ENERGÍA: SITUACIÓN ACTUAL Y PERSPECTIVAS

Transcripción

1 ENERGÍA: SITUACIÓN ACTUAL Y PERSPECTIVAS Ing. GERARDO RABINOVICH Buenos Aires, 31 de enero de 2008 Hotel Alvear Palace

2 Indice 1 Matriz Energética Inercia de cambios en el largo plazo. 2 Factores que favorecen la penetración de energías renovables 3 Matriz Energía en la Argentina 4 Evolución en el Corto Plazo: Petróleo, Gas Natural y Energía Eléctrica 5 Evolución imaginada en el largo plazo 6 Conclusiones

3 PARTICIPACION DE DISTINTAS FUENTES ENERGETICAS EN EL BALANCE DE ENERGIA PRIMARIA EN LA ARGENTINA Fuentes Primarias en el Balance Energético Nacional 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Energía Hidráulica Nuclear Gas Natural Petroleo Carbón Mineral Leña Bagazo Otros Primarios Fuente: Secretaría de Energía de la Nación En En los últimos años el el petróleo y el el gas natural representaron casi el el 90% de de la la energía primaria del país, aunque sus proporciones han variado sustancialmente.

4 MATRIZ ENERGETICA MUNDIAL Combustibles Fósiles 1971: 86,2% 2000: 79,6% Hidro más Nuclear 1971: 2,3% 2000: 8,9% Comb. Renovables 1971: 11,4% 2000: 10, 8% Producción de Energía Primaria Mundial en 1971 Producción de Energía Primaria Mundial en el 2000 Combustibles renovables 11,4% Combustibles renovables 10,8% Hidro: 2,2% Carbón: 22,6% Carbón: 25,4% Nuclear 6,7% Gas Natural: 16% Gas Natural: 20,8% Petróleo: 44,8% Petróleo: 36,3% Fuente: IEA Statistics "Energy Balances of Non-OECD Countries Inercia muy importante a los cambios en en el el largo plazo respecto de de los combustibles fósiles

5 MATRIZ ENERGETICA AMERICA LATINA Combustibles Fósiles 1971: 80,1% 2000: 79,2% Hidro más Nuclear 1971: 1,8% 2000: 8,3% Comb. Renovables 1971: 18,1% 2000: 12, 4% Pr oducción de Ener gía Pr imar ia en Amér ica Latina EN 1971 Producción de Energía Primaria en América Latina en 2000 Hidr o: 1,8% Combustibles r enovabl es 18, 1% Hidro: 7,7% Carbón: 5% Combustibles renovables 12,4% Gas Natur al : 5, 3% Petróleo: 73,5% Gas Natural: 14,4% Petróleo: 59,3% Fuente: IEA Statisti cs " Ener gy Balances of Non-OECD Countr i es Fuente: IEA Statistics "Energy Balances of Non-OECD Countries América Latina presenta tendencias similares en en relación al al resto del mundo respecto de de los combustibles fósiles

6 Ejemplo de Matrices Diversificadas Brasil Mundial 2003 (MTep ) Fuente: Fuente: Secretario Secretario de de Planejamento Planejamento e e Desenvolvimento Desenvolvimento Energetico Energetico Brasil Brasil Marcio Marcio Zim,mermann Zim,mermann FIER FIER Mexico Mexico

7 Ejemplo de Matriz Concentrada Argentina 2005 (MTep ) Leña 1% Carbón Mineral 0% Bagazo 1% Otros Primarios 1% Energía Hidráulica 4% Nuclear 3% Petroleo 41% Gas Natural 49% Fuente: Fuente: Balance Balance Energético Energético Nacional Nacional Secretaría Secretaría de de Energía Energía de de la la Nación Nación

8 2 Factores favorables para las Energías Renovables Fenómenos que impulsan los cambios en la matriz energética 1 Crecimiento de los precios del petróleo crudo; 2 Eventualidad del agotamiento de recursos fósiles no renovables en un plazo relativamente cercano; 3 Compromisos de reducción de emisiones de gases causantes de calentamiento global en el marco de los Compromisos de Kyoto 4 Mayor compromiso de protección del medio ambiente

