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NOTA DE TAPA
Prensa Energética

Qué le depara al sector energético para la próxima década


La Secretaría de Energía redactó un informe sobre los escenarios energéticos de cara al año 2030 con estadísticas, análisis de prospectiva y un balance de lo hecho en estos últimos años. Lo que sigue a continuación es un extracto del resumen ejecutivo del informe mencionado.

El presente trabajo tiene por objetivo evaluar distintos escenarios de evolución de la matriz energética argentina para los años 2019—2030 partiendo de 2018 como año base. Para esto se postularon hipótesis iniciales sobre las cuales se construyeron distintos escenarios que se aplicaron a un conjunto de modelos de prospectiva para representar el consumo energético, el sistema eléctrico, el parque refinador y finalmente, el sistema energético integrado.

A partir de esta edición se separaron los escenarios de demanda en dos grandes grupos: los de “políticas existentes” (escenarios “tendencial” y “eficiente”) que computan diversas políticas que se vienen llevando a cabo en los mercados energéticos y una novedad respecto de versiones anteriores, constituida por dos escenarios alternativos de “políticas activas” (escenarios de “industrialización del gas natural” y “electrificación”).

En los escenarios de demanda de “políticas existentes” se presenta un escenario “tendencial”, donde la demanda se modela teniendo en cuenta el comportamiento de la demanda en los últimos años en diversas estimaciones de tipo tanto top-down como bottom-up y un escenario “eficiente” que incorpora las políticas de eficiencia energética en curso que impactarían sobre la demanda tendencial. Dentro de los escenarios de políticas activas se presenta un caso de “electrificación” (en adelante, “electrificación”) que contempla principalmente una mayor penetración de la energía eléctrica en hogares y en el parque automotor, y un escenario de “industrialización masiva del gas natural” (en adelante titulado “gasificación”) que asume una fuerte inversión en industrias gas intensivas debido a una mayor disponibilidad del recurso y una mayor utilización de gas natural en el transporte (GNC y GNL vehicular).

En términos de oferta, se definen cuatro escenarios de producción de gas natural que tienen relación directa con los escenarios de demanda mencionados en el párrafo anterior. Por otra parte, se definen dos escenarios de producción de petróleo estrechamente vinculados a dos posibles trayectorias de precios internacionales, cuyos supuestos son presentados en el documento Short-Term Energy Outlook.: el escenario “precios altos” tiene una relación directa con el escenario de precios High que se consideran en el estudio, mientras que el escenario “Precios Medios” se vincula con el escenario de precios reference.

Las principales variables utilizadas para confeccionar los escenarios energéticos son la trayectoria en el crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB), el incremento en el total de hogares, la cantidad total de hogares con conexiones de gas natural, los déficits de grados día de calefacción por provincia y el crecimiento del parque automotor. Se adopta como insumo para los escenarios un crecimiento del PIB en línea con lo estipulado en el Relevamiento de Expectativas del Mercado del BCRA para los años 2020 a 2021 y luego se asume convergencia a la tasa histórica de 3,3% siguiendo el documento de Baumann y Cohan (2018)7. La tasa anual acumulativa entre 2018 y 2030 de crecimiento del PIB supuesta para los escenarios energéticos asciende a 2,78%.

En materia de crecimiento poblacional y de hogares, se trabajó sobre la base de las estimaciones demográficas del INDEC8. A partir de estas, se estimó al año 2030 una población de aproximadamente 49,4 millones de personas y unos 17,3 millones de hogares. Sobre esta cantidad de hogares se estimó una evolución de la penetración del gas natural en los mismos, pasando del 64% en 2018 a 68% hacia el 2030, contemplando no solo el crecimiento vegetativo de las distribuidoras sino también el impacto de las obras en materia de gasoductos troncales.

Por otra parte, se proyecta el parque vehicular por tipo de vehículo y consumo de combustible según la relación PIB per cápita y tasa de motorización (418 autos cada mil habitantes en el 20309). A su vez se supone el ingreso de autos eléctricos, que alcanzarían el 2,2% (12% de las ventas) del parque vehicular en2030 (5,6% y 30% de las ventas en el escenario de electrificación).

A continuación, se describen los principales resultados de las proyecciones de la demanda final de energía de la Argentina para el período 2019—2030, conforme la prospectiva socioeconómica, bajo los escenarios tendencial y eficiente planteados, como consecuencia de las hipótesis referidas previamente.

La demanda final de energía10 para el total país en el período 2018—2030, crecería a tasas de 2,1% anual acumulativas (a.a) en el escenario tendencial, 1,4% a.a. en el eficiente, 1,9% a.a. en el de electrificación y 2,9% a.a. en el de gasificación. Según la información disponible en el Balance Energético Nacional, en 2018 el consumo final fue de 53,6 millones de toneladas equivalentes de petróleo (MMtep), y las proyecciones indican que en 2030 se alcanzarían 68,9 MMtep en el escenario tendencial, 63,1 MMtep en el eficiente, 66,8 MMtep en el de electrificación y 75,2 MMtep en el de gasificación.

