Perspectivas Futuras de la Negociación del Gas Natural en la Argentina 27 de Noviembre, 2017 G&G Energy Consultants - Daniel G. Gerold Carabelas 235 - Piso 7 - C1009AAA Buenos Aires Argentina -Tel../Fax: 54.11.4326.2806 54.11.5238.2012 54.11.5238.2013 daniel.gerold@ggenercon.com 1
Sin pronósticos de caídas fuertes de precios de commodities 2
Promedio histórico de crecimiento del PBI de 2.4% anual desde 1959 Comportamiento cíclico y errático de la economía argentina Importante influencia de los precios de commodities agrícolas 0.5% de reducción de demanda primaria de energía en 2016, tras expansión de 0.5% en 2015 y 0.3% en 2014 Escasos años con reducción de demanda energética, coincidente con años de caídas importante del PBI 3
Estancamiento económico coincidente con desequilibrio energético 4
Alta dependencia de hidrocarburos como fuente principal primaria: más barata 86.8% hidrocarburos Baja participación del carbón, a diferencia de Europa y USA 53.6% de Gas Natural, a pesar de restricciones a la demanda por falta de suficiente abastecimiento de gas Objetivo de aumento de fuentes renovables de energía y nuclear, de alto costo fiscal y de inversión 5
2017 Importaciones energéticas reducidas: bajos precios y temperaturas benignas 6
Precios de importación de LNG mayores a 2016 Gas NorAndino Sin importación en 2017 22 TUCUMAN Gas Bolivia 5.0 US$/MMBTU 20 Gas GasAndes 7.7 US$/MMBTU LNG Bahía Blanca 5.7 + 1.3 = 7.0 US$/MMBTU LNG Escobar 5.8 + 1.5 = 7.3 US$/MMBTU Gas Oil 11.2 + 1.2 = 12.4 US$/MMBTU 7
Demanda eléctrica sin crecimiento en 2016 por caída de -2.3% en PBI Persistente incremento de la demanda de energía eléctrica, más allá de la evolución de la economía Al detenerse el crecimiento de demanda industrial, el sector residencial pasó a ser el motor de expansión del Consumo Especifico de Electricidad 8
Acotado crecimiento de demanda eléctrica en segmento Industrial Caída desde 2016 9
Dos variables relevantes en demanda eléctrica: Energía y Potencia Demanda de energía se reduce - 1.5% en Enero-Octubre Caída inusual e importante, en parte por temperaturas moderadas de invierno 10
La demanda de potencia máxima se abastece con inversiones para pocos días Leve crecimiento de 0.9% en 2017 (solo 212 MW), similar a 2016 Promedio potencias máximas en 2015 +3.8% y 0.8% en 2016 11 11
El consumo de gas natural crece con mayores importaciones El consumo interno de 2016 creció 2.7% con similar demanda insatisfecha que años previos G&G Energy Consultants estima demanda insatisfecha de 36.2 MMm3/d promedio en Julio 2016 Crecimiento moderado del consumo, con restricciones a la demanda invernal Crecimiento del abastecimiento de gas desde 2009, con limitaciones logísticas para importar más gas en invierno Las exportaciones se mantienen en valores casi nulos Se habilitaron swaps de LNG por gas para exportar, de escasa aplicabilidad 12
Impacto de tarifas en demanda de gas Residencial, y temperaturas moderadas El promedio de incremento de consumo anual del segmento Residencial incluyendo Subdistribuidoras que mayormente abastecen este segmento -, es de 3.1% desde 1993 (3.5% desde 2001) Segmento Residencial 2016: aumento +5.3% por mayo y junio fríos Mayo 17-27.5% Junio 17-15.9% Julio 17-9.9% En Mayo 2016 aun no habían llegado facturas con incrementos tarifarios, que en Junio fueron suspendidos por medidas judiciales Impacto en consumo por tarifas, aunque difícil de medir por temperaturas moderadas 13
Menor demanda industrial de gas en 2016 por recesión (-4.5%) 2017: -1.1% El consumo de gas del sector industrial muestra un estancamiento de largo plazo que se inicia en 2005, tras el catch up inicial tras la recesión 1998-2002 14
El Sistema CAMMESA es la variable más importante del mercado de gas Crecimiento promedio anual de 4.2% desde 1993 afectado por últimos años (3.7% anual desde 2001) Incremento de 7.7% en 2016 por mayor suministro local e importado Restricciones considerables en invierno, con reducción de consumo de fuel oil de mayor costo desde verano 2016/2017 15
