JORNADA DE ENCUENTRO ENTRE LA INDUSTRIA Y EL SECTOR PETROLERO SOBRE HIDROCARBUROS DE RESERVORIOS NO CONVENCIONALES ORGANIZADO POR UNIVERSIDAD AUSTRAL Sede Pilar, Provincia de Buenos Aires, 08/11/2013 Asociación de Consumidores Industriales de Gas de la República Argentina Ing. Gabriel Pablo Vendrell 1
Que es ACIGRA? Es una asociación sin fines de lucro, creada en el año 1993 por grandes empresas industriales. Sus asociados suman un consumo de gas de 11 mill. m3/día, que representa el 43 % del consumo industrial (excluido Destilerías y Cerri) y 10 % del consumo total. Presta asesoramiento e información a los consumidores industriales proveyendo a la defensa de sus intereses. Representa institucionalmente a los consumidores industriales de gas ante las autoridades administrativas: Ministerios de Economía, Planificación, ENARGAS, Secretaría de Energía y también ante Licenciatarias del servicio de gas. 2
Energéticos en el tiempo Gas? Petróleo Carbón Biomasa s. XVIII s. XIX s. XX s. XXI 3
LA PROBLEMÁTICA DE LA INDUSTRIA 4
El gas natural en la matriz energética nacional Nuclear Energía 4% Hidráulica 4% Aceite 3% Carbón Mineral 1% Leña, Bagazo y Otros 3% Petróleo 33% Gas Natural 52% Fuente: Secretaría de Energía 5
Miles MMm3 MMm3 - Años Reservas y producción de gas natural 900,00 800,00 700,00 600,00 54,00 48,00 42,00 36,00 500,00 30,00 400,00 300,00 200,00 17,3 16,6 14,5 12,1 10,4 8,6 8,6 8,7 7,9 7,8 7,6 7,3 7,2 24,00 18,00 12,00 100,00 6,00-2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Reservas Producción R/P Años - Año 1980 1990 2000 2012 R/P (Años) 32,0 33,6 17,3 7,2 Fuente: ENARGAS 6
MMm3/d Composición de la demanda de gas 140 120 100 80 60 48% 19% 40 16% 20 6% 5% 0 6% Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Residencial Industrial C. Electr. GNC Comercial Otros Fuente: ENARGAS 7
MMm3/día Evolución inyección y demanda de gas natural 140 120 100 80 60 40 20 Of GNL 19,53 Of GNL 20,21 Of GNL 24,96 Dem Ind. Dem Ind. Of Bolivia 7,32 25,44 24,13 Of Nacional 101,1 Dem Res. Y Com. 66,53 Of Bolivia 14,57 Of Nacional 94,87 Dem Res. Y Com. 68,53 Of Bolivia 16,96 Dem C. Elec. Dem C. Elec. Dem C. Elec. 19,62 24,45 25,06 Dem GNC 7,74 Dem GNC 7,84 Dem GNC 7,69 Of Nacional 88,27 Dem Ind. 26,57 Dem Res. Y Com. 69,58 0 Inyección Jun Ago 2011 Demanda Jun Ago 2011 Inyección Jun Ago 2012 Demanda Jun Ago 2012 Inyección Jun Ago 2013 Demanda Jun Ago 2013 8
Problemática de la Industria Antes Restricciones de transporte Cortes a usuarios interrumpibles en invierno Optimización Despacho eléctrico y costo marginal Contratos firmes garantizaban suministro Invierno: 10 días de cortes Precio Industria similar o inferior a precio residencial (boca de pozo) Hoy Oferta limitada de gas en boca de pozo Cortes a todos los grandes usuarios Despacho por aversión al riesgo y según disponibilidad de combustibles Los contratos se ven supeditados a la Resolución ENARGAS 1410/10 Invierno: > 60 días de cortes Precio industria 15 veces superior a precio residencial (boca de pozo) Fuente: Elaboración propia 9
Procedimiento para solicitudes, confirmaciones y control de gas Resolución ENARGAS N 1410/2010 y normas complementarias 1. Distribuidores solicitan para el día operativo n+1, como primera prioridad el gas necesario para abastecer la Demanda Prioritaria. 2. Una vez abastecida la Demanda Prioritaria, los Productores confirman los volúmenes solicitados por los demás segmentos de acuerdo al siguiente orden de prioridades: 1 GNC 2 P3 (Unbundling) 3 a) Grandes Usuarios b) Plantas de tratamiento dentro y fuera del sistema c) Usinas (de acuerdo a Nota SE N 6866/09) 4 Exportaciones 3. Siempre que la Demanda Prioritaria de una Distribuidora no haya obtenido el nivel necesario de confirmaciones de gas, la Distribuidora deberá confirmar al Transportista, en su sistema de nominaciones, cuál es el volumen autorizado por ella para ser consumido por cada cliente que sea cargador o usuario de transporte de terceros, indicando el punto de entrega correspondiente. 10