9 1 Precios Internacionales de Petróleo Crudo Precio promedio del petróleo crudo de referencia tipo WTI: ,07 u$s/b ,68 u$s/b ,81 u$s/b ,14 u$s/b ,66 u$s/b U$S/barril Evolución del Precio Spot del Petróleo WTI Fuente: BP Statistical Review; Plattʹs, Oilnergy Desde 2003, los precios promedio anual del petróleo tipo WTI aumentaron 134%. Se prevé que en las condiciones actuales del mercado estos precios se incrementen a un ritmo de 10 u$s/b por año

10 Proyección del Precio del Petróleo Proyecciones del precio internacional del petróleo WTI Mercados de Futuros (Diciembre 2007) Fuente: Total Trading En el NYMEX se negociaban los contratos a Diciembre 2008 a 90 u$s/barril. Similares valores se obtienen en el IPE de Londres para el Brent

11 2 Agotamiento de Recursos Fósiles No Renovables Oil reserves to production (R/P) ratios Fuente: BP Statistical Review 2007

12 2 Agotamiento de Recursos Fósiles No Renovables Natural Gas reserves to production (R/P) ratios Fuente: BP Statistical Review 2007

13 Abundancia Relativa de Petróleo y Gas en Argentina Evolución de la Relación R/P República Argentina ,0 45,0 40,0 35,0 30,0 PETROLEO Años 25,0 20,0 25 años GAS NATURAL 15,0 10,0 5 años 5,0 0, R/P PETROLEO ,8 años R/P GAS NATURAL ,6 años Los recursos no renovables en nuestro país son, en términos relativos, cada vez más escasos.

14 3 Matriz Energética de la Argentina

15 Evolución de la Producción de Energías Primarias (MTep) miles de TEP Energía Hidráulica Nuclear Gas Natural Petroleo Carbón Mineral Leña Bagazo Otros Primarios P R I M A R I A PRODUCCION Energía Hidráulica Nuclear Gas Natural Petroleo Carbón Mineral Leña Bagazo Otros Primarios TOTAL 2005 Tasa aa ,32% ,73% ,06% ,18% 15-10,34% 843 1,18% 710 0,21% 702 0,63% ,78% Petróleo y Gas Natural : 90% Tasa de crecimiento EP : 2,78% a.a.

16 Oferta Interna de Energías Secundarias (MTep) miles de TEP Electricidad Gas Distribuido por Redes Motonafta Total Gas Oil Fuel Oil Otros Tep Electricidad : 12% Gas Distribuido por Redes: 49% Gas Oil: 18% Tasa de Crecimiento : 2,07% Electricidad : 4,05 % Gas Distribuido por Redes: 5,04 % Gas Oil: 1,82 %

17 Consumo por Sector (MTep) miles de TEP Residencial Comercial y Público Transporte Agropecuario Industrial MTep Residencial y Comercial : 31 % Transporte: 31 % Industria : 26 % Agropecuario: 10 % Tasa de Crecimiento : 1,84 % Residencial y Comercial : 2,95 % Transporte : 0,97 % Industria : 1,02 % Agropecuario: 4,76%

18 4 Evolución en el Corto Plazo

19 Problemática del Petróleo Reservas Reservas Probadas Petróleo (Mm3) Miles de m Reservas Probadas de Petróleo República Argentina ,4% ,0% ,2% ,0% ,2% ,3% ,0% ,6% Luego de una caída continua desde el 2000, las Reservas Probadas de petróleo crecieron en 2006 ( 19 %), pero aún se mantienen en bajos niveles históricos. Actividad exploratoria muy limitada. En promedio 34 pozos/año entre 1999 y En 2005 Y 2006, ligero crecimiento a 61 pozos.

