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Presupuesto 2015 (scs. Eco Energía, Minería y Combustibles) El contexto energético Honorable Senado de la Nación Luciano Caratori -22 de octubre de 2014-
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Presupuesto 2015(scs. Eco Energía, Minería y Combustibles)
El contexto energético
Honorable Senado de la Nación
Luciano Caratori
-22 de octubre de 2014-
Fuente: Proyecto de Ley de Presupuesto 2015
Adm. Gubernamental6%
Defensa y seguridad6%
Servicios sociales59%
Servicios económicos22%
Deuda pública8%
Proyecto de Presupuesto 2015 – Servicios Económicos Energía, Combustibles y Minería
Fuente: Proyecto de Ley de Presupuesto 2015
61%
28%
3%3% 2% 1%1% 0%
Energía, Combustibles y Minería Transporte Comunicaciones
Agricultura Industria Ecología y Medio Ambiente
Comercio, Turismo y Otros Servicios Seguros y Finanzas
En promedio, los gastos corrientes y de capital para ss eco. Energéticos fueron más del doble de lo presupuestado (Ley) entre 2010 y 2014
Servicios Económicos Ene, comb, min (ctes+k) –Presupuestado vs. ejecutado
Fuentes: ONP y ASAP
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2010 2011* 2012 2013 2014e 2015p
[MM
AR
$]
Presupuesto inicial Ejecutado sin expropiación YPF
Ejecutado Gap%
Gap promedio: 100%
Hidrocarburos
Matriz Energética Argentina – Energía Primaria
54%
33%
4%3%2% 4%
Gas Natural Petróleo Energía Hidráulica Aceite Nuclear Otros
Fuente: Balance Energético 2012 – Secretaría de Energía de la Nación
-
10.000
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Reservas Comprobadas Producción
Sin datos de reservas
Evolución de reservas comprobadas y producción de petróleo
Fuentes: Secretaría de Energía de la Nación e IAE “General Mosconi”
Prod. cae @ 3% desde 1998
Reservas caen @ 1,8% desde 1999
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cció
n[M
Mm
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Res
erva
s P
1 [
MM
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]
Reservas Comprobadas Producción
Evolución de reservas comprobadas y producción de gas natural
Fuentes: Secretaría de Energía de la Nación e IAE “General Mosconi”
Reservas caen @ 6,7% desde 2000 Producción cae @ 1,9% desde 2004
Sin datos de reservas
Abastecimiento interno de gas natural
Fuente: ENARGAS y Secretaría de Energía de la Nación
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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
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Producción doméstica Importación de gas de Bolivia Importación de GNL
e
Gas importado: 4%
Gas importado: 28%
… y representa el 60% del costo de abastecimiento
El gas importado satisface alrededor del 28% de la demanda
Fuentes: Secretaría de Energía de la Nación, MECON y Montamat & Asociados
¿Cuánto cuesta y cuánto paga la demanda por el gas?
Promedio de cuencas argentinas(incluye plan gas)
3,72 USD/ MMBTU
Gas natural de Bolivia
10,2 USD/MMBTU
GNL
16,5 USD/MMBTU
0,76 USD/MMBTU
Promedio usuarios residenciales ahorro medio
(incluye 2067)
1,95 USD/ MMBTU
Promedio usuarios residenciales sin ahorro
(incluye 2067)
3,29 USD/ MMBTU
Promediopagado por demanda
6 USD/MMBTU
Costo promedio de Abastecimiento
Cuesta:
Se paga:
Subsidios abastecimiento de gas natural
Pese a la quita de subsidios ejecutada en 2014, la demanda paga solamente el 55% del costo de abastecimiento de gas natural.
La reducción de subsidios a los usuarios residenciales, con incrementos de hasta el 350% en sus facturas, y un incremento promedio del 406%
en el precio de gas en tarifa implicará en 2014 un ahorro (por precio) de 1.100 MMAR$, el 2% de los subsidios para el abastecimiento de gas
natural.
