COMISION DE INTEGRACION COMISION DE INTEGRACION ENERGETICA REGIONAL ENERGETICA REGIONAL

BOLIVIA 2005BOLIVIA 2005

Participación del Gas Natural en la Participación del Gas Natural en la Matriz EnergéticaMatriz Energética

República Argentina Presidencia de la Nación

Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y ServiciosSecretaría de Energía

Participación de las Fuentes en la Participación de las Fuentes en la Oferta Primaria de EnergíaOferta Primaria de Energía

2000 2001 2002 2003 2004Energía Hidráulica 4,7% 6,1% 6,1% 5,3% 4,7%Nuclear 2,7% 3,1% 2,7% 3,2% 3,4%Gas Natural 47,0% 45,8% 47,4% 49,1% 51,0%Petróleo 40,9% 40,8% 39,7% 38,1% 38,9%Carbon Mineral 1,2% 1,0% 0,9% 1,0% 1,1%Leña 1,0% 0,9% 1,1% 1,2% 0,0%Bagazo 1,4% 1,4% 1,1% 1,1% 0,0%Otros Primarios 1,1% 0,9% 1,0% 1,0% 1,0%Total 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Generación y CombustiblesGeneración y Combustibles

AñoGeneración

Térmica

Gas Natural (MWh)

Fuel Oil (MWh)

Gas Oil (MWh)

Carbón (MWh)

2000 46.084.638 42.381.108 2.224.105 421.321 1.058.104

2001 38.929.416 37.523.851 500.354 326.396 578.814

2002 34.945.497 34.378.880 135.915 273.356 157.346

2003 42.288.293 41.420.076 413.702 273.475 181.040

2004 52.983.015 48.530.877 3.003.233 539.497 909.408

Año Gas Natural Fuel Oil Gas Oil Carbon

2000 91,96% 4,83% 0,91% 2,30%

2001 96,39% 1,29% 0,84% 1,49%

2002 98,38% 0,39% 0,78% 0,45%

2003 97,95% 0,98% 0,65% 0,43%

2004 91,60% 5,67% 1,02% 1,72%

Generación y CombustiblesGeneración y Combustibles

AñoTotal MWh

Gas Natural

MWh

Fuel OilMWh

Gas OilMWh

CarbonMWh

UranioMWh

HidroMWh

EolicaMWh

2000 81.058.326 42.381.108 2.224.105 421.321 1.058.104 6.177.108 28.761.822 34.758

2001 82.986.565 37.523.851 500.354 326.396 578.814 7.058.638 36.949.151 49.361

2002 76.636.527 34.378.880 135.915 273.356 157.346 5.820.812 35.796.813 73.405

2003 83.669.786 41.420.076 413.702 273.475 181.040 7.566.289 33.737.251 77.953

2004 91.343.123 48.530.877 3.003.233 539.497 909.408 7.868.603 30.418.990 72.516

Año Gas Natural Fuel Oil Gas Oil Carbon Uranio Hidro Eólica

2000 52,3% 2,7% 0,5% 1,3% 7,6% 35,5% 0,0%

2001 45,2% 0,6% 0,4% 0,7% 8,5% 44,5% 0,1%

2002 44,9% 0,2% 0,4% 0,2% 7,6% 46,7% 0,1%

2003 49,5% 0,5% 0,3% 0,2% 9,0% 40,3% 0,1%

2004 53,1% 3,3% 0,6% 1,0% 8,6% 33,3% 0,1%

Las Reservas de Gas Las Reservas de Gas Natural en la ArgentinaNatural en la Argentina

• Los indicadores de horizonte de reservas de gas en la Argentina, muestran una evolución desfavorables, pero su análisis debe evitar las

explicaciones simplistas.

Las Reservas de Gas Natural en la Las Reservas de Gas Natural en la ArgentinaArgentina

Evolución de las Reservas (Comprobadas + 50% Probables) y la Producción de Gas 1998-2004

38.630 42.400 44.815 45.916 45.770 50.676 52.317

809.283

877.110913.371 916.219

816.582

757.000

648.799

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

900.000

1.000.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Mil

lon

es

de

m3

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

Añ

os

PRODUCCION Millones m3 RESERVAS C+50%P Millones m3 RELACION RES/PROD Años

Situación Sector Energético 2003-2004Situación Sector Energético 2003-2004

Las Empresas Privadas Multinacionales Las Empresas Privadas Multinacionales Mantienen un Horizonte de Reservas Mantienen un Horizonte de Reservas