20 Problemática del Petróleo Exploración Cantidad de Pozos Totales Cantidad de Pozos Exploratorios Exploración Desarrollo Tendencia Exploración Fuente: Ing. Oscar VICENTE (Presentación en CARI 2007)

21 Problemática del Petróleo Producción La producción de petróleo cae en forma ininterrumpida desde el año El año pasado (según datos provisorios) volvió a contraerse un 2,5% Producción de Petróleo República Argentina ,5% Mil m ,4% ,9% ,1% ,0% ,9% ,9% ,7% ,8% ,5% Fuente: Secretaría de Energía de la Nación

22 Problemática del Petróleo Elaboración y Comercio Internacional Crudo y Derivados PETROLEO CRUDO Producción de Petróleo Mil m Petróleo Procesado Mil m Petróleo Exportado Mil m u$s FOB u$s/barril 21,82 26,23 32,24 39,52 57,35 60,98 Retenciones Mil u$s Fuente: Secretaría de Energía de la Nación Continua caída de la producción y de las exportaciones, impacto fiscal y capacidad máxima de procesamiento. Las refinerías locales pueden incrementar en forma muy marginal el procesamiento de petróleo crudo.

23 Problemática del Petróleo Elaboración y Comercio Internacional Crudo y Derivados COMBUSTIBLES LIQUIDOS - VENTAS AL MERCADO INTERNO Variación Nafta Súper Mil m ,1% Nafta Común Mil m ,0% Gas Oil Mil m ,3% Fuel Oil Mil Ton ,9% Fuente: Secretaría de Energía de la Nación y estimaciones propias Dic Continúan en fuerte crecimiento las ventas al mercado interno de todos los combustibles líquidos con excepción de la nafta común (> 83 RON). Las ventas del gas oil crecieron el 7,2%, las naftas especiales el 20%, y el fuel oil casi el 50%. La nueva demanda que presiona sobre los líquidos es la generación de energía eléctrica, y la escasez de gas natural y gas oil impulsan las ventas de naftas de alto octanaje.

24 Problemática del Petróleo Elaboración y Comercio Internacional Crudo y Derivados COMBUSTIBLES LIQUIDOS - EXPORTACIONES Variación Nafta Súper Mil m ,7% Mil u$s FOB ,9% Nafta Común Mil m ,0% Mil u$s FOB ,7% Gas Oil Mil m ,1% Mil u$s FOB ,5% Fuel Oil Mil Ton ,6% Mil u$s FOB ,5% TOTAL EXPORTACIONES Mil u$s FOB ,5% Fuente: Secretaría de Energía de la Nación y estimaciones propias Dic. 07 COMBUSTIBLES LIQUIDOS - IMPORTACIONES Variación Nafta Súper Mil m Mil u$s CIF ,0% Nafta Común Mil m Mil u$s CIF Gas Oil Mil m ,7% Mil u$s CIF ,2% Fuel Oil Mil Ton Mil u$s CIF TOTAL IMPORTACIONES Mil u$s CIF ,4% Fuente: Secretaría de Energía de la Nación y estimaciones propias Dic. 07 Fuerte presión sobre el comercio internacional de gas-oil.

25 Declinación de las reservas de REPSOL YPF REPSOL- YPF Réserves Prouvées de Pétrole. Période Million barils TOTAL Argentine Centre et Sud Amérique Afrique et Moyen Orient Fuente: «Información sobre las actividades de exploración y producción de hidrocarburos», dans «Informe Anual Consolidado 2006» Repsol YPF, HIDRONOR Reservas Probadas : -67%. Argentina: -78%; Argentina: Más de 60% de las reservas de REPSOL (2006) América del Sur: - 86%.

26 Declinación de las reservas de REPSOL YPF REPSOL-YPF Réserves Prouvées Gaz Naturel Période ,00 400,00 Gm3 300,00 200,00 100,00 TOTAL Argentine Centre et Sud Amérique 0,00 Fuente: «Información 2006 sobre 2005 las actividades 2004 de exploración y 2003 producción de hidrocarburos», dans SEGBA «Informe Anual Consolidado 2006» Repsol YPF, Fuente: «Información sobre las actividades de exploración y producción de hidrocarburos», dans «Informe Anual Consolidado 2006» Repsol YPF, Reservas de gas natural: -77%. Bolivia: - 90, Argentina: -64%