En los escenarios de políticas existentes se computa el ahorro producto de las medidas de eficiencia energética entre los escenarios tendencial y eficiente, el cual para el año 2030 ascendería a 5,7 MMtep, 8% del consumo referido al escenario tendencial.

Los cuadros presentados a continuación resumen los principales resultados obtenidos.

Consumo final de energía en 2030 Prensa Energética


La proyección de la producción de petróleo está asociada a la evolución de los escenarios de precios. En ambos casos continúa la tendencia creciente de los últimos años en el desarrollo de los recursos no convencionales compatible con la configuración del parque refinador planteada, y a un incremento moderado en la demanda de combustibles abastecido con una mayor producción doméstica, se registran excedentes exportables crecientes.

Escenarios de Producción de Petróleo Prensa Energética


La producción de gas natural, por su parte, responde a los escenarios de demanda tanto doméstica como internacional. Dada la estacionalidad que caracteriza el consumo del fluido, se plantea el desafío de estimular la producción de no convencionales, off-shore y de yacimientos maduros. Para alcanzar el pico de demanda doméstica, se debe contar con alternativas para comercializar o almacenar la producción que exceda al consumo en los meses de menor demanda. En esta línea, se prevé la exportación regional de gas natural, con caudales de intercambio hacia países vecinos que promediarían los 25 MMm3/d hacia el final del período.

A su vez, resulta oportuno destacar que en el marco de un desarrollo masivo del gas no convencional que propicie la reducción de costos y precios a nivel doméstico, se encuentra entre las opciones comerciales a evaluar en forma más detallada en futuros escenarios la exportación a través de la licuefacción del gas natural. En función de los escenarios de precios planteados, esta alternativa podría comenzar a ser factible en el último lustro (2025—2030), por lo que se muestran los resultados para la producción de gas natural en el escenario de base (con exportación de GNL) y con su sensibilidad (sin exportación de GNL).

Escenarios de Producción de Gas Natural Prensa Energética


En los escenarios se observa una caída en los requerimientos de importación de gas natural, una concentración de la demanda de GNL en los meses de invierno y, hacia el final del período, competencia gas vs. gas para la importación de volúmenes de gas natural proveniente de Bolivia. En el sector eléctrico se prevé la incorporación de potencia flexible, eficiente y más limpia, propiciando una mayor penetración de las energías renovables, junto a los ingresos de grandes centrales hidroeléctricas y la IV Central Nuclear, así como generación termoeléctrica de alta eficiencia.

Incorporación de Potencia y Generación Eólica Prensa Energética


En cumplimiento de la ley energías renovables (27.191), se alcanzaría el 20% de cubrimiento del consumo de energía eléctrica en el año 2025 y se profundizaría aún más la penetración de estas tecnologías alcanzando un 25% al 2030. Esto, sumado a las inversiones previstas en energía hidroeléctrica y nuclear, incrementaría la diversificación de la matriz de generación eléctrica, reduciendo la participación térmica (entre 32% y 43% en 2030, frente a 64% en 2018), la cual pasaría de ser un tercio libre de emisiones a ser aproximadamente dos tercios provenientes de fuentes limpias. En cuanto al consumo final de combustibles, las principales variables utilizadas para la estimación fueron las proyecciones de crecimiento y composición delparque automotor, los supuestos de eficiencia en los motores (10% entre 2018y 2030) y la trayectoria del PIB.

Se estima un crecimiento del consumo de motonaftas del 1,5% promedio anual en el escenario tendencial, alcanzando al año 2030 unos 158 miles de barriles de petróleo equivalentes por día (kboe/d). Del mismo modo, el consumo final de gasoil alcanzaría los 259 kboe/d en 2030 incrementándose a un ritmo del 1,2% anual acumulado en el escenario tendencial. En la siguiente tabla se puede observar la proyección de la demanda para el resto de los derivados.

Consumo de Combustibles Prensa Energética


Una característica de alta relevancia de la matriz energética de Argentina radica en el grado de dependencia de los hidrocarburos, particularmente del gas natural. En el año 2018 el 87% de la oferta interna total de energía provino de los combustibles fósiles (58% gas natural, 28% petróleo y 1% carbón) quedando un bajo peso relativo de otras fuentes como la energía hidroeléctrica y la nuclear, aunque éstas revisten mayor importancia cuando se analiza la generación de energía eléctrica. Respecto de las energías renovables, al año 2018 sólo representaban el 5% de la oferta, destacándose las fuentes más convencionales como leña y bagazo.