ConservadorConservador

Reservas (* )31/12/03

Producción 2003

Reser/Produc.Años

Exxon 55.718 4.045 13,8BP 45.155 3.036 14,9Shell 40.290 2.982 13,5Total 22.267 1.747 12,7Chevron - Texaco 19.335 1.566 12,3Repsol 18.193 1.103 16,5ENI 18.808 1.222 15,4Pemex (** ) 14.985 1.141 13,1Statoil 13.036 538 24,2Yukos (Russia) (** ) 4.579 85 53,9El Paso 2.619 355 7,4

billones de pies cúbicos

Gas Natural Seco

Empresa

Fuente: en todos los casos, es información de las propias compañías. (*) Reservas Probadas, metodología SEC(**) Datos 2002

• Caídas en reservas probadas por reclasificación de reservas

• Algunos casos significativos:

a) Western Gas Resources Inc., Denver - 30% año 2002

b) El Paso Corporation - 41% año 2003

c) Shell - 22% año 2004

• Debate en EE.UU, sobre la necesidad de establecer certificaciones de reservas obligatorias y procedimientos para dichas certificaciones.

La Información que proveen las La Información que proveen las Empresas Privadas sobre Reservas Empresas Privadas sobre Reservas

tiene cambios en el tiempotiene cambios en el tiempo

Reservas Gas Natural (Total País)Reservas Gas Natural (Total País)

Reservas t+1 - Reservas t - Producción (de t a t+1) -Reservas t+1 - Reservas t - Producción (de t a t+1) -

En la Argentina la Recategorización de En la Argentina la Recategorización de Reservas Probadas fue muy significativaReservas Probadas fue muy significativa

Reservas Probadas

ProducciónInc. Neta

Reserv. Prob.

1998 686,6 38,71999 748,1 42,4 104,02000 777,6 44,9 74,32001 763,5 45,9 31,82002 663,4 45,8 -54,32003 612,4 50,6 -0,3

miles de millones de m3

Año

Incorporación Neta de Reservas Incorporación Neta de Reservas ProbadasProbadas

Total País Neuquina Noroeste Austral San J orge

1999 104,0 45,1 18,2 21,8 18,72000 74,3 47,9 -4,7 22,8 8,52001 31,8 4,7 16,1 -0,3 11,52002 -54,3 -7,8 -24,4 -18,5 -3,72003 -0,3 -3,5 3,1 -1,4 1,3

Año miles de millones de m3

• Peter Gaffney Petrotécnia Junio 2003 Pág. 40 y 41

• “La caída de los precios afecta el valor de las reservas de dos formas:

a) Las ventas de gas arrojan menos ingresos y, por ende, disminuye el valor proyectado de las reservas.

b) Los precios del gas, al ser más baratos, reducen el margen de rentabilidad que justificaría el desarrollo ya la conexión a los puntos de venta de algunos volúmenes adicionales de reservas. Este efecto, a su vez podría hacer descender la clasificación de las reservas de comprobadas a probables o posibles, o incluso eliminarlas de toda categoría, dejándolas solamente como un recurso potencial.”

Los expertos han tendido a explicar la Los expertos han tendido a explicar la caída de reservas por la crisis caída de reservas por la crisis

económicaeconómica

• Un análisis mas detallado sin embargo revela que la caída en las reservas probadas de gas natural en Argentina en el año 2002 se explica por dos fenómenos:

• a) La acuatización de yacimientos en el norte (Aguaragüe y San Antonio Sur).

• b) La compra por parte de Petrobras de la empresa argentina Perez Companc.

Explicaciones AlternativasExplicaciones Alternativas

Promoción de la Oferta Promoción de la Oferta Interna de Gas NaturalInterna de Gas Natural

• Alcance: Aquella áreas en las que no se han efectuado tareas de exploración y aquella áreas concesionadas con zonas de exploración complementaria

• Instrumentación:

Las áreas serán asignadas por las provincias o la nación conforme a la jurisdicción

ENARSA forma parte, en asociación, del permiso de exploración y posterior concesión

Será autorizado el acceso a áreas adyacentes sin afectación de derechos preexistentes

Otras Medidas: Incentivos a la Exploración Otras Medidas: Incentivos a la Exploración y Explotación de Hidrocarburosy Explotación de Hidrocarburos

Proyecto de Ley remitido al Congreso NacionalProyecto de Ley remitido al Congreso Nacional

• Régimen fiscal especial

i) la devolución anticipada del I.V.A. correspondiente a los bienes de capital u obras de infraestructura incluidos del proyecto,

ii) alternativamente a (i) amortización acelerada en Impuesto a las Ganancias

iii) exención Impuesto a la ganancia mínima presunta hasta el tercer año inclusive posterior al otorgamiento de la concesión; y

iv) exención derechos de importación y todo otro derecho, impuesto especial, gravamen correlativo o tasa de estadística, por la introducción de bs de capital, equipos especiales, insumos, etc.