27 Producción REPSOL YPF se mantiene constante Production de pétrole et gaz naturel - Période Gaz Naturel 120,00 100,00 Mil barils/jour Pétrole 80,00 60,00 40,00 20,00 Million m3/jour ,00 Fuente: «Información sobre las actividades de exploración y producción de hidrocarburos», dans «Informe Anual Consolidado 2006» Repsol YPF, HIDRONOR Gas Natural: 95 millones m3/día: 50% Argentina et 50% Bolivia Petróleo: 500 mil barriles/día, Argentina 70%

28 Plan Estratégico REPSOL Proyectos de GNL en asociacion con Gas Natural SEGBA HIDRONOR Fuente: «Plan Estratégico Junta General de Accionistas 2005» Repsol YPF

29 Problemática del Gas Natural Reservas Reservas Probadas Gas Natural (MMm3) Reservas Probadas de Gas Natural República Argentina Millones de m ,2% ,6% ,8% ,1% ,7% ,5% ,0% ,6% Fuente: Secretaría de Energía de la Nación Caída de Reservas Probadas Gas Natural en % (439 mil millones de m3). Ligera Recuperación en 2006 (446 mil millones de m3)

30 Problemática del Gas Natural Producción Producción de Gas Natural República Argentina Millones de m ,1% ,9% ,8% ,3% ,4% ,8% ,6% ,0% ,4% ,3% Fuente: Secretaría de Energía de la Nación La producción de gas natural se estancó a partir del año 2004 y cayó el año pasado.

31 Problemática del Gas Natural Demanda Interna Var. 07/06 Residencial ,5% Comercial ,3% Industrial ,5% Centrales Eléctricas ,7% GNC ,6% TOTAL ,5% Fuente: ENARGAS y estimaciones propias La tasa anal acumulada de la demanda del mercado interna de gas natural creció el año pasado un 5,5%. El consumo promedio anual en 2006 fue cercano a los 106 millones de m3/día. La tasa de crecimiento del consumo interno de gas creció entre 2002 y 2007 a un ritmo anual del 6,5%.

32 Problemática del Gas Natural Exportaciones e Importaciones Exportaciones de Gas Natural (Mil m3/día) Chile Uruguay Brasil Exportaciones Totales Fuente: ENARGAS y estimaciones propias Las exportaciones constituyen la variable de ajuste entre una demanda creciente y la producción estancada y en ligera declinación. Como consecuencia se redujeron el año pasado a menos de un tercio de los dos años precedentes. El promedio de las importaciones procedentes de Bolivia durante el año fue de 4,4 millones de m3/diarios. La tendencia indica la necesidad de incrementar las importaciones mientras que las exportaciones tienden a alcanzar un mínimo operativo.

33 Problemática del Gas Natural Demanda y Transporte PROYECCION DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL 180 Millones de m3/día Capacidad de Transporte 2005 Capacidad de Transporte Final Enero Marzo Mayo Julio Septiembre Noviembre Fuente: Elaboración Propia NOTA: (1) Pronósticos realizados con hidrología media

34 Problemática del Gas Natural Demanda y Transporte TOTAL:128,3 Mm3/día Cuenca NOA Capacidad Gasoducto Norte: 24,3 Mm3/día Capacidad Gasoducto Centro Oeste : 32,8 Mm3/día City Gate Buenos Aires Cuenca Neuquina Capacidad Gasoducto NEUBA 1: 14,1 Mm3/día; Capacidad Gasoducto NEUBA 2: 28,9 Mm3/día Cuenca Austral Capacidad Gasoducto San Martín: 28,2 Mm3/día

35 Problemática del Gas Natural El sistema de gas natural presenta dos cuellos de botella concurrentes La producción local no es suficiente para abastecer la demanda interna y los compromisos de exportación. La tendencia indica que en los próximos años tampoco podrá satisfacer el consumo interno si se mantienen las tasas de crecimiento de los últimos años. El sistema de transporte de gas natural es insuficiente para atender adecuadamente la demanda interna. Ello produce restricciones al consumo que están siendo volcadas sobre el consumo de la industria y de la generación de electricidad. Para satisfacer el consumo interno de gas natural en los próximos años, la Argentina deberá recurrir en forma creciente a la importación. El proveedor más cercano es Bolivia, por lo que resulta estratégico acceder a esos recursos de una forma sustentable en el largo plazo.

