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Por Daniel Montamat
Propuesta energética para el crecimiento sostenido
En medio de la polémica por la cuestión energética, el especialista da algunas claves de lo que necesita hacer la Argentina
7 de septiembre de 2006
El aprovisionamiento de gas natural y la diversificación de las fuentes primarias.
En la oferta de energía primaria del 2004, el gas natural participa con el 50 por ciento sobre un total de 71.4 millones de toneladas equivalentes de petróleo (t.e.p).
Si se agrega el petróleo, la participación de estas fuentes fósiles llega al 88 por ciento. De acuerdo a nuestras proyecciones de demanda energética que asumen tasas de crecimiento sostenido del producto del 3 y del 5 por ciento (Caso Base y Caso Alternativo), en el 2020, sobre una oferta de energía primaria que llega a los 109 millones de t.e.p en el Caso Base, y a los 140 millones de t.e.p para el Caso Alternativo, la participación relativa del gas natural sobre las fuentes primarias se eleva al 55.8 por ciento y al 59.7 por ciento respectivamente.
Entre petróleo y gas las participaciones ascienden al 90.4 por ciento para el Caso Base, y al 92.6 por ciento para el Caso Alternativo. Las proyecciones asumen la elevación de la cota de Yacyretá y la terminación de la central nuclear Atucha II. La mayor dependencia del gas natural hace imprescindible la importación de volúmenes crecientes de Bolivia y la reducción gradual de las exportaciones de gas a Chile. La disponibilidad de gas en la región y la necesidad de consolidar un mercado regional de energía no nos eximen, sin embargo, de la conveniencia de analizar y explorar alternativas de suministro primario que reduzcan la creciente dependencia de las fuentes fósiles.
A números de hoy, la diversificación de fuentes primarias es más costosa en inversiones, pero más compatible con el menú de opciones que requiere la seguridad de suministro y las tendencias que se vislumbran en la evolución del paradigma energético dependiente de los fósiles. De 1.814 millones de dólares por año de necesidad de inversión energética en el Caso Base, se pasa a 2.231 millones de dólares por año cuando se plantea la sustitución de gas por otras fuentes primarias. En el Caso Alternativo los requerimientos pasan de 2.457 a 3.154 millones de dólares por año.
Paradigma
A nivel mundial, la matriz de energía primaria que se proyecta para las próximas décadas seguirá también siendo muy dependiente de la energía fósil. Se insinúa una sustitución intrafósil, donde el gas natural desplazará al carbón mineral como segunda fuente de energía primaria después del petróleo; pero el lugar de las energías renovables seguirá estando acotado y reservado en su mayor parte a la energía hidráulica y a la energía de la biomasa. Sin embargo, no debe descuidarse el impacto que puede producir, tanto en las preferencias de consumo energético, como en la tecnología de producción de energía, la creciente preocupación mundial por las consecuencias derivadas del calentamiento global (sequías e inundaciones).
La concentración de las mayores reservas petroleras en una “zona caliente”, y el impacto de los gases de efecto invernadero asociados al paradigma energético dependiente de los fósiles, pueden precipitar escenarios que se traduzcan en una más rápida diversificación de las fuentes de energía primaria que las sugeridas por las proyecciones convencionales.
Los combustibles derivados de la biomasa, y entre ellos los biocombustibles, los combustibles sintéticos obtenidos a partir del gas y del carbón, el hidrógeno generado a partir de fuentes renovables como la energía eólica, y el relanzamiento de proyectos de plantas nucleares e hidroeléctricas, van a ocupar, en estos escenarios alternativos, roles más significativos que los que se presupone cuando se extrapolan las tendencias actuales.
El largo plazo de la energía argentina no puede imaginarse a contrapelo de lo que puede suceder en la región y en el mundo. La integración energética regional potencia nuestras opciones energéticas (optimiza inversiones y reduce costos); pero la confiabilidad y la seguridad de suministro energético argentino en un mundo donde el paradigma fósil está sometido al fuego cruzado de la inestabilidad política y las demandas ambientales, imponen análisis y estrategias preventivas que promuevan una paulatina diversificación de las fuentes primarias.
Regla
En el planteo de escenarios, una restricción que cuenta con un consenso mayoritario entre los actores del mercado energético argentino, es la de no aumentar la participación del gas natural más allá de sus niveles actuales entre las fuentes primarias al final del período de la proyección. Es decir, el gas natural va a seguir ocupando un rol preponderante entre las fuentes primarias, pero su participación no debería superar el 50 por ciento de la oferta primaria.
Bajo esta restricción, habría que sustituir en la próxima década volúmenes crecientes de gas natural destinados a la generación eléctrica. En el Caso Base (3%) los volúmenes sustituidos llegan a los 7 mil millones de metros cúbicos año (19.3 MMm3/día).
