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“UN FLASH DEL SECTOR ENERGETICO Unión Industrial de Córdoba 7 de agosto de 2006 Ciudad de Córdoba

“UN FLASH DEL SECTOR ENERGETICO Unión Industrial de Córdoba 7 de agosto de 2006 Ciudad de Córdoba. Unión Industrial Argentina Departamento de Infraestructura Ing. Alberto Horacio Calsiano. Flash del Panorama Energético Mundial….

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“UN FLASH DEL SECTOR ENERGETICO Unión Industrial de Córdoba 7 de agosto de 2006 Ciudad de Córdoba

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Presentation Transcript

  1. “UN FLASH DEL SECTOR ENERGETICOUnión Industrial de Córdoba7 de agosto de 2006Ciudad de Córdoba Unión Industrial Argentina Departamento de Infraestructura Ing. Alberto Horacio Calsiano

  2. Flash del Panorama Energético Mundial…. • Demanda fuertemente dependiente de los combustibles fósiles (87% de la matriz mundial). • Mercado internacional del petróleo con suba contínua del precio, traccionando a los sustitutos energéticos. • Aparente insensibilidad de la demanda al precio. • Consumo creciente por desarrollo económico de países con alta población; China, India, Brasil e Indonesia. • Entrada en vigencia del Protocolo de Kyoto. Políticas de incentivos para evitar emisiones de gases efecto invernadero.

  3. Evolución del Precio Internacional Fuente: Bloomberg

  4. Flash del Panorama Energético Argentino… • Petróleo La caída en la producción comienza en 1998 y continúa, ..aun con los elevados precios del petróleo.. • GasLa producción de gas creció de modo permanente durante 15 años, sin embargo en el 2.005, se revirtió la tendencia… • Electricidad En el sector eléctrico la demanda de potencia sigue creciendo… 17.395 MW en el pico (Julio 2006). • Sigue creciendo el consumo de combustibles líquidos…

  5. Mientras la actividad del gas muestra el siguiente panorama… • La caída en la cantidad de Pozos de Exploración, es significativa. • La producción de gas creció a expensas de los yacimientos existentes. • Los yacimientos nuevos que se descubren son de menor tamaño que los yacimientos más antiguos. • Gran actividad en las cuencas productivas; moderada actividad en las áreas de mediano riesgo; muy poca actividad en las áreas de muy alto riesgo. • El uso masivo de la Sísmica 3D y la aplicación de tecnología de punta disminuyó la declinación de reservas, sin embargo parece ya no ser suficiente para revertir la tendencia declinante.

  6. ..las señales de precio creciente parecen no ser suficientes para los Productores, pues entienden que quedan algunos temas relevantes sin resolver… • Seguridad jurídica. Reglas de juego claras y estables. • Contratos a largo plazo. • Estabilidad en las regalías y retenciones. • Libre disponibilidad del gas y las divisas. • Explotar los yacimientos que se descubran hasta su agotamiento.

  7. Mientras tanto ha seguido creciendo la demanda interna y externa de gas natural… Se reduce la participación de la Industria. Fuente: Secretaría de Energía. Balances Energéticos 1980-2004 ENARGAS. Instituto Argentino de la Energía 2003-2004 Elaboración: Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”

  8. Es necesario develar la incógnita denuestros reales recursos y, la forma de recuperar Reservas…. Cuencas Productivas (22 %) (Las 5 cuencas desarrolladas por la ex YPF) Cuencas Improductivas (78%) Total de Cuencas Sedimentarias en Argentina: 24 Continental: 1.895.260 Km2. Costa Afuera: 1.223.000 Km2 Fuente: SE-IAPG (no se consideran pozos en servicio)

  9. El consumo industrial y el aumento de la demanda de gas… Durante 2005 la demanda del Sector Residencial creció casi un 8% en relación al año anterior. En los últimos 4 años, el consumo en Centrales Eléctricas ha traccionado el crecimiento de la demanda de gas natural, seguido por el GNC. Estas tendencias contradicen la suposición que la industria habría incrementado fuertemente sus consumos de gas, y cuestiona el enfoque de la política de precios y uso racional de la energía (PURE) adoptada durante este período.