36 Problemática del Gas Natural La insuficiencia de gas natural, presiona fuertemente sobre la demanda de combustibles líquidos y en particular sobre el gas oil para la generación de energía eléctrica. Ello genera un efecto en cadena sobre el gas oil, las naftas, y la energía eléctrica. El acceso a los recursos de gas natural más cercanos no será suficiente en el mediano plazo, de continuar la tasa de crecimiento de la demanda en los niveles de los últimos años, por lo que será necesario pensar en abastecimientos más lejanos en forma de Gas Natural Licuado (GNL), hacia mediados de la próxima década. Ello implicará de alguna forma un alineamiento de los precios internos con los precios internacionales. Esta situación amenazante obliga a repensar nuestra matriz energética en el largo plazo, y recurrir masivamente a desarrollos tecnológicos eficientes en energía y a introducir el hábito del ahorro energético en todos los niveles del consumo.

37 Problemática de la Energía Eléctrica Capacidad Instalada POTENCIA NOMINAL INSTALADA POR SISTEMA 2005 MW POTENCIA NOMINAL INSTALADA 2005 POR SISTEMA - RESUMEN TOTAL PAIS - Valores en kw SISTEMA CG CV DI EO HB HI NU TG TV SO GT Total MEM MEMSP INTERCONECTADO AISLADO Total instalado Fuente: Secretaría de Energía de la Nación Informe del Sector Eléctrico 2005 (Parte 2) EVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA MEM MW Año TV TG CC TERM HI UN TOTAL Fuente: CAMMESA La capacidad instalada en el MEM se incrementó un 7,5% entre 2001 y 2006.

38 Problemática de la Energía Eléctrica Generación GENERACION POR TIPO (GWh) Var. 07/06 Térmica ,6% Hidráulica ,9% Nuclear ,5% TOTAL ,9% Fuente: CAMMESA y estimaciones propias La Generación de energía se incrementó casi un 4% el año pasado pese a las severas restricciones del invierno. Desde el año 2005, la tasa de crecimiento anual es del 7,5%. EVOLUCION DE LA DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA Potencia Máxima Mes del Año Feb-Mar Jul Dic Dic Jul Mayo Fuente: CAMMESA y estimaciones propias La Demanda de Potencia Máxima se incrementa a razón de MW por año, lo que obliga a incorporar todos los años esta capacidad.

39 Problemática de la Energía Eléctrica Restricciones CALULO DE LA POTENCIA FIRME EN EL MEM - MW Año TV TG CC TERM HI NUC TOTAL , ,51 Nota: Indisponibilidad TV: 30%; CC y TG: 18%; Hidráulicas: Potencia firma año hidrológico medio La capacidad instalada no es suficiente para satisfacer la demanda máxima actual del Sistema 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 el invierno de 2007 los faltantes se han cubierto con importaciones desde Brasil (1.000 MW) y Uruguay y restricciones, con un máximo de MW a la industria durante el pico de Julio y Agosto entre las 16 horas y las 24 horas

40 Problemática de la Energía Eléctrica Evolución del Parque de Generación COMPOSICION DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA MW % 43% 37% 12% Total Térmico: 49 % Ciclo Combinado Turbo Vapor Turbinas de Gas Hidráulica Nuclear

41 Problemática de la Energía Eléctrica Evolución del Parque de Generación COMPOSICION DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA MW % 41% 9% 26% 19% Ciclo Combinado Turbo Vapor Turbinas de Gas Hidráulica Nuclear Total Térmico: 54%