En el Caso Alternativo (5%) los volúmenes sustituidos alcanzan los 12.8 mil millones de metros cúbicos año (35 MMm3/día). La sustitución del gas natural como fuente primaria debe plantearse a partir de la viabilidad técnica y económica de proyectos de generación eléctrica que desplacen potencia térmica que consume gas natural. En el Caso Base, la potencia instalada de generación eléctrica debe crecer para atender la demanda unos 13.423 MW (más de 800 MW por año); en el Caso Alternativo, en el período 2005-2020, la potencia de generación debe crecer unos 15.928 MW (995 MW por año). La sustitución de los volúmenes de gas natural derivados de la regla planteada podría realizarse si en la próxima década se cuenta con la ejecución de proyectos hidroeléctricos por 4.100 MW de potencia para el Caso Base, y de 7.500 MW de potencia para el Caso Alternativo.
En el Caso Alternativo, también puede considerarse, sobre el final del período de proyección, la construcción de una cuarta central nuclear de unos 800 MW de potencia.Con esta sustitución de potencia de generación eléctrica, para que el balance de oferta primaria cierre con una participación del gas natural de alrededor de un 50 %, también hay que dar lugar a la inserción de otras fuentes renovables. En el Caso Base, las fuentes de la biomasa comercial (plantas de biocombustibles) deberían aportar unas 2.5 millones de toneladas equivalentes de petróleo. En el Caso Alternativo, ese aporte debería elevarse a los 5.4 MM t.e.p. Ambos escenarios alternativos también abren espacio a la diversificación de fuentes primarias a través de proyectos de energías renovables como la eólica.
Sustitución
Es de suma importancia comenzar a definir ya la viabilidad de proyectos hidroeléctricos porque su ejecución lleva varios años. En el inventario, aparecen como más maduros los proyectos de Corpus y Garabí. Corpus, con probable iniciación en 2008 y terminación en 2015, es un proyecto Binacional con Paraguay que incorpora 2.900 MW de potencia y 19.000 GWh año al MEM (considerando el 100% de la producción comprada por Argentina). Garabí es un Proyecto Binacional con Brasil, con probable iniciación en 2006/2007 y terminación en 2011/2012, que incorpora 900 MW y 3250 GWh-año al MEM (considerando sólo el 50% de la producción comprada por Argentina).
Hay otra serie de proyectos regionales con distinto grado de maduración que involucran las cuencas de los ríos Paraguay y Bermejo, Colorado, Negro, Manso y Santa Cruz. El conjunto de los proyectos involucra alrededor de 4500 MW de potencia. La selección de los proyectos más viables, entre los posibles, permite alcanzar con relativa facilidad la potencia de generación hidráulica adicional demandada por los escenarios que asumen la restricción del gas natural en un 50 % de la oferta primaria.
Acciones
El consumo per cápita de energía primaria en la Argentina va a seguir creciendo. De una relación de 1.98 toneladas de petróleo equivalente por habitante, con base 2004, pasará en el 2020 a una relación de 2,40 a 3,28 TPE, según el caso que se considere, y las variantes de sustitución de gas natural analizadas.
La estrategia energética debe restablecer y respetar las señales de precio de los mercados de petróleo y combustibles, gas natural y electricidad. Los escenarios que propenden a la mayor diversificación de las fuentes primarias pueden ser alentados por distintos instrumentos de política pública (fiscales, crediticios, impositivos, etc.), pero tienen como sustento de base la proyección de precios de petróleo y gas natural, que se asumen sostenidamente altos en el período de proyección.
El barril de petróleo WTI va a mantener cotizaciones fluctuantes entre 50 y 60 dólares, y el millón de BTU de gas natural en Estados Unidos oscilará entre 7 y 9 dólares. En estas condiciones, el gas de Bolivia, que toma como referencia de cotización de precios el negocio de oportunidad que ofrece la licuefacción y venta al mercado americano, tenderá a cotizar entre 3 y 5 dólares el MMBTU. El precio del megavatio hora (MW/hora) fluctuará entonces entre 40 y 50 dólares.
Las proyecciones no tienen el propósito de generar certidumbre futura, sino de acotar la incertidumbre que domina el presente y ordenar las prioridades de una política energética que no puede seguir siendo rehén del corto plazo político.
La estrategia energética de largo plazo, con fundamento en las proyecciones de volúmenes y precios, determina necesidades de inversión en el sector de alrededor de dos puntos del producto por año. La inversión privada debe tener un rol protagónico y la inversión pública un rol complementario. Las necesidades de inversión y financiamiento para que la energía acompañe y sustente una estrategia de desarrollo económico y social de la Argentina, constituyen el eje de la agenda de políticas de corto y largo plazo que deben motorizar el relanzamiento de la industria de la energía.
