energía, aunque el Escenario Optimista con PURE es el que presenta el
mejor desempeño, probablemente debido a la restricción impuesta en el escenario a las
exportaciones de hidrocarburos (solo a términos ilustrativos).
13
Gráfico Nº 4: Demanda Interna de Energía Final
PESIMISTA
OPTIMISTA
OPT CON PURE
BASE CON PURE
BASE
Millones Tonne of Oil Equivalents
Proyección 2004-2014
52
50
48
46
44
42
40
38
36
34
32
30
28
26
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
2004
2006
2008
2010
2012
2014
Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de la Energía, Instituto Argentino de la
Energía, CAMMESA, y ENARGAS
De todos modos, la efectividad de las políticas de gestión de demanda se desprende
de la comparación de la evolución de la demanda de electricidad y gas natural, fuentes en
las cuales se aplican los programas PURE y PUREE. En los gráfico Nº 5 y 6 se observa un
ahorro de electricidad que podría alcanzar los 6156 Gwh para el año 2014, y de 367.476 tep
de gas natural para el mismo año.
14
Gráfico Nº 5: Comportamiento de la Demanda de Energía Eléctrica
BASE CON PURE
BASE
Proyección 2004-2014
120,000
115,000
110,000
105,000
100,000
Gigawatt-Hours
95,000
90,000
85,000
80,000
75,000
70,000
65,000
60,000
55,000
50,000
45,000
40,000
35,000
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
0
2004
2006
2008
2010
2012
2014
Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de la Energía, Instituto Argentino de la
Energía, CAMMESA, y ENARGAS
Gráfico Nº 6: Comportamiento de la Demanda de Gas Natural
BASE CON PURE
BASE
Proyección 2004-2014
17
16
15
14
Millones Tonne of Oil Equivalents
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
2004
2006
2008
2010
2012
2014
Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de la Energía, Instituto Argentino de la
Energía, CAMMESA, y ENARGAS
15
Respecto a la evolución de las reservas, la situación parecería ser poco alentadora,
como lo muestra el gráfico Nº 7. La disminución en las reservas, que decrecen a una tasa
interanual que oscila entre el 4% y el 12%, es notable en todos los escenarios simulados.
En todos los casos se ha considerado la no ocurrencia de sucesos imprevistos como por
ejemplo el descubrimiento de un nuevo gran yacimiento, (a fines de los setenta Loma de la
Lata) .
Es importante analizar la situación en el Escenario Optimista sin políticas URE, en
el cual se incorporan en forma conjunta una desaceleración en el crecimiento
macroeconómico, incrementos en las reservas del 5% a partir del año 2012, y restricciones
a las exportaciones de energía. En este escenario se observan dos cuestiones importantes,
la primera se refiere a que se contarían con 21.7 millones de tep adicionales en relación al
escenario BASE, y la segunda que aún así no se puede quebrar la tendencia decreciente en
la evolución de las reservas.
El primer comportamiento podría deberse a que en este escenario se incorporó el
supuesto de restricción a las exportaciones, lo que pondría en evidencia la vulnerabilidad del
abastecimiento interno respecto a la demanda externa de energía. Dicho de otro modo, la
importancia crucial que adquiere en el mediano plazo el comercio de energía respecto a la
sutentabilidad de la matriz energética Argentina6.
Por otro lado, otro factor que estaría explicando este comportamiento radicaría en
que las inversiones en nuevos pozos exploratorios estarían madurando a partir del año
2012. Existe bibliografía especializada que sustenta este argumento indicando que la
puesta en marcha de un yacimiento comienza recién al séptimo u octavo año desde el inicio
de las actividades exploratorias en el mismo7.
Una conclusión importante de este ejercicio de simulación se encuentra en que de no existir
nuevos descubrimientos importantes en el corto plazo y manteniendo la estructura actual de
la matriz energética, en el 2015 en todos los escenarios planteados el horizonte de
reservas de gas no superaría los tres años, tal cual lo muestra la última columna del
cuadro Nº4.
6
A una conclusión similar llegan estudios realizados por distintos especialistas, entre los cuales
puede mencionarse el Instituto Argentino de la Energía. En el documento “Análisis del Sector
Hidrocarburos a través de la evolución de las Reservas Comprobadas (Período 1986 – 2002)”,
publicado en el año 2003, se realiza un análisis comparado de la evolución de dos indicadores a fines
de estudiar el impacto de las exportaciones sobre el compromiso del sector: Relación ReservasProducción (R/P) y Reservas-Consumo Interno (R/CI), para gas natural y petróleo. En dicho informe
se muestra que las curvas del indicador R/CI son similares a las de la Relación (R/P), con la misma
fuerte caída en el gas, pero en este caso, debido al gran volumen exportado de petróleo en los
últimos años, la Relación (R/CI) de petróleo se ubica en valores similares a las correspondientes al
gas natural, convergiendo a fines del año 2002 en valores de 16-17 años de Reservas. Para el
Petróleo la diferencia entre la Relación R/CI y R/P se hace muy notoria a partir del año 1996, donde la
exportación representa el 41,4 % de la Producción total. La curva de la Relación R/P acompaña a la
de exportación, llegando en el año 2002 a ser esta diferencia de casi un 55%, habiendo llegado a
superar el 70 % en el año 1996.