42 Energía Eléctrica Equipos a incorporar en forma inmediata para el Verano MW Consumo: gas oil.

43 Energía Eléctrica Nuevos Proyectos de Generación

44 Energía Eléctrica Nuevos Proyectos de Generación Potencia Hidráulica : Yacyretá 800 MW Cuesta del Viento 10 MW Caracoles 125 MW Potencia Nuclear: Atucha II 750 MW Potencia Térmica: Timbues CC 810 MW Campana CC 810 MW ENARSA TG MW Mar del Plata TG 120 MW Otras TG Privadas 380 MW Otras TV Privadas 240 MW Otros CC Privados 510 MW Total Potencia Térmica Nueva MW

45 Energía Eléctrica COMPOSICION PROBABLE DEL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA MW % 6% 14% 28% 16% Ciclo Combinado Turbo Vapor Turbinas de Gas Hidráulica Nuclear Diesel Total Térmico: 58% Esquema de expansión de emergencia, incrementa la participación Térmica en la Oferta de Energía Eléctrica.

46 Energía Eléctrica Consumo de Gas Oil para Generación de Energía Eléctrica 3000 Mil m3 Consumo de Gas Oil para Generación de Energía Eléctrica Proyección estimada Hipótesis: Rendimiento TG 35%; Factor de funcionamiento: 25% Rendimiento CC 60%; Factor de funcionamiento: 80% La demanda total de Gas Oil en 2010 alcanzaría los 17 millones de m3, empujada por las necesidades del sector eléctrico

47 La cuestión de los Precios Actualmente rige en la Argentina una estructura de precios de la l energía en el Mercado Eléctrico que discrimina en función del tipo de usuario: Precios de referencia de la energía en el mercado ($/MWh): Agosto-Octubre 2005 Pico Resto Valle Medio Demandas > 300 kw Sancionado 42, , , ,53187 No Residenciales < 10 kw Residenciales < 10 kw 42, Alumbrado El resultado como remuneración a los generadores en el año 2006 dio un precio en el Mercado Spot de 30 u$s/mwh MWh,, mientras que el mercado estabilizado en el que compran las empresas Distribuidoras dio como resultado. Actualmente Brasil y Chile están licitando potencia para el año 2010 con ofertas que rondan los 60 u$s/mwh

48 La cuestión de los Precios El resultado como remuneración a los generadores en el año 2006 dio un precio en el Mercado Spot de 30 u$s/mwh MWh,, mientras que el mercado estabilizado en el que compran las empresas Distribuidoras dio como resultado. Actualmente Brasil y Chile están licitando potencia para el año 2010 con ofertas que rondan los 60 u$s/mwh A esto hay que agregar el incremento debido al descongelamiento de las tarifas de empresas Distribuidoras y Transportistas de energía eléctrica, que se prevé comenzará a concretarse a partir del año próximo. Los incrementos por estos conceptos podrían incidir en un aumento o de entre el 15% y el 20% en las facturas a usuarios finales.

49 La cuestión de los Precios En el Mercado del Gas se produce una situación similar, el precio o del gas de referencia en cuenca Neuquina que se permite que las Distribuidoras transfieran a tarifa es de 0,5 u$s/mbtu. Fuente: ADIGAS Comparación Internacional de Precios de Gas para Clientes Residenciales e Industriales a Septiembre de 2006

50 La cuestión de los Precios En el ámbito del MERCOSUR la situación es similar: Fuente: ADIGAS Comparación Internacional de Precios de Gas para Clientes Residenciales e Industriales a Septiembre de 2006

51 Evolución de Largo Plazo

52 Régimen Legal Biocombustibles Ley Régimen de Regulación y Promoción para la Producción y Uso Sustentable de Biocombustibles prevé: Mezclado de Biocombustibles con Combustibles Fósiles Todo gas oil o diesel oil comercializado en el país deberá ser mezclado con biodiesel en un porcentaje del 5% como mínimo a partir del año Todo combustible líquido caracterizado como nafta comercializado en el país deberá ser mezclado con bioetanol en un porcentaje del 5% como mínimo a partir del año 2010.