Procedimiento para solicitudes, confirmaciones y control de gas Resolución ENARGAS N 1410/2010 y normas complementarias 1. El objetivo de los cargadores y clientes es ajustar los desbalances acumulados haciendo tender los mismos a cero en el menor tiempo posible. 2. Para los usuarios GU (Industrias y Usinas) los desbalances serán diarios y deberán ser informados por las Distribuidoras. Mecanismo de última instancia para cubrir desbalances: Proveedor de Ultima Instancia (PUI) Cuando el Proveedor de Última Instancia (PUI) designado sea ENARSA o una empresa beneficiaria de los acuerdos el precio para usuarios industriales será 7,50 U$S/MMBTU. Gas de Ultima Instancia (GUI) En el caso de industrias que no respalden total o parcialmente sus consumos con contratos, no estarán autorizados a consumir y de hacerlo el proveedor de Gas de Ultima Instancia (GUI) será ENARSA, realizándose la transferencia el día operativo posterior al producido el desbalance. En este caso el precio del gas será 13,29 U$S/MMBTU. 11
Subsidios 2011: u$s 10.500 mill. 2012: u$s 12.200 mill. 2013 > u$s 15.000 millones Fuente: Ministerio de Economía 12
millones de u$s al final de cada año estimado Evolución reservas del BCRA 60.000 50.000 46.166 46.386 47.967 52.190 46.376 43.290 40.000 30.000 28.077 32.037 33.000 20.000 10.000 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 13
LA ESPERANZA DEL SHALE GAS 14
Tcf Recursos mundiales de Shale Gas Principales Países (Tcf) 1 USA 1.161 2 China 1.115 3 Argentina 802 4 Argelia 707 5 Canadá 573 Cuencas evaluadas con estimación de sus recursos. 6 México 545 7 Australia 437 8 Sudáfrica 390 9 Rusia 285 10 Brasil 11 Otros 245 1.535 TOTAL MUNDO 7.795 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 300 195 70 16 14 13 12 10 802 774 Fuente: US Energy Information Administration (Jun 2013) BP Statistical Review of World Energy Jun 2013 Recursos potenciales de Shale Gas Reservas probadas de gas 15
Precios del gas y combustibles líquidos (u$s/mmbtu) Gas oil 23 LNG regasificado 16/17 Fuel oil 14 Importación de Bolivia 11 Shale gas 7,5 Gas acuerdo Gobierno-Productores 7,5 Gas Plus 5,2 Industrial Neuquén 4,5 Industrial Tierra del Fuego 3,0 GNC 2,9 Cammesa convencional Neuquén 2,7 Residencial/Comercial 0,3/0,7 Fuente: elaboración propia en base a datos del mercado 16
Impacto del Shale Gas en el sector gasífero argentino Año 2013: Compras GN de Bolivia (11 u$s/mmbtu) = 15 MMm3/d LNG (17 u$s/mmbtu) = 16,5 MMm3/d + u$s 2.200 Millones u$s 3.750 Millones u$s 5.950 Millones A precio Shale Gas (7,5 u$s/mmbtu) el costo hubiese sido u$s 3,200 Millones AHORRO SECTOR GASÍFERO u$s 2.750 Millones Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS 17
u$s/mmbtu Tm3 Henry Hub Natural Gas Spot Price vs. Producción de Shale Gas en USA 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Fuente: EIA - DOE Producción de Shale Gas Henry Hub NG Price 18
Conclusiones Aparentemente existe en Argentina un potencial geológico de gas no convencional en volúmenes significativos. Si bien se tomaron medidas mitigantes, la industria ha visto degradada la calidad de su suministro de gas en los últimos años, siendo la principal damnificada por la declinación de la producción verificada. La posibilidad de explotar las reservas de shale gas podrían resultar la solución de fondo a los problemas descriptos, permitir sustanciales ahorros a las arcas nacionales y regularizar el suministro a la industria, sin que recaiga sobre ésta última la totalidad del costo que implicará el desarrollo. Debe garantizarse la seguridad jurídica tanto para la oferta como para la demanda de gas en el corto, mediano y largo plazo para que se efectivicen importantes inversiones necesarias para la explotación de las reservas de shale gas. 19
JORNADA DE ENCUENTRO ENTRE LA INDUSTRIA Y EL SECTOR PETROLERO SOBRE HIDROCARBUROS DE RESERVORIOS NO CONVENCIONALES ORGANIZADO POR UNIVERSIDAD AUSTRAL Sede Pilar, Provincia de Buenos Aires Sitio web: www.acigra.org.ar E-mail: acigra@acigra.org.ar Teléfonos: (54-11) 4314-1764 y 1768 20