Para 2015 se estima que estos subsidios sólo en concepto de gas alcanzarán alrededor de 7.656 MMUSD.
*ENARSA, Plan Gas, etc.
Energía Eléctrica
Incorporación de Potencia al MEM – 2002-2014 [MW]
Fuente: CAMMESA
Incorporación de Potencia TV TG CC DI TER NUC SOL EO HID TOTAL
2002 (MEM+MEMSP) 4.515 2.218 6.326 4 13.063 1.005 - - 9.541 23.609
2013 4.441 4.074 9.205 1.074 18.794 1.010 8 165 11.095 31.072
2014 (sep) 4.451 4.061 9.191 1.403 19.106 1.010 8 187 11.106 31.417
var 2002-2014 [MW] - 1.843 2.865 1.399 6.043 5 8 187 1.565 7.808
var 2002-2014 [%] -1% 83% 45% 34975% 46% 0% 16% 33%
var 2013-2014 [MW] 10 -13 -14 329 312 - 0, 22 11 345
var 2013-2014 [%] 0% 0% 0% 31% 2% 0% 2% 13% 0% 1%
Participación sobre la
incorporaciónTV TG CC DI TER NUC SOL EO HID TOTAL
sobre var 2002-2014 [%] -1% 24% 37% 18% 77% 0% 0% 2% 20% 100%
sobre var 2013-2014 [%] 3% -4% -4% 95% 90% 0% 0% 6% 3% 100%
Var demanda de potencia máxima 2002 - 2014: 67% (vs. 33% inst).
Se incorporan fuentes de generación más caras y más contaminantes
Fuente: CAMMESA
0%
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2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
GN GO FO CM Bio
99% GN
70% GN13% GO13% FO3% CM
La incorporación de combustibles distintos del gas incrementa el costo de generación en función del volumen y de los precios internacionales, a los que se suma la devaluación del peso.
Precio Medio Monómico Anual [AR$/MWh] (no incluye transporte ni FONINVEMEM)
Fuente: CAMMESA
28,8 38,553,7
66,692,5
131,3
166178,8
256,3
319,5332
389404
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2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 ene-sep2014
[AR
$/
MW
h]
D Mayorista pagó prom 95,84 AR$/MWh
La demanda paga en promedio el 23,5% del costo de la energía
… AMBA tampoco paga la totalidad del costo de transporte y distribución
Se estiman para 2015 subsidios del orden de los 8.697 MMUSD.
Algunas Reflexiones
Al tipo de cambio promedio anual reflejado en el mensaje de presupuesto 2015, de 1USD=AR$9,45, y tomando los precios vigentes de combustibles, se
observan diferencias entre lo presupuestado y las estimaciones realizadas:
¿Quién se hace cargo de la diferencia?
Proyecto 2015
Estimación Dif [USD]Dif [%]
(en USD)
Gas Natural 6.509 7.565 1.056 16%
Energía eléctrica 7.655 8.697 1.042 14%
Medida en pesos, la diferencia porcentual estará dada por la combinación de este porcentaje y el de la diferencia de TC promedio para 2015 vs. el utilizado en el presupuesto
¿Tarifazo?¿Reasignaciones habituales?