  10. En el Sector Eléctrico, la demanda de Potencia en el pico, sigue creciendo…….. 17.395 MW Julio 2006. Fuente CAMMESA/CNEA

  11. ..Junto a la Potencia.. crece la demanda de energía eléctrica.. Fuente CAMMESA/CNEA

  12. Sin embargo la industria no parece ser el único responsable “La demanda Industrial y Comercial, una vez recuperada la caída del año 2002, muestra un quiebre en la tendencia”. “La demanda Residencial que representa más del 40% de la demanda total de los distribuidores, tiene tasas de crecimiento que desde el año 2002 se superan cada año” Crecimiento de la demanda eléctrica por tipo de consumo 15,0% INDUSTRIAL >10 kW 10,0% RESIDENCIAL < 10 kW COMERCIAL < 10 kW 5,0% 0,0% 2000 2001 2002 2003 2004 1999 2005 -5,0% -10,0% Fuente: ADEERA INDUSTRIAL > 10 kW RESIDENCIAL < 10 kW COMERCIAL < 10 kW

  13. La instalación de equipos de aire acondicionado viene creciendo de modo sostenido.. Venta de equipos de aire acondicionado 2003-2005 800 350 700 300 600 250 500 INDICE (Base 2003=100) 200 400 Venta en MM$ 150 300 100 200 50 100 0 0 Jul-03 Jul-04 Jul-05 Mar-03 Mar-04 Mar-05 Nov-03 Nov-04 Nov-05 May-03 May-04 May-05 Ene-03 Sep-03 Ene-04 Sep-04 Ene-05 Sep-05 Ventas anuales a precios corrientes INDICE (base 2003=100) Fuente: ADEERA

  14. Consumo de Combustibles alternativos para producir energía eléctrica • A partir del año 2004 se observa un importante incremento en el consumo del fuel oil, como consecuencia de la crisis de abastecimiento del gas natural. Del total consumido en dicho año 634.000 toneladas se importaron de Venezuela (Res. MPFISP 183/04). • En el año 2005 el consumo de fuel oil se incrementó en casi un 50% y crecerá aun más en el 2006. (334 mil ton/ Junio 06). • También se observan fuertes incrementos en el consumo de carbón mineral (105 mil ton Junio/06) y en menor medida del gas oil (24 mil ton junio/06)

  15. …El Precio Monómico (Potencia + Energía) en el Mercado Mayorista Eléctrico, crece de modo sostenido….para la industria. Fuente CAMMESA/CNEA

  16. Proyección de Oferta y Demanda de Energía Eléctrica(Informe UIA Año 2004) Demanda Real año 2005: 91.683 GWh.

  17. El sistema eléctrico está al límite (sic)..,Subsecretario E. Eléctrica. Seminario Revista Mercado Eléctrico (05/05/06) • El año 2005 finalizó con una situación en donde el sistema tenía reservas para responder ante fallas habituales. • En el año 2006 comenzó una operatoria en donde ante fallas circunstanciales (*), el sistema puede entrar en situaciones de falta de reserva y/o desabastecimiento. AGUEERA (*) Falla tornádica, salida de servicio de central de gran porte, indisponibilidad de equipo por causas propias o por falta de combustible. ...se necesitan nuevas inversiones...

  18. Frente al panorama descripto, el Gobierno Nacional encaró el PLAN ENERGETICO 2004 – 2009; (Plan de Obras en Transporte de Gas y Electricidad, así como en nueva Potencia Eléctrica….)

  19. Plan de obras, Nueva Capacidad de Transporte de gas (*) 1ª ETAPA: 5 Millones de m3/día. En servicio Setiembre 2005. 2ª ETAPA (2006-2008): 20 Millones de m3/día. • La incertidumbre de la real capacidad de las cuencas hace difícil determinar de donde provendrá el gas y por lo tanto hacia donde dirigir la expansión. • Las expansiones se hacen a un elevado costo debido al corto plazo de amortización utilizado. (*) Decretos 180/181. Fondos Fiduciarios de ampliación de la capacidad de transporte y distribución de gas natural.

  20. Otras obras para Nueva Capacidad de Transporte de gas • Gasoducto Patagónico. • Anillo Energético. • Gasoducto del Noreste Argentino. • Gasoducto Venezuela (2012 – 2014, de ser factible).

  21. Plan de obras ….Nueva Potencia eléctrica... • ATUCHA II: Terminación y Puesta en Marcha de la Central Nuclear : 745 MWe (bruto) Costo previsto : U$S 489 MM sin IVA Plazo de ejecución: 52 meses (Año 2.010). • YACIRETÁ: Elevar cota de 76m a 78 m; + 360 MW. Difícil: Llegar a cota de diseño 83 m, requiere reubicar a más de 80.000 ciudadanos Paraguayos, (¿Año 2.008 – 2.010?)

