La Situación Energética de Ecuador publicada por el EIA - enero de 2014

Resumen

En Ecuador, el sector petrolero representa una parte importante de todos los ingresos de exportación y un tercio de los ingreso fiscales. La nacionalización de los recursos y los debates acerca de las implicaciones económicas, estratégicas y ambientales del desarrollo del sector petrolero son los asuntos importantes de la política de Ecuador y de su gobierno.  

Ecuador es el productor más pequeño de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que produjo 505.000 barriles por día (bbl/d) de crudo en 2012 y exportó más de un tercio de ello a los Estados Unidos. La falta de suficiente capacidad de refinación nacional para satisfacer las necesidades locales ha obligado a Ecuador a importar productos refinados, lo que limita los ingresos netos de petróleo.

Ecuador se reincorporó a la OPEP en 2007, tras un paréntesis de 15 años, en los que estuvo fuera de la organización. A pesar de un entorno de inversión difícil, impulsado por las iniciativas gubernamentales para aumentar la proporción de los ingresos del petróleo para el Estado de 2012, la producción de petróleo en Ecuador volvió al nivel anual de 2008.

La matriz energética del Ecuador depende en gran medida del petróleo, lo que representó el 76% del país consumo total de energía en 2012, según surge del British Petroleum's Statistical Review of World Energy 2013. La energía hidroeléctrica es la segunda mayor fuente de energía. Gas natural y los combustibles renovables no hidráulicas son también importantes en la matriz energética del Ecuador.

 

Petróleo
Ecuador es el quinto mayor productor de petróleo en América Central y América del Sur y una de las principales fuentes  de las importaciones de petróleo de crudo en la costa oeste de EE.UU.

Ecuador, el quinto mayor productor de petróleo de América del Sur, produjo 505.000 bbl/d de combustibles líquidos en 2012, de los que casi todo era petróleo crudo y el resto condensados y líquidos de gas natural. Históricamente, Ecuador ha exportado la mayoría (aproximadamente el 70%) del crudo que produce. Los Estados Unidos es el mayor importador de crudo de Ecuador. Sin embargo, Ecuador planea diversificar las exportaciones a los mercados asiáticos, especialmente de China.

En enero de 2013, Ecuador contaba con más de 8 mil millones de barriles de reservas probadas de petróleo crudo, lo que supone un incremento anual del 14%. Las reservas de petróleo de ocupan el tercer lugar en América del Sur, después de Venezuela y Brasil. La mayor parte de las reservas de petróleo de Ecuador se encuentran en la Cuenca del Oriente, que se encuentra en el Amazonas.

Organización del Sector

Los recursos de hidrocarburos de Ecuador son titularidad exclusiva del Estado y los cambios en el marco legal continúan una tendencia hacia políticas de nacionalización de recursos.

En 2012, las operaciones conjuntas de estatales Petroecuador, Petroamazonas y Río Napo, una asociación de Petroecuador y PDVSA, representaron aproximadamente el 73% de la producción total en el Ecuador y el resto corresponde a los campos operados por empresas privadas. En noviembre de 2012, Petroamazonas comenzó la operación de campos antes gestionados por Petroecuador y Operaciones Río Napo. Las compañías petroleras internacionales que operan en Ecuador incluyen a Repsol (España), ENI (Italia), ENAP (estatal chilena) y Andes Petroleum, que es un consorcio de la CNPC (55%) y Sinopec (45%). El Ministerio de Recursos Naturales No Renovables es el responsable de las decisiones de política energética, mientras que la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos regula el sector petrolero.

Los recursos de hidrocarburos son propiedad exclusiva del Estado. Ecuador limita la inversión extranjera en el sector. Las compañías de petróleo y gas extranjeras tienen contratos de servicio con una tarifa fija por barril por sus actividades de exploración y producción. El cambio de los acuerdos de producción compartida por los contratos de servicios ha incrementado la participación del gobierno de los ingresos a la vez que disminuido el interés del sector privado incluyendo Noble Energy, Petrobras y Canadá Grande.

Los cambios en el marco jurídico del Ecuador siguen una tendencia hacia políticas de estatización de recursos en el sector petrolero. En 2006, Petroecuador se hizo cargo de los activos de producción de Occidental Petroleum después de vencidos los contratos de concesión respectivos. En 2009, a raíz de una disputa de impuestos, el gobierno se apropió también de dos bloques asignados a Perenco. La larga batalla legal de Chevron con demandantes ecuatorianos es un asunto muy diferente, librado en un escenario diferente, pero que también plantea interrogantes sobre los costos de inversión en Ecuador. En febrero de 2011, un tribunal ecuatoriano ordenó a Chevron a pagar más de $ 18 mil millones de dólares en daños y perjuicios a comunidades indígenas que se habrían perjudicado por las operaciones de Texaco en Ecuador entre 1964 y 1990 (Texaco fue posteriormente adquirida por Chevron). Chevron apeló esta decisión y un tribunal internacional se debe a pronunciarse sobre la cuestión en 2014.