2014
Producción de petróleo a agosto de 2014
Fuente: SE
[m3] [m3/día]
Producción Agosto 2014 2.696.035 86.969
Producción Agosto 2013 2.766.309 89.236
Diferencia [%] -2,5%
Producción Acumulada Septiembre 2013-Agosto 2014
32.134.651 88.040
Producción Acumulada Septiembre 2012-Agosto 2013
32.515.393 89.083
Diferencia [%] -1,2%
La producción de petróleo continúa cayendo en 2014
Fuente: SE
[miles m3] [miles m3/día]
Producción Agosto 2014 3.558.876 114.802
Producción Agosto 2013 3.573.393 115.271
Diferencia [%] -0,4%
Producción Acumulada Septiembre 2013-Agosto 2014 41.544.215 113.820
Producción Acumulada Septiembre 2012-Agosto 2013 42.180.297 115.562
Diferencia [%] -1,5%
Producción de gas natural a agosto de 2014
También lo hace la de gas natural, aunque desacelerada respecto a 2013
Fuente: SE
Apache Petrobras PAE YPF Total
Austral Resto
Participación (año móvil) [%] 4% 8% 11% 27% 28% 21%
Producción Agosto 2014 [miles m3/d]
3.805 9.126 13.337 33.584 31.268 22.673
Producción Agosto 2013 [miles m3/d] 4.075 9.985 12.632 29.318 33.407 24.776
Diferencia [%]
-6,6% -8,6% 5,6% 14,6% -6,4% -8,5%
Producción Acumulada Septiembre 2013-Agosto 2014 [miles m3/d]
4.029 9.313 12.896 31.070 32.558 23.864
Producción Acumulada Septiembre 2012-Agosto 2013 [miles m3/d]
4.177 10.010 13.354 28.177 34.667 25.177
Diferencia [%]
-3,6% -7,0% -3,4% 10,3% -6,1% -5,2%
Producción de gas natural por operador a agosto de 2014
Fuente: SE
Un pequeño ejercicio con el gas natural (¿Alcanza con que crezca YPF?)
0
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2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
[MM
m3
]
Resto YPF Objetivo
3a: YPF @36% aa
5a: YPF @23% aa
10a: YPF @14% aa(la producción total debería crecer @ 6%aa.)
7a:YPF@ 18% aa
Con demanda tendencial, si el resto de los operadores dejara de caer, e YPF creciera (sin adquirir de otros ops)
Algunas Reflexiones
El autoabastecimiento energético no está cerca
Es insensato e injusto pensar que sólo con YPF alcanza
Esta situación nos va a acompañar en 2015 y durante varios años más
Demanda de energía eléctrica a agosto de 2014
[GWh] [GWh/día]
Abastecimiento Interno Agosto 2014 10.896 351
Abastecimiento Interno Agosto 2013 11.258 363
Diferencia [%] -3,2%
Abastecimiento Interno Ac. Septiembre 2013-Agosto 2014
130.006 368
Abastecimiento Interno Ac. Septiembre 2012-Agosto 2013
126.561 356
Diferencia [%] 2,7%
Fuente: CAMMESA
Septiembre: -4,2% 12m: 1,6%
Menor demanda + mayor hidraulicidad => menor gen térmica. + más disponibilidad de gas por caída en otros usuarios => menor demanda de FO y GO
Generación de energía eléctrica por tipo a agosto de 2014
Térmica Hidráulica Nuclear Eólica Fotovoltaica Importación
Participación [%] 63% 32% 4% 0,43% 0,01% 0,32%
Generación Agosto 2014 [GWh]
6.220 4.052 494 57 1,3 18
Generación Agosto 2013 [GWh] 7.042 3.567 584 51 1,4 12
Diferencia [%]
-11,7% 13,6% -15,3% 11,7% -7,1% 44,6%
Generación Septiembre 2013-Agosto 2014 [GWh]
82.175 41.026 5.506 562 16 423
Generación Septiembre 2012-Agosto 2013 [GWh]
83.041 36.819 5.966 384 13 341
Diferencia [%]
-1,0% 11,4% -7,7% 46,4% 16,5% 23,9%
Fuente: CAMMESA
[m3] [m3/día]
Ventas al Mercado Interno Agosto 2014 1.116.696 36.022
Ventas al Mercado Interno Agosto 2013 1.181.437 38.111
Diferencia [%] -5,5%
Ventas Ac. al MI Septiembre 2013-Agosto 2014 13.397.266 36.705
Ventas Ac. al MI Septiembre 2012-Agosto 2013 13.643.305 37.379
Diferencia [%] -1,8%
Demanda de naftas y gas oil a agosto de 2014
[m3] [m3/día]
Ventas al Mercado Interno Agosto 2014 660.298 21.300
Ventas al Mercado Interno Agosto 2013 685.285 22.106
Diferencia [%] -3,6%
Ventas Ac. al MI Septiembre 2013-Agosto 2014 8.160.762 22.358
Ventas Ac. al MI Septiembre 2012-Agosto 2013 7.932.154 21.732
Diferencia [%] 2,9%
Gas Oil
Naftas
Fuente: SE
Incremento de más del 50% en los precios de surtidor en lo que va del año + desaceleración económica.