  22. Plan de obras … Nueva Potencia eléctrica.. …FONINVEMEM (*)… • Los Generadores deberán invertir sus acreencias con el Estado, en dos nuevas Usinas de Ciclo Combinado, alimentadas con gas natural: 450 MM de US$. • La demanda con potencias superiores a 10 KW, como inversor forzoso deben aportar 3,6 $/MWh. durante 60 meses: 350 MM de US$ (Res. SE 1866/05). Desde diciembre de 2005, estos usuarios están aportando entre 18 a 20 millones de pesos mes. • Inversores: Reemplazarán los Cargos a la Demanda. • El Estado; IVA y otros aportes: US$ 150 MM. (*) Potencia total 1.600 MW. Costo 900 M de US$, Período de maduración del Proyecto: 2 años. 18 de agosto 2.006, se abre licitación.

  23. La recaudación en concepto de CE en un mes típico, fue de $18.753.255 y se distribuyó…

  24. Plan de obras...Transporte eléctrico.. Plan Federal (I) del Transporte Eléctrico. Aportes: FNEE + Beneficiarios • LAT Interconexión Yacyretá - 3ra Línea (Adjudicada, Ejecución Obra: julio 2006 - diciembre 2008) • LAT Mendoza - San Juan.(En análisis oferta COM) • LAT Comahue - Mendoza (Tratativas con la provincia de Mendoza). • LAT Recreo - La Rioja.(En proceso de licitación). • LAT Choele Choel - Puerto Madryn (Inagurada). • LAT Puerto Madryn - Pico Truncado (En ejecución). • LAT Pico Truncado – Santa Cruz Sur (Lic Consult. en dic) • LAT NOA - NEA (BID aprobó crédito por US$ 580 M).

  25. Plan de obras...Transporte eléctrico.. Plan Federal (II) del Transporte Eléctrico. • Obras prioritarias en el periodo 2004-2008 para garantizar el abastecimiento y eliminar restricciones en el corto y mediano plazo en los sistemas Troncales de AT. • Asigna un orden de prelación a las obras calificándolas en Obras: A, B, C y D. Total de obras : 240 Inversión Total: 1.259.180 Miles de US$

  26. Plan de obras...Transporte eléctrico.. Financiamiento de obras provinciales Res SE N 821/2006 • Habilita a las jurisdicciones provinciales interesadas en solicitarle la realización de aquellas ampliaciones destinadas a la adecuación de los sistemas de transporte en AT a los requerimientos de la demanda que solucionen los riesgos de abastecimiento existentes. • Se constituirá un Fideicomiso. • Las jurisdicciones Provinciales deberán financiar el 30% del costo de la obra. El 70% préstamo de la Nación. • El 30% debe estar disponible al momento de firmar el contrato de construcción de la obra

  27. ¿Que ocurrirá hasta tanto se materialicen las nuevas inversiones en generación eléctrica?..existen opiniones diversas.. • Instalar equipos operados con Gas Oil de mediana potencia (50 MW), en ET (200 US$/MWh). • Mejorar la disponibilidad de antiguos equipos de generación. • Repotenciar centrales eléctricas existentes. • Administración de la demanda por parte de las Distribuidoras eléctricas. • Incentivar a GU´s a ceder parte de su demanda. • Estimular a los autogeneradores a que pongan sus equipos en condiciones y ofrezcan su energía al mercado.

  28. Resoluciones SE Nº 660/06 y 659/06,fueron firmadas y no publicadas en el Boletín Oficial. Modifican la operatoria del MEM en lo referente a: • Res. SE Nº 660 • Garantía de suministro a las pequeñas demandas. • Programa de Promoción al Ahorro de Energía Eléctrica. • Deroga el PUREE. • Programa de Gestión de Demanda. • Demanda Base. • Condiciones de Respaldo Físico de la Demanda. • Programa de Reducción voluntaria de la Demanda. • Servicio de Generación de Reserva de Corto Plazo • Res. SE Nº 659. Establece el Servicio; Provisión de Energía de MedianoPlazo (PROVENE).