• Plazo: 15 años a partir del otorgamiento del permiso de exploración y 10 años

en el caso de las zonas con exploración complementaria.

• Actualmente se verifican las siguientes eventos:

• Se ha cumplido el primer sendero de precios del gas

• Se ha cumplido con el esquema de segmentación de la demanda.

• Se ha cumplido la primera fase del Unbundling, reglamentada a través de la Resolución SE Nº 752/05.

• Se ha cumplido con el inicio de las operaciones de compra venta spot de gas en el Mercado Electrónico de Gas

• Se ha consensuado con los productores un segundo sendero de precios de gas.

• Se espera completar la segunda fase del Unbundling para enero de 2006, con la cual se alcanzará a que un 75% del mercado interno quede con contratos directos.

Situación Sector Energético Acuerdo de Situación Sector Energético Acuerdo de GasGas

Promoción del Uso Promoción del Uso Racional del Gas NaturalRacional del Gas Natural

• Mediante la Resolución SE Nº 415 del 28 de abril de 2004 se implementa el Programa de Uso Racional de Energía (PURE)

• El objetivo de PURE es reducir el consumo no industrial de gas, mediante incentivos diferenciales a los distintos tipos de usuarios

• Gracias a la implementación del PURE los usuarios que eran objeto del mismo redujeron su consumo de gas entre un 25 y 30% según su categoría

• Mediante la Resolución SE Nº 624 del 8 de abril de 2005 se implementa la segunda parte del PURE, refinada a partir del éxito de la implementación de la primera parte

Programa de Uso Racional del Programa de Uso Racional del Gas Natural - PUREGas Natural - PURE

Promoción de la Promoción de la Integración EnergéticaIntegración Energética

Red de Gasoductos de América del SurRed de Gasoductos de América del Sur

• Iniciativa conjunta de: Argentina, Brasil, Chile, Paraguay, Perú y Uruguay (Bolivia participa como observador)

• Documentos que reconocen la iniciativa:

Acta de la Reunión de Lima del 13 de junio de 2005, de Ministros de Economía y Energía de Argentina, Brasil, Chile, Perú y Uruguay acordaron constituir un Grupo de Trabajo

Declaración Presidencial de Asunción del 20 de junio de 2005

Trabajos en CursoTrabajos en Curso

• Objetivos del Grupo de Trabajo: estudiar y analizar la viabilidad de concretar una red sudamericana de gasoductos y recomendar el marco institucional necesario para la concreción de la iniciativa;

• Marco Institucional:

- Trabajo en desarrollo con asistencia técnica del BID

• Estudio de factibilidad

- Trabajo a desarrollar con asistencia técnica del Banco Mundial

Marco InstitucionalMarco Institucional

• Régimen flexible aplicable a cualquier conjunto de obras que se disida afectar a la Red de Gasoductos.

- Régimen de Activos Afectados: nuevos o existentes

- Libre Acceso

- Libre Transito

- Pautas Tarifarías Mínimas

- Tributos

- Tratamiento de Emergencias

- Protección de Inversiones

- Solución de Controversias

Red de Gasoductos considerado como Red de Gasoductos considerado como referencia del Proyectoreferencia del Proyecto

Alternativa TRAZA 1

– Antofagasta

1700 km

PERÚ

ARGENTINA

CHILE

BOLIVIA

BRASIL

Montevideo

Cuiabá

San Pablo

Porto Alegre

Rio Grande

Colonia

Asunción

Uruguayana

Paysandú

Tarija

Rosario

Santiago

C. Neuquina

Campo Durán

Buenos Aires

Camisea

Lima

Antofagasta

Mejillones

Humay

Tocopilla

Gasoductos existentes que podrían serafectados total o parcialmente a la Redde Gasoductos del Sur

