Hidrocarburos de Reservorios No Convencionales (HRNC) y Sistemas de Transporte y Distribución de Gas Natural

Hidrocarburos de Reservorios No Convencionales (HRNC) y Sistemas de Transporte y Distribución de Gas Natural

Índice La Matriz Energética Argentina Oferta de Gas Natural (GN) Demanda de Gas Natural Relaciones entre Oferta y Demanda de GN Los Sistemas de Transporte y Distribución Situación Transporte de Gas Situación Distribución de Gas Conclusiones 2

Cuáles son los principales desafíos del Sector Regulado frente a los HRNC?

Matriz Energética Argentina Las perspectivas de reservas de HCNC son óptimas, aunque su puesta en valor depende de la existencia de un escenario normativo acorde (seguridad jurídica).

5 Matriz Energética Argentina Matriz energética actual Evolución de la participación del GN Argentina es uno de los países con mayor participación del gas natural (GN) en la matriz energética: Mundo: 20% Argentina: 52% En los últimos 10 años la participación del GN aumentó alrededor de 6 puntos porcentuales, presentando una clara tendencia creciente a lo largo de los años Petróleo 35% Hidráulica 5% Nuclear 3% Otros primarios 5% Gas Natural 52% *Estimado

6 Oferta de Gas Natural CUENCA NOROESTE Producción: 5.403 Mm 3 (11,5%) Reservas: 57.140 Mm 3 (16,3%) Duración: 11 años CUENCA CUYANA Producción: 59 Mm 3 (0,1%) Reservas: 854 Mm 3 (0,2%) Duración: 14 años Gas Natural Bolivia La oferta está compuesta por: Producción local Importación de GN de Bolivia Importación de LNG LNG Escobar CUENCA NEUQUINA Producción: 25.975 Mm 3 (55,1%) Reservas: 145.620 Mm 3 (41,6%) Duración: 6 años LNG Bahía Blanca CUENCA SAN JORGE Producción: 5.288 Mm 3 (11,2%) Reservas: 41.020 Mm 3 (11,7%) Duración: 8 años Participación producción local en oferta interna LNG importado 8% GN Bolivia 5% CUENCA AUSTRAL Producción: 10.436 Mm 3 (22,1%) Reservas: 105.365 Mm 3 (30,1%) Duración: 10 años Producción local 87% Datos correspondientes al año 2011 Datos correspondientes al año 2012

7 Demanda de Gas Natural Argentina RELATIVAMENTE FIJA GNC 7% 2.742 M m 3 SDB: 6%; 675 M m 3 Año 2012 M m 3 : millones de m 3 ESTACIONAL (verano) Usinas 32% 12.576 M m 3 Prioritario 30% 12.021 M m 3 Comercial: 14%; 1.680 M m 3 Residencial: 80%; 9.667 M m 3 ESTACIONAL (invierno) Industrias 31% 12.521 M m 3 RELATIVAMENTE FIJA El consumo prioritario depende mayoritariamente de la temperatura Se observa una tendencia creciente de la participación de usuarios prioritarios en los últimos años RAZONES Restricciones de las usinas e industrias durante el invierno Incentivo a la incorporación de clientes y mayor consumo específico por el bajo precio relativo del GN 2010 1995 DGD (frío) 886 832 Demanda Prioritaria* Demanda Residencial Participación clientes residenciales en invierno 34% 30% 26% 24% * No incluye usuarios industriales pequeños con gas para asegurar la consistencia de los datos.

8 Relaciones entre Oferta y Demanda de GN OFERTA A quién le venden?* Autoridades Regulatorias *Por prioridad de despacho Secretaría Energía Productores Locales GN Bolivia LNG importado Distcos para la demanda prioritaria GNC Mínimo técnico industrias y centrales térmicas (CT)** Resto Industrias Resto CT** ENARSA para cubrir el déficit de oferta local ** Por intermedio de CAMMESA NO SE RESTRINGE SE RESTRINGE ANTE FALTANTES DE OFERTA Firma Acuerdo con productores que fija compromiso de producción Fija precios a pagar por Distcos, GNC y CT (Acuerdo con Productores) Asigna cantidades a las Distcos y GNC ENARGAS Fija precio a recuperar en tarifas por las Distcos Administra el Despacho Centralizado y ordena restricciones Asigna GN de Bolivia y LNG CAMMESA Determina las necesidades de GN para las CT Determina cuánto va a despachar cada CT a GN y con combustible sustituto Administra todos los contratos de gas de las CT

9 Situación Transporte de Gas: Sistema de transporte Flotante 22% Participación Accionaria TGS Petrobras Energía S.A. 26% Anses 23% Pampa Energía S.A. 30%

EFECTOS CRISIS 2001/2002 Pesificación y congelamiento de tarifas. Descalce financiero por ingresos congelados en pesos con endeudamiento en dólares. Imposibilidad de obtener nuevo financiamiento y dificultad para renovar los vencimientos de la deuda. Las tarifas dejaron de tener la posibilidad de recuperar las inversiones. Fuerte reducción del precio relativo del gas, que junto con la recuperación económica- generó un aumento de toda la demanda de gas. La imposibilidad de expandir el sistema, combinada con el aumento de la demanda, generaron un escenario de insuficiente capacidad de transporte para abastecer la demanda interna. Situación Transporte de Gas INTERVENCIÓN DEL GOBIERNO (2002 Hoy) Política de congelamiento y control de precios: las tarifas no se actualizan desde 1999. Fuerte intervención en el despacho. Redireccionamiento al mercado interno de la capacidad de transporte destinada a la exportación. Concursos de expansión de capacidad organizados por la SE, con asignaciones en defecto del ENARGAS. Creación de Fondos Fiduciarios para financiar la expansión del sistema, con recupero de la inversión a 8 años, vs 40 años de la década anterior. Intervención de TGN. 10

Situación Transporte de Gas: Expansión del Transporte desde la Privatización 11

Situación Distribución de Gas 12

13 Situación Distribución de Gas EFECTOS CRISIS 2001/2002 Pesificación y congelamiento de tarifas. Descalce financiero por ingresos congelados en pesos con endeudamiento en dólares. Imposibilidad de obtener nuevo financiamiento y dificultad para renovar los vencimientos de la deuda. Las tarifas dejaron de tener la posibilidad de recuperar las inversiones. Fuerte reducción del precio relativo del gas, que junto con la recuperación económica- generó un aumento de toda la demanda de gas. INTERVENCIÓN DEL GOBIERNO (2002 Hoy) Política de congelamiento y control de precios: las tarifas no se actualizan desde 1999, excepto FOCEGAS. Fuerte intervención en el despacho. Obligación se seguir otorgando factibilidades de servicio, a pesar de no contar con capacidad de transporte de respaldo. Obligación de seguir otorgando bonificaciones a clientes por incorporación de activos que no agregan valor. Implementación de subsidios cruzados: precio del Gas diferencial por categoría de cliente. Intervención del ENARGAS.

14 Algunas Conclusiones El potencial incremento de los HRNC en nuestro país modificará la matriz energética argentina. Frente a esa realidad, debe preverse que el desarrollo de la infraestructura de transporte y distribución que permita el abastecimiento de dichos combustibles a los centros de consumo. Los sistemas de transporte y distribución deben desarrollarse en forma sistémica y acorde con el potencial de HRNC. La regulación de las infraestructuras de y servicios de transporte y distribución debe acompañar la regulación de los HRNC. La tarea primordial es conseguir mayor eficiencia en el consumo, para atenuar su crecimiento y acompañar el desarrollo de las nuevas producciones de gas, tanto convencional como HRNC.

MUCHAS GRACIAS. 15