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La Energía en una estrategia de desarrollo económico y social

La Energía en una estrategia de desarrollo económico y social. Por Daniel Gustavo Montamat CEARE 5-09-05. Indice de Contenidos. Presupuestos y conclusiones ejecutivas Precios de la canasta energética Demanda Oferta Inversiones Derivaciones de estrategia y política energética.

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  1. La Energía en una estrategia de desarrollo económico y social Por Daniel Gustavo Montamat CEARE 5-09-05

  2. Indice de Contenidos • Presupuestos y conclusiones ejecutivas • Precios de la canasta energética • Demanda • Oferta • Inversiones • Derivaciones de estrategia y política energética

  3. PRESUPUESTOS-CONCLUSIONES

  4. Proyecciones de crecimiento para reprogramar la deuda

  5. Proyecciones de crecimiento para duplicar el producto en 15 años

  6. Proyección de crecimiento del modelo econométrico

  7. 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 final

  9. La dependencia del gas natural:Caso Base 3%

  10. Inversión por escenario de crecimiento2005-2020

  11. PRECIOS

  12. Sigue sendero de precios Res SE Nº 208/04 1.61 U$S

  13. DEMANDA

  14. ESCENARIO I CRECIMIENTO 3% ANUAL DEMANDA DE GAS NATURAL

  15. ESCENARIO I CRECIMIENTO 3% ANUAL DEMANDA DE ENERÍA ELÉCTRICA

  16. Tasa 2% anual ESCENARIO I CRECIMIENTO 3% ANUAL DEMANDA DE PETRÓLEO

  17. OFERTA

  18. OFERTA DE GAS NATURAL

  19. OFERTA DE POTENCIA ELÉCTRICA En MW

  20. OFERTA DE PETRÓLEO

  21. INVERSIÓN

  22. INVERSIÓN EN GAS NATURAL UPSTREAM: TOTAL DEL PERÍODO---- 6.641 MM U$S en Exploración y Explotación

  23. ESCENARIO CRECIMIENTO I – 3% - PRECIOS MENORES Y MAYORES 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. ESTIMACIÓN GOBIERNO ---------- 2090 MM U$S INVERSIÓN EXTRA ESTIMADA -- 1400 MM U$S TOTAL------------------------------------- 3490 MM U$S

  24. Loops TGN 2005 1.8 MMm3/d US$ 62.5 / 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 Loops TGS 2005 2.9 MMm3/d US$ 77.6 / m3/d Obras para incrementar la capacidad de Transporte

  25. ESCENARIO CRECIMIENTO I – 3% - PRECIOS MENORES Y MAYORES 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:

  26. INVERSIÓN EN ENERGÍA ELÉCTRICA 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

  27. 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

  28. EL PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE ELÉCTRICO Línea: Minera Línea: Mza-San Juan Línea: NOA-NEA Línea:Comahue-Cuyo Línea: MEM-MEMSP

  29. INVERSIÓN EN ENERGÍA ELÉCTRICA 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.

  30. ESCENARIO CRECIMIENTO I – 3% - PRECIOS MENORES Y MAYORES INVERSIÓN EN PETRÓLEO 1.615 MM U$S en Exploración 3.841 MM U$S en Explotación 5.456 MM U$S TOTAL TOTAL DEL PERÍODO

  31. ESCENARIO CRECIMIENTO I – 3% - PRECIOS MENORES Y MAYORES INVERSIÓN EN PETRÓLEO Refinación 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

  32. RESUMEN DE INVERSIONES En Millones de U$S GAS 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

  33. Derivaciones de estrategia y política energética

  34. La energía: rehén del corto plazo • Estrategia • Eje en el mercado energético regional • Nuevos proyectos regionales • Recomposición de reglas • Up Stream: Ley de hidrocarburos • Tema vencimiento de las actuales concesiones • Nueva oferta exploratoria con foco en las áreas de alto riesgo • Segmentos regulados: Renegociación de contratos • Transporte y distribución de gas • Transporte y distribución eléctrica

  35. La energía: rehén del corto plazo • Recomposición de precios • Precio del Gas Natural: referencia regional • Precio del crudo y derivados: referencias internacionales. • Precio de la electricidad mayorista: retorno al sistema de precios marginales. • Precio de los segmentos regulados de transporte y distribución: tarifa que recupere los costos actuales.

  36. La energía: rehén del corto plazo • Restablecer fuentes de financiamiento • La excepcionalidad de los fideicomisos • Problemas de fondeo • Garantía de recupero con reglas especiales • El financiamiento de organismos internacionales. • El financiamiento en el mercado de capitales doméstico

  37. “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

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