Panel Nº 1: El Abastecimiento de Gas

Panel Nº 1: El Abastecimiento de Gas Buenos Aires, 1 de Julio de 2004 Ing. Gerardo Rabinovich

El Gas Natural en la Crisis actual Desde fines de 2003 y hasta la fecha, la Argentina ingresó en una fase aguda de crisis energética de carácter ESTRUCTURAL. Principales determinantes: 1 Agotamiento del modelo de organización institucional implementado durante la década de los 90; 2 /21 2 Cambio del paradigma energético de la Argentina. El desarrollo no puede seguir sustentándose en el empleo masivo del gas natural

COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA INTERNA DE GAS NATURAL GRAFICO Nº 1: DEMANDA INTERNA DE GAS NATURAL 2002-2004 110 100 90 Millones de m3/día 80 70 2002 2003 2004 60 50 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre 3 /21 Fuente: ENARGAS

En el año 2002, la demanda interna de gas natural presentó un pico estacional en el mes de Julio, sin restricciones el resto del año; En el año 2003, a comienzos de Junio se observa la existencia de restricciones que se mantienen hasta fines de Setiembre; estas restricciones son claramente causadas por saturación de la capacidad de transporte; Se observa que a partir de Setiembre de 2003 la demanda interna se sostiene muy por encima del año anterior, sobre los 80 millones de m3/día. Fuerte demanda desde inicios del 2004, y restricciones con capacidad de transporte excedente, por falta de gas en yacimiento, desde febrero de ese año. 4 /21

ESTRUCTURA DE LA PRODUCCION EN YACIMIENTO POR EMPRESA Producción de Gas Natural.Enero 2002 - Abril 2004 160 140 PRODUCCION TOTAL 2002 120 2004 11% 12 % Millones de m3/día 100 80 60 PAN AMERICAN PLUSPETROL TOTAL AUSTRAL 11% 9% 21 % 18 % 40 31% 20 0 E02 F M A My Jn Jl A S O N D E03 F M A My Jn Jl A S O N REPSOL - YPF D E04 F04 M04 Ab04 29 % 5 /21

ESTRUCTURA DE LA PRODUCCION Más allá de ligeros cambios en la participación porcentual de las empresas en la producción de gas natural, se observa que cuatro (4) empresas producen el 70% del total. Repsol YPF: 31% en 2002 29% en 2004 Total Austral: 18% en 2002 21% en 2004 Pluspetrol: 12% en 2002 9% en 2004 Pan American Energy: 11% en 2002 11% en 2004 Máxima Producción 2003: 158 Millones de m3/día; Producción Abril 2004: 157,8 Millones de m3/día P2004/P2003: + 19,2% (Enero-Abril) 6 /21

ESTRUCTURA DE LA DEMANDA INTERNA Cuadro Nº 2: Gas entregado por sector (millones de m3/día promedio) Residencial y Comercial (*) Industrial Centrales Eléctricas GNC Total 2002 2003 2004 2002 2003 2004 2002 2003 2004 2002 2003 2004 2002 2003 2004 Enero 9,1 9,9 10,1 20,8 25,9 30,8 30,5 19,9 30,1 4,8 6,2 7,6 65,2 61,9 78,5 Febrero 10,2 10,7 10,8 25,4 27,8 33,6 26,1 24,1 31,3 4,9 6,4 7,9 66,5 69,0 83,5 Marzo 12,7 12,2 12,5 26,6 29,0 33,1 25,9 22,4 30,0 5,0 6,5 8,0 70,2 70,2 83,6 Abril 19,7 19,0 17,9 28,9 30,6 31,2 23,6 20,6 26,6 5,3 7,0 8,3 77,4 77,3 84,0 Mayo 26,4 30,0 29,6 31,3 24,0 24,1 5,3 6,9 85,3 92,3 0 Junio 44,5 39,2 27,6 28,9 20,6 25,1 5,5 7,3 98,2 100,5 0 Julio 44,6 45,4 28,1 27,5 24,0 21,4 5,8 7,4 102,5 101,6 0 Agosto 36,3 43,3 28,4 28,2 20,7 22,6 5,8 7,6 91,2 101,8 0 Setiembre 28,7 31,9 29,2 30,7 17,0 27,9 6,0 7,7 80,9 98,3 0 Octubre 17,3 18,8 25,4 30,7 13,6 27,4 6,1 7,8 62,4 84,7 0 Noviembre 13,9 14,3 25,6 30,6 13,7 26,6 6,2 7,8 59,5 79,3 0 Diciembre 10,8 12,1 26,6 30,0 16,4 25,7 6,4 8,1 60,2 75,9 0 Fuente: ENARGAS (*) Incluye Entidades Oficiales y Subdistribuidoras El Sector Residencial y Comercial que en promedio representa el 28% del consumo anual de gas natural, en el pico invernal de Julio y Agosto es responsable de casi el 45% de la demanda interna, que en esos meses es, en promedio, del orden de los 102 millones de m3/día. 7 /21