Incremento precio + Mayor disponibilidad de gas para industrias
y generadoras por disminución residencial y comercial + caída de
actividad.
Importaciones de gas natural a agosto de 2014
Bolivia GNL Total
Participación en importaciones (año móvil) [%] 50% 50% 100%
Importación Agosto 2014 [miles m3/d]
15.394 26.105 41.500
Importación Agosto 2013 [miles m3/d] 17.071 25.940 43.011
Diferencia [%]
-9,8% 0,6% -3,5%
Importación Acumulada Septiembre 2013- Agosto 2014 [miles m3/d]
16.662 16.914 33.576
Importación Acumulada Septiembre 2012-Agosto 2013 [miles m3/d]
15.300 15.195 30.495
Diferencia [%]
8,9% 11,3% 10,1%
Fuente: ENARGAS
Las transferencias para gastos corrientes al sector crecerán 112% en 2014 en un contexto de
Invierno “amable”Quita parcial de subsidios al gas natural + incremento de tarifas
Mayor hidraulicidadDesaceleración económica
¿Reducción de precios de importación?
Incremento de los precios locales de las naftas y el gas oilMayor disponibilidad de gas natural
Incremento de corte con biocombustiblesDesaceleración económica
Menor demanda de GN y menores importaciones que esperadas
Menor demanda de Naftas, FO y GO y menores importaciones que esperadas
+
+
Intercambio comercial energético a agosto de 2014
Impos Expos Saldo
Agosto 2014 [MMUSD]
1.040 316 -724
Agosto 2013 [MMUSD] 1.548 349 -1.199
Diferencia [%]
-32,8% -9,5% -39,6%
Septiembre 2013-Agosto 2014 [MMUSD]
10.651 4.705 -5.946
Septiembre 2012-Agosto 2013 [MMUSD] 11.269 5.979 -5.290
Diferencia [%]
-5,48% -21,31% 12,40%
Fuente: INDEC
Balanza comercial energética 2002 – 2014e
Fuente: ENARGAS, INDEC y Secretaría de Energía de la Nación
10.651
4.705 4.157 4.867 5.178 5.605 6.081
4.104 3.515 3.830
1.760
-3.115 -2.150
-5.684 -5.946 -8.000
-6.000
-4.000
-2.000
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014e
Impos Combustibles y Lubricantes [MMUSD] Expos combustibles y energía [MMUSD] Saldo [MMUSD]
Pese a la caída de impos prevista, el déficit se incrementará en 2014.
Devengado a Agosto-14 [MMAR$] Ejecución [%]
Devengado a Agosto-13 [MMAR$] Ejecución [%]
Variación[MMAR$] Variación[%]
87.367 63% 46.785 71% 40.582 87%
Y aun así…
Crecimiento Transferencias ctes. energía ene-jul ‘14/ ene-jul ‘13: +87%
¿ ?Variación Transferencias ctes. energía proy 2015 vs. 2014e: -0,1%
Fuente: Proyecto de Ley de Presupuesto 2015, Presupuesto 2014 y ASAP
Transferencias para gastos corrientes al Sector Energético
Crecimiento Transferencias ctes. en energía ppto vigente 2014 vs. inicial 2014: +109%
Servicios Económicos Ene, comb, min (ctes+k) –Presupuestado vs ejecutado
Fuentes: ONP y ASAP
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
2010 2011* 2012 2013 2014e 2015p
[MM
AR
$]
Presupuesto inicial Ejecutado sin expropiación YPF Ejecutado Gap%
¿Se mantendrá el ya “tradicional” gap?