Oferta Interna Total (OIT) Prensa Energética


En los escenarios analizados al año 2030 se plantea un incremento considerable de la participación de energías renovables en la oferta interna de energía, creciendo casi cuatro puntos porcentuales su porción relativa versus el año 2018 (5% de la OIT). Dicho crecimiento se debe a la gran incorporación de potencia renovable no convencional, sumada al incremento en el corte efectivo de biocombustibles (B100 para flotas cautivas de transporte público de pasajeros e incorporación de automóviles flex en el parque automotor).

Respecto de la energía nuclear, su incremento se explica por el ingreso del reactor Carem y de la IV Central Nuclear, la cual impactaría en el último quinquenio, pero también debido a que en el año base 2018 la Central Nuclear de Embalse no estuvo operativa debido a las obras para su repotenciación y extensión de vida útil. La energía hidroeléctrica, por su parte, aumentaría levemente su porcentaje de la mano del ingreso de grandes emprendimientos como Cóndor Cliff, La Barrancosa y Chihuido I, entre otros. Aun así, la dependencia de los combustibles fósiles en la matriz continuaría siendo altamente relevante, entre 80% y 82%, según el escenario considerado, reduciéndose su participación en la oferta interna total de energía entre 8 y 6 puntos porcentuales respecto del año 2018, según el caso.

En cuanto a la balanza comercial energética, el año 2018 arrojó un déficit de 120 mil barriles equivalentes de petróleo diarios (kboe/d) mientras que para el año 2019 se espera alcanzar el equilibrio. En términos del intercambio comercial, la balanza en el año 2018 arrojó un saldo negativo de 2.300 MMUSD, el cual se espera que se equilibre durante el año 2019.

Respecto de las proyecciones al año 2030, en los escenarios tendenciales con exportación de GNL, se espera alcanzar un superávit de entre 710 y 930 kboe/d en los casos de precios medios y precios altos, respectivamente, el que se podría reducir a entre 540 kboe/d y 760 kboe/d en caso de no desarrollarse las plantas de licuefacción de gas natural. En términos del intercambio comercial, para los escenarios de exportación de GNL se espera un superávit de entre 13.000 MMUSD y 23.100 MMUSD en los casos de precios medios yprecios altos, respectivamente, el cual se podría reducir a entre 10.800 MMUSD o 20.400 MMUSD si no se exportara GNL a escala.

Balanza Comercial por Escenario Prensa Energética


Respecto de la evolución estimada de las emisiones del sector energético, los escenarios resultantes muestran un incremento moderado en las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) entre los años 2018 y 2030. Si se desagregan las emisiones en cuatro grupos, puede observarse que su crecimiento sería traccionado principalmente por la demanda de combustibles, acompañado por un incremento de las emisiones fugitivas a causa de la mayor actividad en pozos de petróleo y gas natural (upstream), que se contrapone a la utilización de hidrocarburos importados. Por el contrario, en el sector de generación eléctrica se daría una reducción significativa, producto de la penetración de energías renovables, hidráulica y nuclear, desplazando generación térmica, especialmente aquella generada con líquidos (gasoil y fueloil).

Emisiones de GEI vinculadas al sector energético Prensa Energética


Al vincular las emisiones totales generadas de GEI en el sector energético con el consumo final de energía, se obtiene un indicador que vincula dichas emisiones por cada tep consumido. Como se puede observar en la siguiente tabla, este indicador disminuiría su valor en todos los escenarios estimados a 2030.

Teniendo en cuenta los importantes cambios en el mix de generación, que pasa de estar compuesto aproximadamente por una relación de 1:2 de fuentes libres de emisiones en 2018 a una relación de 2:1 en 2030, resulta relevante la reducción que dicha modificación genera en las emisiones de centrales. Es por esto que la siguiente tabla vincula las emisiones estimadas a 2030 con la generación eléctrica total (tCO2e/GWh), observándose una disminución de la intensidad de carbono de la generación. Cabe destacar que en el escenario de electrificación podrían reducirse aún más las emisiones con una mayor penetración de generación a partir de fuentes renovables y otras fuentes libres de emisiones, con impacto también en las emisiones por unidad de energía.

Como resultado relevante, se destaca que todos los escenarios desarrollados a lo largo de este documento cumplirían con los compromisos internacionales asumidos por Argentina en el marco del Acuerdo de París e implicarían, ceteris paribus, una notable reducción de la participación del sector energético en su totalidad respecto de las emisiones objetivo de la NDC, representando el 41% y el 47% de las emisiones totales de la NDC, respectivamente, lo que brinda una base compatible con el desarrollo de una Estrategia de Largo Plazo (LTS, por sus siglas en inglés) de reducción de emisiones, como la que actualmente está desarrollando la República Argentina en el marco de lo establecido en el párrafo 19 del Artículo 4 del Acuerdo de París con el objeto de incrementar la ambición para contribuir a los esfuerzos globales en la mitigación del cambio climático.

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