ESTRUCTURA DE LA DEMANDA INTERNA El Sector Residencial y Comercial que en promedio representa el 28% del consumo anual de gas natural, en el pico invernal de Julio y Agosto es responsable de casi el 45% de la demanda interna, que en esos meses fue en 2002 y 2003, en promedio, del orden de los 102 millones de m3/día. La industria presenta una demanda sostenida desde Setiembre de 2003, superior a los 30 millones de m3/día. La hidrología pobre desde Setiembre de 2003 también disparó la demanda de Centrales Eléctricas, que superó los 30 millones de m3/día en enero de 2004 y se mantuvo en ese nivel hasta marzo de este año. A partir de Abril se comienza a notar sustitución por líquidos. 8 /21

ESTRUCTURA DE LA DEMANDA INTERNA El consumo de GNC, continuó creciendo en forma sostenida Enero 2002: 4,8 Mm3/día; Enero 2003: 6,2 Mm3/día Enero 2004: 7,6 Mm3/día; Abril 2004: 8,3 Mm3/día Gráfico Nº 3: Evolución del Consumo de Gas Natural en la Industria 2002-2004 35,0 Gráfico Nº 5: Evolución del consumo de GNC en el período 2002-2004 8,5 8,0 30,0 25,0 Millones de m3/día 7,5 7,0 6,5 6,0 5,5 5,0 4,5 20,0 Enero Marzo Mayo Julio Setiembre Noviembre 4,0 Enero Marzo Mayo Julio Setiembre Noviembre GNC 2002 GNC 2003 GNC 2004 Industrial 2002 Industrial 2003 Industrial 2004 9 /21

Exportaciones Argentina exporta gas natural a Chile mediante dos gasoductos que durante parte de su trayecto están dentro del sistema de transporte nacional y 5 que son directos. Promedio 2002: 14,7 Mm3/día; Promedio 2003: 17,2 Mm3/día; Promedio 2004 (hasta Abril): 18,6 Mm3/día También exporta en menor medida a Uruguay por dos gasoductos (entre 300 y 400 mil m3/día) y a Brasil, Uruguayana (2,8 Mm3/día) 10 /21

Restricciones año 2004 Como consecuencia de la falta de gas se produjeron restricciones a las exportaciones y al consumo interno. Exportaciones de gas natural desde el 23/03 hasta el 25/04 Restricciones de Gas desde Abril hasta 24/06/2004 24.000,00 22.000,00 26000 20.000,00 21000 18.000,00 16000 16.000,00 11000 14.000,00 12.000,00 6000 10.000,00 27/03/0 03/04/0 10/04/04 17/04/04 24/04/0 01/05/04 08/05/0 15/05/04 22/05/0 29/05/0 05/06/0 12/06/04 19/06/04 1000 01/04/04 08/04/0 15/04/04 22/04/0 29/04/0 06/05/0 13/05/04 20/05/0 27/05/0 03/06/0 10/06/04 17/06/04 24/06/0 11 /21

EVOLUCION DE LOS PRECIOS CORRIENTES Y CONSTANTES DEL GAS EN BOCA DE POZO $ / MM de BTU 1.80 1.60 1.40 1.20 1.00 0.80 0.60 0.40 0.20 0.00 Ene-94 May-94 Sep-94 Ene-95 May-95 Sep-95 Ene-96 May-96 Sep-96 Ene-97 May-97 Sep-97 Ene-98 May-98 Sep-98 Ene-99 May-99 Sep-99 Ene-00 May-00 Sep-00 Ene-01 May-01 Sep-01 Ene-02 May-02 Sep-02 PRECIO CORRIENTE PRECIO CONSTANTE (Base 1993) Gas Natural Boca de Pozo 1994-2001 2002 1994-2002 Precios corrientes 22% 7% 50% Precios constantes 19% -48% -33% 12 /21 Fuente: Secretaría de Energía

ESTRUCTURA DE ABASTECIMIENTO: YACIMIENTO Reservas: 124.511 Mm3 Producción: 8.116 Mm3 R/P: 15,3 años (2003) Cuenca NOA TOTAL PAIS Reservas: 612.496 Mm3 Producción: 50.644 Mm3 R/P: 12,1 años (2003) City Gate. Cuenca Neuquina Reservas: 311.172 Mm3 Producción: 29.846 Mm3 R/P: 10,4 años (2003) 13 /21 Reservas: 138.248 Mm3 Producción: 9.011 Mm3 R/P: 15,3 años (2003) Cuenca Austral

ESTRUCTURA DE ABASTECIMIENTO: Cuenca NOA Capacidad Gasoducto Norte: 22,5 Mm3/día Capacidad Gasoducto Centro Oeste : 31,93 Mm3/día City Gate. 14 /21 Cuenca Neuquina Capacidad Gasoducto NEUBA 1: 14,1 Mm3/día; Capacidad Gasoducto NEUBA 2: 28,7 Mm3/día Cuenca Austral Capacidad Gasoducto San Martín: 22,3 Mm3/día