  29. Algunos considerandos de las Resoluciones.. • El abastecimiento eléctrico actual requiere de la plena utilización de las reservas de potencia existentes. • Es necesario evitar el incremento de la demanda de electricidad por sobre los valores del año 2.005. • El PUREE no dio los resultados esperados, el nuevo Programa extiende el ámbito de aplicación a todo el país. • La reducción de la demanda dará más tiempo al ingreso de nueva generación. • Además de reducir la demanda, se busca trasladarla de las horas pico a las horas de valle y/o restantes. • Se trata de promover nuevas inversiones en Generación. • Complementando lo anterior, es necesario ubicar Generación Adicional en puntos de gran restricción de la red de Alta Tensión.

  30. Algunos aspectos relevantes de las Resoluciones • Busca promover nueva oferta en generación. • Establece un techo para la demanda a cubrir con generación existente. • El usuario debe contratar el excedente con nueva generación al precio que resulte. • Las Distribuidoras deberán detectar equipos generadores instalados en los usuarios (industrias, hoteles, bancos, etc), los que serán utilizados en caso de ser requerido. • Fuertes multas para los que no reduzcan demanda cuando les sea requerido: 2xCENS = 3.000 $/MWh. • Le sugiere al usuario que reduzca hasta el 50% de su Demanda Base de energía durante 15 días por semestre, recibiendo una compensación por ello.

  31. Respecto a la Demanda Base ... • La Demanda Base, corresponde al promedio del año 2005 para cada usuario. • Si se trata de un GU que compra el MEM, solo podrá contratar su Demanda Base. Si su consumo actual es superior el excedente deberá; o contratarlo con un Generador que ofrezca Nueva Potencia, o en su defecto comprar la energía excedente en el mercado spot, siempre que haya disponibilidad. • Si el Usuario es cautivo del Distribuidor y registra consumos superiores a los del año 2005, el excedente se valorizará como el producto de dicho volumen eléctrico por el precio estacional que se establezca para usuarios con potencia igual o superior a 300 KW.

  32. Respecto a la Reducción Voluntaria de Demanda • Los GUMA’s podrán ofertar reducir su demanda hasta un mínimo del 50% de su Demanda Base. • CAMMESA podrá requerir dicha energía por un período no mayor a 360 hs. por semestre. • Los Usuarios Cautivos del Distribuidor cuya potencia sea superior a 300 KW podrán participar del Programa, previo acuerdo con su Distribuidor. • El plazo es por 3 años. • Los Usuarios que se comprometan con el Programa percibirán: • Un pago mensual aunque no se requiera la energía ofertada. • Un pago adicional cuando sea convocado a reducir

  33. Servicio de generación en reserva de corto plazo • Promueve la oferta de Nueva generación y de su combustible asociado. • Puede ser cualquier Generador, Cogenerador o Auto generador (industrias, hoteles, bancos, etc.), cuya habilitación comercial se produzca luego de la publicación de la Res. SE 660. • Plazo mínimo: 3 años. • Será convocado por los Distribuidores para cubrir faltantes en el corto plazo . • Los GUMA´s podrán contratar este servicio como respaldo adicional a su propia demanda.

  34. Res. SE Nº 659. Provisión de Energía de Mediano Plazo (PROVENE) • Busca promover generación térmica adicional y va destinado a Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores. • Las ofertas tendrán una validez de 10 años. • Distribuidores y GU podrán presentar su requerimiento que será por un periodo de 10 años (*). • La remuneración al oferente por el PROVENE será: REM = Pot * Pm * h Pot: Potencia Ofertada, Pm: Precio Monómico Ofertado, h: horas del mes La demanda deberá pagar el REM al oferente vía CAMMESA, la que a su vez cobrará al oferente el valor spot; en el caso de haber faltantes de energía despachará al oferente.

  35. Algunas reflexiones sobre el contenido de las resoluciones no publicadas… • La nueva demanda eléctrica deberá soportar íntegramente los costos de nueva generación. • Mas que se duplicaría el costo energético de una ampliación industrial. • La contratación a largo plazo hoy no parece viable para las grandes demandas, menos aun para las medianas o pequeñas.

  36. Res SE 1427/04. Convocatoria a los Generadores a participar en el FONINVEMEM. Readaptación del MEM.. Entre otros puntos importantes establece: • Que las medianas y grandes demandas tendrán la obligatoriedad de contratar al menos el 75% de su consumo de energía eléctrica. • Se licite paulatinamente el abastecimiento del crecimiento de la demanda que no se ncuentre habilitada para gestionar su propio suministro, mediante contratos con nueva generación por un mínimo de 4 años.