7
Opus cit., p.
16
Cuadro Nº 4: Evolución del Horizonte de Reservas de Gas Natural
Resource Results: Horizonte de Reservas
Fuel: Natural Gas
Unidades: Millones Tonne of Oil Equivalents
2004 2006 2008 2010 2012 2014 2015
20.84
14.07 10.64 7.929 5.499 3.212 2.117
PESIMISTA
20.84 14.02 10.84 8.45 6.274 4.146 3.098
OPTIMISTA
20.84 14.13 11.02 8.614 6.432
4.3 3.246
OPT CON PURE
20.84 14.13 10.9 8.308 6.019 3.793 2.716
BASE CON PURE
20.84 14.07 10.72 8.178 5.872 3.655 2.582
BASE
Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de la Energía, Instituto Argentino de la
Energía, CAMMESA, y ENARGAS
Es importante resaltar que los mejores resultados en torno al horizonte de vida de las
reservas se obtienen en el escenario planteado de gestión conjunta de políticas de oferta y
demanda, que es el escenario denominado OPTIMISTA CON PURE como se observa en el
grafico Nº 7. El mismo muestra que en el año 2014 la barra correspondiente a dicho
escenario (coloreada naranja), es la que indica la mayor disponibilidad de reservas.
Gráfico Nº7: Comportamiento de las Reservas de Fuentes Primarias
PESIMISTA
OPTIMISTA
OPT CON PURE
BASE CON PURE
BASE
Proyección 2004-2014
1,050
1,000
950
900
850
Millones Tonne of Oil Equivalents
800
750
700
650
600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
2004
2006
2008
2010
2012
2014
Fuente: Elaboración Propia en base a datos de la Secretaría de la Energía, Instituto Argentino de la
Energía, CAMMESA, y ENARGAS
17
CONCLUSIONES
En este trabajo se ha intentado proyectar la situación del sector energético en
Argentina en cinco escenarios posibles.
Los dos resultados más relevantes que se obtuvieron del análisis de los mismos son:
en primer lugar, en los cincos escenarios la caída de las reservas es indefectible, aún
suponiendo inversiones importantes en exploración, tal que en el año 2015 el horizonte de
reservas de gas natural, en ninguno de los cinco casos,
supera los tres años. Sin
embargo, hay que tener en cuenta que sólo el 35 % del territorio nacional se encuentra
actualmente explorado.
En segundo lugar, y nuevamente respecto a las reservas,
si bien no se puede
romper la tendencia al descenso en las mismas en el periodo considerado, los mejores
resultados para el sector energético se obtuvieron en el escenario en el que se aplicaron
políticas de oferta y de demanda. Esta es una conclusión importante desde el punto de
vista de la política energética, ya que si bien es cierto que deben asegurarse nuevas
inversiones y nuevos incentivos a la exploración y a la explotación, estas políticas en forma
aislada sin programas de gestión de demanda no serían efectivas, en un contexto de
restricción del insumo más importante de la matriz energética argentina, el gas natural.
Finalmente, de este trabajo se desprende la gravedad del problema que Argentina
enfrenta en el futuro inmediato, y la necesidad de tomar medidas de política que apunten a
generar programas de manejo de la demanda (políticas de uso racional de la energía ), y
medidas que demuestren, vía precios, la verdadera disponibilidad de los recursos
energéticos. Simultáneamente, es necesario comenzar a plantear seriamente el objetivo de
cambio en la estructura de la matriz de energía primaria argentina, incluyendo políticas que
alienten el aumento en la participación de las energías renovables.
18
BIBLIOGRAFÍA
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CAMMESA (2004), Informe Anual.
CERRUTTI, Leandro (2006), Marco Regulatorio del Sector Eléctrico”, tesina de pregrado,
Departamento de Economía, UNS.
Fundación Bariloche (2005), Lineamientos generales para la elaboración de un Plan
Energético Nacional Sustentable.
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Comprobadas (Período 1986 – 2002)”.
Idee/FB (2205), “Modelos Energéticos”.
Idee/FB (2005), “La construcción de Escenarios Socioeconómicos para la Prospectiva
Energética”.
Idee/FB (2005), “La construcción de Escenarios Energéticos”.
Secretaría de Energía de la Nación, Resoluciones PURE Nº 415/04, 416/04, 552/04.
Secretaria de Energía de la Nación, “Balances Energéticos 1990-2004”
Páginas Web utilizadas:
energia.mecon.gov.ar
www.iapg.org.ar
www.iae.org.ar
19