ESTADO DE SITUACION La presión de la demanda se ejerce sobre una estructura de oferta sin capacidad de respuesta inmediata: La Relación Reservas/Producción del país es de 12 años, y si se analiza por cuenca algunas presentan como máximo una R/P de 15 años; Entre el consumo interno, las exportaciones por el sistema de transporte (no directas) y las restricciones impuestas al consumo se obtiene una demanda agregada de casi 150 millones de m3/día en el mes de Mayo de 2004. El modelo institucional surgido de la privatización no anticipó la necesidad de un nuevo gasoducto que ya debería estar en servicio, pero tampoco es capaz de ejecutarlo en las actuales condiciones POR ESO DECIMOS QUE ESTA AGOTADO 15 /21

ESTADO DE SITUACION Pero además, la construcción de un nuevo gasoducto troncal requiere, para que sea viable una demanda constante que llene un 60-70% de su capacidad al inicio, y una oferta segura durante los 25 años de su vida útil. Como hemos visto, la demanda cumple la condición, pero solo hay Reservas por 12 años en nuestro territorio, por lo que no se cumpliría la segunda condición. El PARADIGMA ENERGETICO DE LA ARGENTINA HA CAMBIADO. EL DESARROLLO ENERGETICO SOBRE LA BASE DEL GAS NATURAL, POR EL MOMENTO, HA DEJADO DE SER VIABLE. Una de las pocas posibilidades de mantener los actuales niveles de participación del gas natural en nuestra matriz energética, es la importación, y el único punto de suministro capaz de satisfacer nuestra demanda proviene de Bolivia. 16 /21

MEDIDAS ADOPTADAS ANTE LA CRISIS Compra de Fuel-Oil a Venezuela: 8 millones de barriles; Mayo-Octubre 2004 ; 730 Millones de $ Permitirá sustituir gas natural en Centrales Eléctricas: Consumo Mayo 2004: 170.739 ton de Fuel Oil; (hay que remontarse a Junio, Julio 1999 para encontrar cifras comparables); Se están consumiendo volúmenes crecientes de Gas OIl y Carbón Mineral, sustituyendo gas natural en la generación de energía eléctrica; Consumo de gas natural en Mayo 2004: 22 millones de m3/día (Fuente: CAMMESA). 17 /21

MEDIDAS ADOPTADAS ANTE LA CRISIS Compra de 500 MW de Potencia Firme a Brasil; costo aproximado 150 $/MWh: 322 GWh en Mayo 2004. Costo total con una utilización del 50% de esta potencia estimado en aproximadamente 165 millones de $. Programa de Uso Racional de la Energía: Promueve un ahorro voluntario del orden del 5% de la demanda Residencial. Importación de gas de Bolivia, por el gasoducto existente de 4 millones de m3/día. Precio 1,6 u$s/mbtu. Decreto 180/181 Resolución 208/2004. Acuerdo de Normalización con los Productores de Gas Natural. 18 /21

DECRETOS 180 y 181/2004 Creación del Fondo Fiduciario para inversiones de Transporte y Distribución en el ámbito de las Licenciatarias; Creación del Mercado Electrónico de Gas; Modifica condiciones de compra para Grandes Usuarios y GNC; Autoriza a elaborar y establecer un Acuerdo de Normalización de Precios con los Productores de Gas. ESTOS DECRETOS NO ASUMEN EL AGOTAMIENTO DEL MODELO, GENERAN CONDICIONES DE INEQUIDAD, DESAPARECE EN ALGUNOS CASOS EL CONCEPTO DE SERVICIO PUBLICO. 19 /21

Para el año próximo: MEDIDAS ANUNCIADAS EN EL MEDIANO Y LARGO PLAZO Ampliación TGN en 2,8 Millones de m3/día; Ampliación TGS 2,8 a 5 Millones de m3/día; Gasoducto Patagónico: Cerro Dragón Esquel, 1 millón m3/día Para los años 2006/2007: Gasoducto NEA (Importación de Bolivia): 20-30 Mm3/día; Gasoducto San Martín II: Total 16 Mm3/día (Primera más Segunda Etapa). ESTAS MEDIDAS NO SE INSCRIBEN EN UNA ESTRATEGIA ENERGETICA GLOBAL Y SE CARECE DE UN PLAN. AUN NO SE HA TOMADO CONCIENCIA DEL CAMBIO DEL PARADIGMA ENERGETICO EN LA ARGENTINA. 20 /21

BASES CONCEPTUALES PARA EL DISEÑO DE UNA NUEVA POLITICA ENERGETICA PARA LA ARGENTINA 21 /21 1) El modelo energético argentino de los 90 está agotado; es necesario implementar reformas profundas para lograr un desarrollo energético sustentable. 2) Es prioritario diferenciar lo urgente ( la crisis de las empresas de servicios públicos y los problemas del consumidor para afrontar los pagos tarifarios),de los temas de fondo que aquejan al sector que son la ambigüedad de nuestra política energética, los vacíos de nuestra legislación energética, la falta de planificación y el rol inexistente del Estado en esta área.