Dos opciones
El presupuesto 2015 implica un tarifazo para cubrir una mayor parte de los costos reales del
abastecimiento energético y reducir considerablemente los subsidios
El presupuesto 2015 sigue la tendencia de los anteriores, subestimando sistemáticamente los
gastos en energía, minería y combustibles
o
Muchas gracias
Luciano CaratoriBloque UCR
-22 de octubre de 2014-
Auxiliares
Parte del crecimiento de YPF en el período está relacionado con adquisición de activos y participaciones de otros operadores.En esos casos, el incremento tiene un correlato en la disminución de otros ops, como es el caso de Chevron en Puesto Hernández.
Chevron Petrobras Sinopec Pluspetrol PAE YPF Resto
Participación (año móvil) [%] 4% 5% 6% 7% 18% 39% 20%
Producción Agosto 2014 [m3/d]
3.063 3.697 4.205 5.861 16.252 36.145 17.747
Producción Agosto 2013 [m3/d]
4.069 5.795 5.954 6.224 15.804 32.727 18.663
Diferencia [%]
-24,7% -36,2% -29,4% -5,8% 2,8% 10,4% -4,9%
Producción Acumulada Septiembre 2013-Agosto 2014 [m3/d]
3.506 4.563 5.364 6.092 15.880 34.583 18.041
Producción Acumulada Septiembre 2012-Agosto 2013 [m3/d]
4.150 6.024 5.973 6.161 15.726 31.909 19.141
Diferencia [%]
-15,5% -24,2% -10,2% -1,1% 1,0% 8,4% -5,7%
Producción de petróleo por operador a agosto de 2014
**
Fuente: ENARGAS
Demanda de gas natural a agosto de 2014
[MMm3] [MMm3/día]
Gas entregado Agosto 2014 3.950 127,4
Gas entregado Agosto 2013 4.035 130,1
Diferencia [%] -2,1%
Gas entregado Ac. Septiembre 2013-Agosto 2014 43.262 118,5
Gas entregado Ac. Septiembre 2012-Agosto 2013 42.167 115,5
Diferencia [%] 2,6%
En agosto disminuyó la demanda de gas natural, desacelerando incremento de año móvil
Fuente: ENARGAS
Demanda de GNC a agosto de 2014
[MMm3] [MMm3/día]
Demanda GNC Agosto 2014 245,6 7,92
Demanda GNC Agosto 2013 246,5 7,95
Diferencia [%] -0,4%
Demanda GNC Ac. Septiembre 2013-Agosto 2014 2.783 7,6
Demanda GNC Ac. Septiembre 2012-Agosto 2013 2.754 7,5
Diferencia [%] 1,0%
También cayó la de GNC
Fuente: CAMMESA
Disponibilidad de potencia 2013
Potencia instalada
Potencia disponible
Disponibilidad 2013
[MW] [MW] [%]TV 4.451 2.115 48%
69%TG 4.061 2.804 69%CC 9.205 7.374 80%NUC 1.005 734 73%HID 11.095 10.540 95%Resto (DI+EO+FT) 1.272 931 73%TOTAL 31.089 24.498 79%
Alta indisponibilidad térmica | Promedio de indisponibilidad térmica de 2013: 31%
Fuente: CAMMESA
Cubrimiento del pico en récord de demanda enero 2014
20/01/2014 HORA 15:05
VALORES EN MW
GENERACION NUCLEAR 876
GENERACION TERMICA 13714
GENERACION HIDRAULICA 8992
GENERACION TOTAL 23582
IMPORTACION DE PARAGUAY 15
IMPORTACION DE BRASIL 0
EXPORTACION A BRASIL 0
IMPORTACION DE URUGUAY 437
EXPORTACION A URUGUAY 0
DEMANDA TOTAL SADI 24034
RESERVA ROTANTE (RPF+RSF+RRO) 1000
Temperatura Promedio GBA + Litoral 35,7 °C
RESERVA TERMICA DISPONIBLE [MW] TIPO Disponible F/S En Arranque Total
TV 0
0
0
TG 0
0
0
CC 0
0
0
DI 64
2
66
Total 64
2
66
GENERACIÓN TERMICA LIMITADA O INDISPONIBLE [MW]
TIPO Por
Combustible
Máquinas F/S por Mapros
Por Problemas Técnicos
Total
en Máq. F/S en Máq.
