La Energ

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La Energía en una estrategia de desarrollo
económico y social

• Por Daniel Gustavo Montamat
• CEARE
• 5-09-05

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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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PRESUPUESTOS-CONCLUSIONES
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Proyecciones de crecimiento para reprogramar la
deuda
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Proyecciones de crecimiento para duplicar el
producto en 15 años
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Proyección de crecimiento del modelo econométrico
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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.
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Energía primaria y consumo final
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La dependencia del gas naturalCaso Base 3
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Inversión por escenario de crecimiento2005-2020
Inversiones Período 2005-2020 Inversiones Período 2005-2020 Inversiones Período 2005-2020 Inversiones Período 2005-2020 Inversiones Período 2005-2020 Inversiones Período 2005-2020 Inversiones Período 2005-2020 Inversiones Período 2005-2020 Inversiones Período 2005-2020 Inversiones Período 2005-2020 Inversiones Período 2005-2020
Millones de dólares Millones de dólares Millones de dólares Millones de dólares Millones de dólares Millones de dólares Millones de dólares Millones de dólares Millones de dólares Millones de dólares Millones de dólares
    GAS GAS PETRÓLEO PETRÓLEO PETRÓLEO ENERGÍA ELÉCTRICA ENERGÍA ELÉCTRICA ENERGÍA ELÉCTRICA Total
    Up-Stream Transporte Distribución Up-Stream Refino Generación Transmisión Distribución Total
Escenario 1- 3 anual Total 6641 3490 1714 5456 4500 7165 866 2200 32032
Escenario 1- 3 anual Promedio Anual 415 218 107 341 281 448 54 138 2002
Escenario 2- 5 annual Total 12165 7240 1714 11320 7500 9328 866 2800 52933
Escenario 2- 5 annual Promedio Anual 760 453 107 708 469 583 54 175 3308
Escenario 3-1.2 anual Total 2834 2090 1714 1205 1500 5517 866 1700 17426
Escenario 3-1.2 anual Promedio Anual 177 131 107 75 94 345 54 106 1089
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PRECIOS
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Sigue sendero de precios Res SE Nº 208/04
1.61 US
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(No Transcript)
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(No Transcript)
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DEMANDA
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ESCENARIO I CRECIMIENTO 3 ANUAL
DEMANDA DE GAS NATURAL
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ESCENARIO I CRECIMIENTO 3 ANUAL
DEMANDA DE ENERÍA ELÉCTRICA
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ESCENARIO I CRECIMIENTO 3 ANUAL
DEMANDA DE PETRÓLEO
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OFERTA
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OFERTA DE GAS NATURAL
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OFERTA DE POTENCIA ELÉCTRICA
En MW
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OFERTA DE PETRÓLEO
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INVERSIÓN
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INVERSIÓN EN GAS NATURAL
UPSTREAM
TOTAL DEL PERÍODO---- 6.641 MM US en Exploración
y Explotación
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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 US
• GASODUCTO SAN MARTÍN Primera Etapa 2.6 MM m3
  dia 2006 US 120 millones, Segunda Etapa 5,4
  MM m3 día 2007 US 200 millones Tercera
  Etapa 8 MM m3 día 2008 US 265 millones
  -INVERSION TOTAL 585 MM US.
• GNEA Gasoducto Nordeste Etapas 10 MMm3/día,
  luego a 20 MMm3/día y más tarde a 30 MMm3/día.
  COSTO 680 MMUS, 180 MMUS y 180 MMUS
  respectivamente.
• GASODUCTO PATAGÓNICO Cómodoro Rivadavia a
  Cordillera (Neuquen, Rio Negro y Chubut) - 1
  millón m3 día 65.7 MM US
• 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
  MMUS adicionales de inversión.

ESTIMACIÓN GOBIERNO ---------- 2090 MM
US INVERSIÓN EXTRA ESTIMADA -- 1400 MM
US TOTAL-------------------------------------
3490 MM US
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Obras para incrementar la capacidad de Transporte
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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 US 780. Se
estima una demanda potencial de 2.200.000 nuevos
usuarios. Se supone la siguiente incorporación de
usuarios
AÑOS Nuevos usuarios por año
2005-2008 100.000
2009-2015 214.000
2016-2020 6.000
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INVERSIÓN EN ENERGÍA ELÉCTRICA
GENERACIÓN

• TOTAL Estimadas ---------------------------------
  ---------------- 5.424 MMUS --------12.053MW
• ATUCHA II ---------------------------------------
  ------------------- 472 MM US ---------- 690
  MW
• YACYRETÁ 2006 elevación cota de 76 m a 78 m
  ------- 190.4 MM US --------- 350 MW
• YACYRETÁ 2007 elevación cota de 78 m a 80.5 m
  ---- 164.3 MM US --------- 200 MW
• YACYRETÁ 2008 elevación cota de 80.5 m a 83 m
  ---- 191.7 MM US --------- 850 MW
• Reparación 2º transformador de la C.H. RIO GRANDE
  ---- 2.23 MM US --------- 370 MW
• CICLO COMBINADO ----------------------------------
  --------------- 720 MM US ------- 1.600 MW
  

Gobierno Nacional
TOTAL --------------------------------------------
------ 7.164,6 MMUS ---- 16.113 MW
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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 MMUS
• Ampliación corredor LAT COMAHUE BUENOS AIRES,
  tramo CHOELE CHOEL / OLAVARIA - 300 MW us
  13.5 millones 2005
• Obras de mejora en el Sistema de Interconexión
  Argentino (SADI) con transformadores, capacitores
  y shunt US 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
  US 6.8 millones 2006
• LAT 500 Kv Sistema Transmisión Yaciretá US
  100.7 millones 2008
• Quinta LAT COMAHUE CUYO (GRAN MENDOZA SAN
  JUAN) US 169 millones 2008
• LAT 500 Kv Conexión NOA NEA US 228.1
  millones 2008
• LAT Puerto Madryn Pico Truncacdo Río Gallegos
  US 251.3 millones 2008
• INVERSIÓN TOTAL 866.1 MM US

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EL PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE ELÉCTRICO
Línea Minera
Línea Mza-San Juan
Línea NOA-NEA
LíneaComahue-Cuyo
Línea MEM-MEMSP
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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 MMUS adicionales.
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ESCENARIO CRECIMIENTO I 3 - PRECIOS MENORES Y
MAYORES
INVERSIÓN EN PETRÓLEO
1.615 MM US en Exploración 3.841 MM US en
Explotación 5.456 MM US TOTAL
TOTAL DEL PERÍODO
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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
US 1500 millones. INVERSIÓN TOTAL EN REFINACIÓN
4500 Millones de US
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RESUMEN DE INVERSIONES En Millones de US
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
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Derivaciones de estrategia y política energética
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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

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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.

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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

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