Desde 2009, Ecuador ha firmado múltiples acuerdos de petróleo por préstamos con China en los que explícitamente se garantizan las exportaciones de crudo a China a cambio de préstamos. Los préstamos también requieren Ecuador invierta parte de la cantidad prestada en proyectos que involucren a empresas chinas. Estos préstamos se han aplicado al desarrollo de complejos hidroeléctricos y otros proyectos relacionados con la energía. China también ha hecho préstamos a gran escala a Ecuador en momentos coincidentes con los acuerdos de suministro de crudo.

Exploración y producción

La producción de petróleo de alrededor 500.000 bbl /d se ha casi estancado en Ecuador desde 2007. Enormes reservas de crudo se encuentran en los campos Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT) en el Parque Nacional Yasuní. Los campos estaban bajo una moratoria de extracción de petróleo entre 2007 y el verano de 2013 en un esfuerzo del gobierno ecuatoriano para proteger la biodiversidad y evitar el traslado de dos culturas indígenas aisladas. Sin embargo, el 15 de agosto de 2013, el presidente de Ecuador, Rafael Correa, anunció el fin de la moratoria.

Ecuador produjo 505.000 bbl/d de petróleo crudo en el 2012 por encima de 2011 pero aún por debajo del pico de 536.000 bbl/d en 2006. El constante aumento de la producción estatal de petróleo y la disminución de la producción en el sector privado sugieren que algunos de los aumentos en la producción estatal corresponden a la absorción de los activos de propiedad y operados por empresas privadas, de acuerdo con PFC Energy.

Bloques petroleros más productivos del Ecuador se encuentran en la parte noreste del país. Según PFC Energy, Shushufindi y Auca (dos de los campos más prolíficos) en conjunto han producido un promedio de 31.000 bbl/d en 2010. La producción de crudo se incrementó en forma importante en 2003 con la inauguración del gasoducto Oleoducto de Crudos Pesados ​​(OCP), que eliminó un cuello de botella en el transporte de crudo pesado en el país. Sin embargo, la producción se ha estabilizado en los últimos años como resultado de la declinación natural, la falta de nuevos proyectos y las dificultades para el desarrollo y explotación de maduros yacimientos existentes. La inauguración de la Panacocha campo en la Amazonía ecuatoriana, la primera nueva expansión de la producción ya que la actual gobierno asumió el poder en 2007, es una de las razones de los incrementos en la producción de los últimos dos años.

Los Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT) campos en el Parque Nacional Yasuní tienen reservas estimadas en 909 millones de barriles de petróleo entre probadas y probables, de acuerdo con un estudio realizado por la empresa francesa Beicip-Franlab, para Petroecuador. Los campos estaban bajo moratoria desde la extracción de petróleo entre 2007 y el verano de 2013, un esfuerzo por parte de Ecuador gobierno para proteger la biodiversidad y evitar el traslado de dos culturas indígenas aislados. Sin embargo, el 15 de agosto de 2013, el presidente de Ecuador, Rafael Correa, anunció el fin de la moratoria como resultado de los fallidos esfuerzos para recaudar contribuciones de la comunidad internacional. Posteriormente, el desarrollo de los recursos de hidrocarburos en los campos ITT fue considerada de interés nacional. Se estima que los campos Tiputini y Tambococha comenzarán la producción primero.

Comercio

Estados Unidos importó 177.000 bbl/d de crudo de Ecuador en 2012, frente a un máximo de 276.000 bbl/d en 2005. Otros destinos principales para el crudo ecuatoriano son Chile, Perú y Japón.

Ecuador exportó 354.000 bbl/d de petróleo crudo en 2012, según las estadísticas del Banco Central del Ecuador. Comercializa dos grados de crudo: de Oriente, que representa dos tercios de las exportaciones totales y Napo, que es un crudo más pesado. Además de los Estados Unidos, que fue el mayor cliente de Ecuador, los datos de comercio indican que otros destinos principales para el crudo ecuatoriano fueron Chile, Perú y Japón. A pesar de los informes sobre las relaciones bilaterales más fuertes entre China y Ecuador, China no fue un gran importador de crudo ecuatoriano en 2011. Sin embargo, los datos preliminares muestran un aumento moderado de las exportaciones a China en 2012.