E/S
TV 79
0
757
684
1520
TG 32
190
879
542
1643
CC 0
80
436
642
1158
Total 111
270
2072
1868
4321
GENERACIÓN HIDRAULICA
F/S DISPONIBLE [MW]
C.H.NIHUIL 40
Total 40
INDISPONIBLE [MW]
C.SALTO GRANDE C.NIHUIL C.AGUA DE TORO C.YACYRETA
135 170
75 135
Total 515
GENERACIÓN NUCLEAR
F/S DISPONIBLE [MW]
Total 0
LIMITADA O INDISPONIBLE [MW]
C.N. EMBALSE 119
Total 119
Fuente: CAMMESA
Cubrimiento del pico el viernes pasado
17/10/2014 HORA 20:33 VALORES EN MW
GENERACION NUCLEAR 827
GENERACION TERMICA 11070
GENERACION HIDRAULICA 6827
GENERACION RENOVABLE 42
GENERACION TOTAL 18776
IMPORTACION DE PARAGUAY 0
IMPORTACION DE BRASIL 0
EXPORTACION A BRASIL 0
IMPORTACION DE URUGUAY 409
EXPORTACION A URUGUAY 0
DEMANDA TOTAL SADI 19175
RESERVA ROTANTE (RPF+RSF+RRO) 1380
Temperatura Promedio GBA + Litoral 20,6 °C
RESERVA TERMICA DISPONIBLE [MW] TIPO Disponible F/S En Arranque Total
TV 0
25
25
TG 516
0
516
CC 0
0
0
DI 586
0
586
Total 1102
25
1127
GENERACIÓN TERMICA LIMITADA O INDISPONIBLE [MW]
TIPO Por
Combustible
Máquinas F/S por Mapros
Por Problemas Técnicos
Total
en Máq. F/S en Máq.
E/S
TV 145
536
855
341
1877
TG 96
0
989
299
1384
CC 2
861
1293
175
2331
Total 243
1397
3137
815
5592
GENERACIÓN HIDRAULICA
F/S DISPONIBLE [MW]
C.ALICURA C.RIO GRANDE C.F. AMEGHINO C.FUTALEUFU
260 568
20 236
Total 1084
INDISPONIBLE [MW]
C.CHOCON C.ALICURA C.NIHUIL C.AGUA DE TORO C.LOS REYUNOS C.YACYRETA
200 260
38 75
112 270
Total 955
GENERACIÓN NUCLEAR
F/S DISPONIBLE [MW]
C.N. EMBALSE 510
Total 510
LIMITADA O INDISPONIBLE [MW]
C.N. EMBALSE C.N.ATUCHA
140 360
Total 500
Fuente: Bloomberg
Shale: Reservas reportadas a la SEC vs. potencial declarado a inversores y legisladores, EEUU
La relación entre las reservas
informadas a la SEC y los recursos
comunicados informalmente a
inversores, público y
legisladores es de menos del 20%.
Fuente: Presentación Sr. Secretario de Política Económica y Planificación del Desarrollo
+2,6%
-2,9%
-3,8%
-3,8%
S1 ‘14 vs. S1 ‘13Comparando los primeros semestres de 2013 y de
2014, las principales caen, a excepción de YPF
Fuente: Montamat & Asociados
La producción de las principales propietarias cae tanto comparando Sem I, como trim II
Fuente: Informe al Senado del Sr. Jefe de Gabinete de Ministros del 12 de marzo de 2014