El autor es titular de Montamat & Asociados. Fue secretario de Energía y Presidente de YPF.
En la oferta de energía primaria del 2004, el gas natural participa con el 50 por ciento sobre un total de 71.4 millones de toneladas equivalentes de petróleo (t.e.p).
Si se agrega el petróleo, la participación de estas fuentes fósiles llega al 88 por ciento. De acuerdo a nuestras proyecciones de demanda energética que asumen tasas de crecimiento sostenido del producto del 3 y del 5 por ciento (Caso Base y Caso Alternativo), en el 2020, sobre una oferta de energía primaria que llega a los 109 millones de t.e.p en el Caso Base, y a los 140 millones de t.e.p para el Caso Alternativo, la participación relativa del gas natural sobre las fuentes primarias se eleva al 55.8 por ciento y al 59.7 por ciento respectivamente.
Entre petróleo y gas las participaciones ascienden al 90.4 por ciento para el Caso Base, y al 92.6 por ciento para el Caso Alternativo. Las proyecciones asumen la elevación de la cota de Yacyretá y la terminación de la central nuclear Atucha II. La mayor dependencia del gas natural hace imprescindible la importación de volúmenes crecientes de Bolivia y la reducción gradual de las exportaciones de gas a Chile. La disponibilidad de gas en la región y la necesidad de consolidar un mercado regional de energía no nos eximen, sin embargo, de la conveniencia de analizar y explorar alternativas de suministro primario que reduzcan la creciente dependencia de las fuentes fósiles.
A números de hoy, la diversificación de fuentes primarias es más costosa en inversiones, pero más compatible con el menú de opciones que requiere la seguridad de suministro y las tendencias que se vislumbran en la evolución del paradigma energético dependiente de los fósiles. De 1.814 millones de dólares por año de necesidad de inversión energética en el Caso Base, se pasa a 2.231 millones de dólares por año cuando se plantea la sustitución de gas por otras fuentes primarias. En el Caso Alternativo los requerimientos pasan de 2.457 a 3.154 millones de dólares por año.
Paradigma
A nivel mundial, la matriz de energía primaria que se proyecta para las próximas décadas seguirá también siendo muy dependiente de la energía fósil. Se insinúa una sustitución intrafósil, donde el gas natural desplazará al carbón mineral como segunda fuente de energía primaria después del petróleo; pero el lugar de las energías renovables seguirá estando acotado y reservado en su mayor parte a la energía hidráulica y a la energía de la biomasa. Sin embargo, no debe descuidarse el impacto que puede producir, tanto en las preferencias de consumo energético, como en la tecnología de producción de energía, la creciente preocupación mundial por las consecuencias derivadas del calentamiento global (sequías e inundaciones).
La concentración de las mayores reservas petroleras en una “zona caliente”, y el impacto de los gases de efecto invernadero asociados al paradigma energético dependiente de los fósiles, pueden precipitar escenarios que se traduzcan en una más rápida diversificación de las fuentes de energía primaria que las sugeridas por las proyecciones convencionales.
Los combustibles derivados de la biomasa, y entre ellos los biocombustibles, los combustibles sintéticos obtenidos a partir del gas y del carbón, el hidrógeno generado a partir de fuentes renovables como la energía eólica, y el relanzamiento de proyectos de plantas nucleares e hidroeléctricas, van a ocupar, en estos escenarios alternativos, roles más significativos que los que se presupone cuando se extrapolan las tendencias actuales.
El largo plazo de la energía argentina no puede imaginarse a contrapelo de lo que puede suceder en la región y en el mundo. La integración energética regional potencia nuestras opciones energéticas (optimiza inversiones y reduce costos); pero la confiabilidad y la seguridad de suministro energético argentino en un mundo donde el paradigma fósil está sometido al fuego cruzado de la inestabilidad política y las demandas ambientales, imponen análisis y estrategias preventivas que promuevan una paulatina diversificación de las fuentes primarias.
Regla
En el planteo de escenarios, una restricción que cuenta con un consenso mayoritario entre los actores del mercado energético argentino, es la de no aumentar la participación del gas natural más allá de sus niveles actuales entre las fuentes primarias al final del período de la proyección. Es decir, el gas natural va a seguir ocupando un rol preponderante entre las fuentes primarias, pero su participación no debería superar el 50 por ciento de la oferta primaria.
Bajo esta restricción, habría que sustituir en la próxima década volúmenes crecientes de gas natural destinados a la generación eléctrica. En el Caso Base (3%) los volúmenes sustituidos llegan a los 7 mil millones de metros cúbicos año (19.3 MMm3/día).