  37. Res SE 672/06 Modifica la normativa sobre el Peaje que pagan los Usuarios que compran su energía en el MEM (Anexo 27 de Los Procedimientos). Como concepto general la norma establece que la tarifa y la calidad del suministro serán definidas por la autoridad regulatoria local, siempre y cuando se cumplan ciertos requisitos contenidos en la norma como ser: • Marco Regulatorio local. • Autoridad Regulatoria. • Cuadro tarifario conteniendo Tarifa de peaje y que no discrimine al usuario dentro de su jurisdicción por igual uso y tensión de suministro. Para aquellas Distribuidoras que no cumplan con los requisitos a), b), c); el cálculo de la tarifa de peaje y su calidad asociada se realizarán según el nuevo Anexo 27. Se trata de Distribuidoras provinciales en la que el servicio no se ha privatizado, es decir, El Chaco, Corrientes, Misiones, Santa Fe, La Pampa, Neuquén, y la Patagonia. La distribuidora de Córdoba no entraría en este grupo, pues si bien no se ha privatizado el servicio, cumple con los requisitos mencionados.

  38. Otros proyectos de inversiones …. • Carbón: Central Termoeléctrica a instalar en Río Turbio de 250 MW. Sería necesario Duplicar la capacidad de producción del yacimiento pasando de 300 mil t/año a 600 mil t/año. 400 M US$ • Eólico: Plan Vientos de la Patagonia I (Chubut) y Patagonia II (Santa Cruz). Posibles 300 MW. 450 M US$. Por la ubicación de ambos proyectos, se deberán tener en cuenta importantes perdidas de transmisión. Todo parece indicar que los costos de la energía continuaran subiendo…

  39. ¿Cómo se afrontarán las inversiones en gas y electricidad? • Se ha modificado el funcionamiento del mercado del gas y la electricidad haciendo recaer los incrementos de precios fundamentalmente en la Demanda industrial. • Liberando el precio del Gas BP y enviando al mercado a un grupo importante de empresas de todo tipo y tamaño, los que tendrán que negociar con un reducido conjunto de empresas productoras. • La implementación de Fondos Fiduciarios, cuyo recupero estará a cargo fundamentalmente de la demanda industrial mediante una tarifa especial de transporte.

  40. La demanda industrial está siendo discriminada absorbiendo cada vez mayores costos, de todo el sistema, algunos ejemplos….. • Precios del gas en Boca de Pozo de 1,70 US$/MBTu. para diciembre 2006, luego libres. (Enero 2002, Precio gas BP = 0,47 US$/MBTu). • Incremento entre 5 al 8 % por la incorporación compulsiva del Comercializador y/o pool de compras en la cadena del gas. • Incremento del costo del Transporte de gas del 80% por la ampliación Etapa I y del 200% para la Etapa II. • Incremento del 200% en el precio mayorista de la electricidad. • Aporte al FONINVEMEM de 3,6 $/MWh sobre la energía eléctrica comprada a partir de diciembre de 2005 y durante 60 meses.

  41. ¿…Qué debe esperar la demanda industrial…..? Un panorama internacional que tiende a complicarse cada vez más respecto al abastecimiento energético, y que encuentra a nuestro país con una enorme distorsión de precios relativos y falta de estímulo a nueva inversión privada en energía. Un Gobierno cada vez con mayor presencia en el sector, concentrado en la coyuntura y que utiliza alternativas por fuera del Mercado para satisfacer la creciente demanda de energía, tales como: Fideicomisos, Obras financiadas con fondos públicos y privados forzados, etc. A pesar de que la demanda industrial sea un poco más de un tercio del total, es el target elegido para sostener el crecimiento de toda la demanda del sector energético.

  42. Una clave..Deberíamos apostar al Ahorro y EficienciaEnergética.. • Si la población mundial sigue creciendo y los productos brutos de los países aumentan, éstos requerirán más demanda de energía (2020, 8000 Millones habitantes). • Dado que en los próximos años la matriz continuará sustentada en Petróleo, gas, carbón, hidro y nuclear, se necesitan definiciones de los gobiernos para poder encontrar la forma de abastecer la creciente demanda. • Las palabras clave por ahora serían ahorro y eficiencia. Pero ¿Cómo lograrlo? Se requerirá de decisión política y de una verdadera evangelización del tipo….. “Aunque me sobre, solamente consumo lo neceario”. Gracias: Ing. A H Calsiano.

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