Gasoductos nuevos que podríanser afectados a la Red deGasoductos del Sur

Gasoductos existentes

Otras Medidas: Otras Medidas: Gasoducto Noreste ArgentinoGasoducto Noreste Argentino

Objetivos

•Asegurar el abastecimiento de gas natural a las provincias de Salta, Formosa, Chaco, Misiones, Corrientes, Entre Ríos y Santa Fé

•El gasoducto permitirá la vinculación de las reservas de gas de Bolivia, con el Sistema Interconectado de Gasoductos Troncales, en las proximidades de Santa Fé

Descripción

•Red Troncal: 1.500 Kilómetros

•Tamaño: 30 pulgadas de diámetro

•Caudal Previsto: del orden de los 20 MM de m3 diarios

•Ramales Provinciales: 1.000 Kilómetros

•Tamaño: de 6 a 12 pulgadas de diámetro

Inversión:

•Gasoducto Troncal: u$s 1.000.000.000

•Privada: u$s 750.000.000

•Pública: u$s 250.000.000

•Ramales Provinciales: u$s 250.000.000

Perspectivas en Materia Perspectivas en Materia de Demanda de Gas de Demanda de Gas

Natural Natural

• Objetivos del plan

• El Sector Energético Argentino continúa con un fuerte crecimiento de la demanda eléctrica y gasífera En función de ello, se han tomado una serie de medidas que se encuentran en curso de ejecución y otras en proceso de desarrollo con impacto en el corto y mediano plazo, todas ellas destinadas a incrementar la oferta de gas natural y de energía eléctrica en el Sistema Argentino, o incrementar las reservas y seguridad

del mismo.

Plan de Gestión Energético 2004 - 2008Plan de Gestión Energético 2004 - 2008

Expansión del Sistema de Transporte de Gas Expansión del Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos – Periodo 2006/2008Natural por Ductos – Periodo 2006/2008

Mediante la implementación de Concursos Abiertos se pretende identificar la demanda insatisfecha de capacidad de transporte.

Dicha demanda será satisfecha a través de obras de expansión del sistema de transporte.

Las inversiones que las mismas requieran se financiarán mediante la estructuración de Fondos Fiduciarios.

Sistema de Ofertas Irrevocables Estandarizadas para consumidores directos (Resolución SE Nº 752/2005 Art. 18 a 22 y Anexo I)

• Adquisición de gas en punto de ingreso al sistema de transporte

• Precio: paridad de exportación neta de retenciones a las exportaciones.

• Plazo: 36 meses

Alternativas Analizadas por el ENARGAS Alternativas Analizadas por el ENARGAS Período 2006 - 2008Período 2006 - 2008

Los escenarios seleccionados surgen de considerar los siguientes aspectos:

•Cuencas actuales productoras de gas•Gasoductos considerados por cuenca•Caudales a transportar en función de la demanda•Localización de puntos de entrega•Supuesta demanda de gas insatisfecha (Llamados a Concursos Abiertos 2004)

•Plazos de ejecución de obra•Montos totales de ejecución de obra•Montos unitarios (U$S por m3/día de capacidad incremental)

Alternativas Analizadas por el ENARGAS Alternativas Analizadas por el ENARGAS Año 2006Año 2006

ALTERNATIVALICENCIATARIA DE

TRANSPORTEGASODUCTO

CAPACIDAD INCREMENTAL (MMm3/ día)

INVERSION S/ IVA (M U$S)

Norte 5

Centro Oeste 5

San Martín 5

Neuba II 5

TGN Centro Oeste 5

TGS Neuba II 4

TGN Norte 3,7

TGS San Martín 2

TGN Norte 3,7

TGS Neuba II 5

Norte 2

Centro Oeste 2

San Martín 2

Neuba II 2

TGN Centro Oeste 5

TGS San Martín 5

Norte 2

Centro Oeste 5

TGS San Martín 5

6 696,04

7TGN

847,86

4 541,25

5

TGN

577,32

TGS

2

TGS

453,74

3 469,01

1

TGN

1427,37

Para FinalizarPara Finalizar

Síntesis y ConclusionesSíntesis y Conclusiones

a) La Argentina tiene una matriz energética sumamente dependiente de los hidrocarburos en general y del gas natural en particular.

b) Se están adoptando medidas para promover la exploración y desarrollo de los recursos propios.

c) Asimismo se promueve el GNEA con Bolivia y un proceso de integración regional amplio.