En el Caso Alternativo (5%) los volúmenes sustituidos alcanzan los 12.8 mil millones de metros cúbicos año (35 MMm3/día). La sustitución del gas natural como fuente primaria debe plantearse a partir de la viabilidad técnica y económica de proyectos de generación eléctrica que desplacen potencia térmica que consume gas natural. En el Caso Base, la potencia instalada de generación eléctrica debe crecer para atender la demanda unos 13.423 MW (más de 800 MW por año); en el Caso Alternativo, en el período 2005-2020, la potencia de generación debe crecer unos 15.928 MW (995 MW por año). La sustitución de los volúmenes de gas natural derivados de la regla planteada podría realizarse si en la próxima década se cuenta con la ejecución de proyectos hidroeléctricos por 4.100 MW de potencia para el Caso Base, y de 7.500 MW de potencia para el Caso Alternativo.
En el Caso Alternativo, también puede considerarse, sobre el final del período de proyección, la construcción de una cuarta central nuclear de unos 800 MW de potencia.Con esta sustitución de potencia de generación eléctrica, para que el balance de oferta primaria cierre con una participación del gas natural de alrededor de un 50 %, también hay que dar lugar a la inserción de otras fuentes renovables. En el Caso Base, las fuentes de la biomasa comercial (plantas de biocombustibles) deberían aportar unas 2.5 millones de toneladas equivalentes de petróleo. En el Caso Alternativo, ese aporte debería elevarse a los 5.4 MM t.e.p. Ambos escenarios alternativos también abren espacio a la diversificación de fuentes primarias a través de proyectos de energías renovables como la eólica.
Sustitución
Es de suma importancia comenzar a definir ya la viabilidad de proyectos hidroeléctricos porque su ejecución lleva varios años. En el inventario, aparecen como más maduros los proyectos de Corpus y Garabí. Corpus, con probable iniciación en 2008 y terminación en 2015, es un proyecto Binacional con Paraguay que incorpora 2.900 MW de potencia y 19.000 GWh año al MEM (considerando el 100% de la producción comprada por Argentina). Garabí es un Proyecto Binacional con Brasil, con probable iniciación en 2006/2007 y terminación en 2011/2012, que incorpora 900 MW y 3250 GWh-año al MEM (considerando sólo el 50% de la producción comprada por Argentina).
Hay otra serie de proyectos regionales con distinto grado de maduración que involucran las cuencas de los ríos Paraguay y Bermejo, Colorado, Negro, Manso y Santa Cruz. El conjunto de los proyectos involucra alrededor de 4500 MW de potencia. La selección de los proyectos más viables, entre los posibles, permite alcanzar con relativa facilidad la potencia de generación hidráulica adicional demandada por los escenarios que asumen la restricción del gas natural en un 50 % de la oferta primaria.
Acciones
El consumo per cápita de energía primaria en la Argentina va a seguir creciendo. De una relación de 1.98 toneladas de petróleo equivalente por habitante, con base 2004, pasará en el 2020 a una relación de 2,40 a 3,28 TPE, según el caso que se considere, y las variantes de sustitución de gas natural analizadas.
La estrategia energética debe restablecer y respetar las señales de precio de los mercados de petróleo y combustibles, gas natural y electricidad. Los escenarios que propenden a la mayor diversificación de las fuentes primarias pueden ser alentados por distintos instrumentos de política pública (fiscales, crediticios, impositivos, etc.), pero tienen como sustento de base la proyección de precios de petróleo y gas natural, que se asumen sostenidamente altos en el período de proyección.
El barril de petróleo WTI va a mantener cotizaciones fluctuantes entre 50 y 60 dólares, y el millón de BTU de gas natural en Estados Unidos oscilará entre 7 y 9 dólares. En estas condiciones, el gas de Bolivia, que toma como referencia de cotización de precios el negocio de oportunidad que ofrece la licuefacción y venta al mercado americano, tenderá a cotizar entre 3 y 5 dólares el MMBTU. El precio del megavatio hora (MW/hora) fluctuará entonces entre 40 y 50 dólares.
Las proyecciones no tienen el propósito de generar certidumbre futura, sino de acotar la incertidumbre que domina el presente y ordenar las prioridades de una política energética que no puede seguir siendo rehén del corto plazo político.
La estrategia energética de largo plazo, con fundamento en las proyecciones de volúmenes y precios, determina necesidades de inversión en el sector de alrededor de dos puntos del producto por año. La inversión privada debe tener un rol protagónico y la inversión pública un rol complementario. Las necesidades de inversión y financiamiento para que la energía acompañe y sustente una estrategia de desarrollo económico y social de la Argentina, constituyen el eje de la agenda de políticas de corto y largo plazo que deben motorizar el relanzamiento de la industria de la energía.
El autor es titular de Montamat & Asociados. Fue secretario de Energía y Presidente de YPF.