53 Régimen Legal Fomento Energias Renovables Ley Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía prevé: lograr una contribución de las fuentes de energía renovables hasta alcanzar el OCHO POR CIENTO (8%) del consumo de energía eléctrica nacional, en el plazo de DIEZ (10) años a partir de la puesta en vigencia del presente régimen (2018); Fuentes de Energía Renovables: son las fuentes de energía renovables no fósiles: energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, hidráulica (hasta 30 MW), biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración y biogás (se exceptúan los biocombustibles); Régimen de Inversiones promocional Subsidios (0.015 $/kwh para todos menos solar que se le asigna 0,9 $/kwh).

54 Biocombustibles Crecimiento de la demanda de gas oil hasta el año 2010 Considerando una tasa de crecimiento del 5% anual: Demanda estimada usos actuales en 2010: 15,7 millones de m3 Demanda agregada por el sector eléctrico (*): 2,4 millones de m3 Demanda total: 18,1 millones de m3 Demanda Biodiesel: m3 Demanda Etanol: m3 Hipótesis sector eléctrico: 1600 MW CC, factor de utilización 80% 1500 MW TG, factor de utilización 25 % Rendimiento CC: 60% Rendimiento TG: 35%

55 Energía Eléctrica IMAGINANDO EL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA 2018 POTENCIA INSTALADA MW PARQUE ELECTRICO IMAGINADO EN % 8% 21% Ciclo Combinado Turbo Vapor 41% 7% 16% Turbinas de Gas Hidráulica Nuclear Renovables TOTAL PARQUE TERMICO: 44% Tasa de crecimiento de la demanda: 4% anual acumulado

56 Energía Eléctrica IMAGINANDO EL PARQUE DE GENERACION ELECTRICA QUE IMPLICA DESDE AHORA? Construir MW en Ciclos Combinados; MW en Turbinas de Vapor; MW en Centrales Hidroeléctricas MW en Centrales Nucleares; MW en Centrales con Energías Renovables Casi MW nuevos con una inversión promedio de alrededor de Millones de u$s al año durante los próximos diez años solo en Generación. Para que este parque imaginario fuera real, habría que decidirlo YA y empezar a construirlo a partir del año próximo. LA PLANIFICACION ESTRATEGICA DEBE APORTAR LOS ELEMENTOS PARA QUE LAS DECISIONES QUE SE TOMEN SEAN LAS ADECUADAS

57 Conclusiones Los cambios en la matriz energética relevan de procesos de muy largo plazo con fuertes inercias. Su evolución requiere una fuerte voluntad política; Existen elementos de vital importancia que impulsan la utilización de fuentes de energía renovables que vayan sustituyendo paulatinamente a los combustibles fósiles: la conciencia ambiental creciente, el incremento de los precios del petróleo; Los esfuerzos económicos y tecnológicos para diversificar la matriz energética deben ser planteados en el largo plazo, empleando la herramienta de la planificación estratégica que permita tomar las decisiones adecuadas; es un deber indelegable del Estado Nacional realizar esta tarea en consenso con los Estados Provinciales. En caso contrario, se seguirán implementando esquemas de emergencia que empeoran inevitablemente la calidad del desarrollo energético y tendrá impacto en la economía, el desarrollo tecnológico y el medio ambiente.

58 Agenda Estratégica Capacidades técnicas del sector público que restablezca el carácter estratégico de los recursos energéticos: creación del Ministerio de Energía; unificación de los Entes Reguladores en un Ente Unificado de la Electricidad y el Gas; creación del Consejo de Política Energética interministerial; Hidrocarburos: creación de un Organismo Interjursdiccional y sanción de una nueva Ley de Hidrocarburos, moderna y eficaz que establezca claramente la distribución de la renta petrolera entre los actores públicos y privados;

59 Agenda Estratégica Terminar la renegociación de los contratos de concesión, y luego, pero no por ello menos importante, revisar y sancionar nuevos Marcos Regulatorios de Energía Eléctrica y Gas Natural; En el marco operativo, mantener la eficacia existente de instituciones como CAMMESA y replicar este funcionamiento en otros ámbitos de la administración pública energética; Implementar en forma institucional la Planificación Estratégica como un rol indelegable del sector público.