Fuerte caída de GNC por incremento de precios de gas en boca de pozo Crecimiento de demanda importante en crisis del 2002, y una retracción de la misma en periodos de expansión económica como la experimentada posteriormente Retracción actual vinculada a incrementos de precios 16
Demanda insatisfecha de gas entre 30 y 36 MMm3/d Cortes y combustibles Potencial de reemplazo de fuel oil en verano en torno a 6-7 MMm3/d Gas oil en unidades de energía distribuida será de difícil reemplazo, y solo en aquellos casos en que exista suministro de gas a localidades que instalaron estas unidades por falta de capacidad de transmisión y transformación 17
Estabilización de reservas de gas por adición de recursos de tight gas 18
Perspectivas en la oferta próxima del Sistema Neuquino de Gas Reducción de 0.6% en producción de gas en Ene-Oct 2017 Ritmo de inversión en desarrollo de tight gas en disminución, e inicio del proceso en shale gas Segmento V y otros en Loma La Lata Lindero Atravesado Gas asociado a shale oil en Loma Campana Shale gas en El Orejano Tight gas en Río Neuquén y El Mangrullo Gas convencional de baja permeabilidad en Rincón del Mangrullo Tight gas en Centenario y Agua del Cajón Declinación de grandes yacimientos de gas convencional 19
Suministro invernal estancado a pesar de las importaciones 20
Desarrollo Tight Gas posibilitó recuperación de producción en Cuenca Neuquina 22 22
Respuesta positiva al PlanGas perdiendo fuerza (-0.6% en acumulado; -0.4% en Oct) 23
Declinan yacimientos grandes de cuenca Neuquina Aumenta offshore Austral 24
Rápido desarrollo de tight y shale gas - Final PlanGas Nuevo esquema 25
Cambio radical de YPF en su estrategia para Vaca Muerta Ciclo de avance técnico con resultados productivos positivos Cambio de estrategia de YPF a pozos horizontales de mayor extensión y número de fracturas Nuevos pozos de terceros Operadores con muy buenos resultados SHALE WELLS COMPLETED YEAR YPF OTHERS TOTAL 2011 20 2 22 2012 27 20 47 2013 104 29 133 2014 160 23 183 2015 179 21 200 2016 103 17 120 Jan-Oct 2017 60 34 94 TOTAL 653 146 799 26 26
Gas de Vaca Muerta: 799 pozos terminados a Octubre 2017 670 con producción Gas: 7.3 MMm3/d Incidencia a futuro en abastecimiento del país favorecido por esquema de subsidios Mejoras operativas y de productividad Infraestructura limitada en gas Tecpetrol perfora sus primeros pozos y logra excelentes rendimientos, en una estrategia agresiva de desarrollo de gas 27
Transición del sector de Gas Alineamiento de precios internacionales del petróleo y combustibles desde 2018 No alineamiento a precio internacional del gas natural Sendero ascendente indicativo de precios en boca de pozo Posible recreación de mercado a término si se subsidia a Distribuidoras de Gas y Electricidad Subsidios acotados para gas No Convencional Las licitaciones de gas se sustituyen por acuerdos de a Distribuidoras promovido por el gobierno Irrupción forzada de otras fuentes de generación Nuevo terminal de LNG o expansión de transporte de gas Qué hacer con gas en verano 28
Crecimiento Tendencial en Demanda Gas y Electricidad Alta Diversificación Eléctrica Escenario con reducción de generación térmica proyectada Reducción esperada en demanda potencial de gas en meses del verano Los escenario de alta inversión en desarrollo de gas producirán excedentes de oferta en los periodos fuera del invierno, ya desde el verano 2018/2019 29
Cambios en la contractualización de gas Re análisis de decisiones de inversión por propuesta de nuevos y mayores impuestos, inéditos Necesidad de desarrollo de nuevos mercados Competencia gas-gas en cuenca Neuquina, con ventas por productores de menor costo de desarrollo Competencia entre cuencas Competencia con otros combustibles Mayor volatilidad Reducción de precios de gas fuera del invierno Incremento de precios en invierno Productores: requerirán pago firme + precio variable? Necesidad de contar con mercado spot transparente 30