Estados Unidos importó 177.000 bbl/d de crudo de Ecuador en 2012, por debajo del pico de 276.000 bbl/d en 2005. Ecuador fue el 11 º mayor proveedor de petróleo extranjero a los Estados Unidos y proveyó un 2% del total de las importaciones de crudo de Estados Unidos haciendo que Ecuador fuese la tercer fuente de petróleo importado para la (Administración del Petróleo de la costa oeste de Defensa del Distrito V), que fue el destino de casi todas las exportaciones petroleras ecuatorianas a los Estados Unidos. En consecuencia, el Ecuador es una fuente más significativa de la oferta regional de la costa oeste, que está relativamente aislada de otras partes debido a las relativamente pocas tuberías terrestres, si se mira a los Estados Unidos en su conjunto.

A pesar de su condición de exportador de petróleo crudo, Ecuador es un importador neto de productos refinados del petróleo. En general, Ecuador exporta productos refinados pesados, como el fueloil, e importa productos más livianos incluidos la gasolina, diésel y gas licuado de petróleo (GLP). Según los datos del Banco Central, Ecuador exportó 27.000 bbl/d de productos refinados en 2012  e importó 110.000 bbl/d. De las importaciones totales, 63.000 bbl/d fue importado de los Estados Unidos, la mayoría de los cuales era fueloil, gas licuado de petróleo y gasolina.

Oleoductos

La infraestructura de Ecuador es vieja y limitada. Ecuador tiene un oleoducto internacional, el Transandino, de 50.000 bbl/d que conecta los yacimientos de petróleo de Ecuador con el puerto colombiano de Tumaco. El oleoducto Transandino ocasionalmente ha sido el blanco de ataques de los rebeldes en Colombia.

Ecuador tiene dos oleoductos importantes. El gasoducto más antiguo y más utilizado es el Sistema Oleoducto Trans-Ecuatoriano (SOTE), que fue construido a principios de 1970. De una extensión de 480 Km y una capacidad de 400.000 bbl/d el SOTE corre desde Lago Agrio hasta la terminal petrolera de Balao en la costa del Pacífico. El segundo oleoducto del Ecuador es el Oleoducto de Crudos Pesados ​​(OCP). De una extensión de 500 Km y una capacidad de 450.000 bbl/d, OCP es paralelo al SOTE. El OCP inició operaciones en septiembre de 2003 y su finalización duplicó inmediatamente la capacidad de transporte de crudo del Ecuador y ha facilitado el aumento de la producción. El SOTE transporta aproximadamente el 70% del crudo del país y el OCP el resto.

Ecuador tiene un oleoducto internacional, el Transandino, con una capacidad de 50.000 bbl/d y conecta los yacimientos de petróleo de Ecuador con el puerto colombiano de Tumaco. El Transandino ha sido blanco de ataques rebeldes en Colombia. Aunque la seguridad ha mejorado en los últimos años, la tubería estuvo comprometida en julio de 2012.

En agosto de 2012, la compañía petrolera estatal de Perú, y el secretario de Hidrocarburos de Ecuador firmaron un acuerdo para el transporte de petróleo ecuatoriano a partir de bloques en el sureste de Ecuador. El acuerdo requerirá un ramal de 100 Km para conectar con el gasoducto Norperuano en la Región Loreto del Perú. Según PFC Energy, el proyecto ha sido abandonado.

Refinación

Ecuador tiene tres refinerías de petróleo comerciales, con una capacidad combinada de 176.000 bbl/d. Ecuador y Venezuela ha estado en conversaciones para construir una nueva refinería y la china Sinopec y/o CNPC podría financiar una parte del proyecto.

Según Oil and Gas Journal, Ecuador tiene tres refinerías de petróleo comerciales, con una capacidad combinada de 176.000 bbl/d. Operadas por Petroindustrial, filial de Petroecuador, Esmeraldas (110,000 bbl/d) está en Esmeraldas, La Libertad (46,000 bbl/d) está en la Península de Santa Elena y Shushufindi (20.000 bbl/d) se encuentra en Sucumbíos.

Esmeraldas opera por debajo de su capacidad y está programada para ser ampliada para procesar el crudo más pesado Ecuador Oriente. Adicionalmente, Ecuador y Venezuela han mantenido conversaciones para construir una nueva refinería con una capacidad de destilación de crudo de 300.000 bbl/d en Manabí provincia de Ecuador. De acuerdo con informes recientes de la industria, la china Sinopec y / o CNPC podrían financiar una parte del proyecto.

Ecuador consumió 213.000 bbl/d de petróleo en 2012. De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (AIE), aproximadamente un tercio del consumo de petróleo de Ecuador es combustible diésel y un cuarto es gasolina. Los precios de los combustibles son controlados por el gobierno central.

Gas natural

Ecuador tiene relativamente pequeñas reservas probadas de gas natural y un mercado de gas natural limitado.

En enero de 2013, Ecuador tenía reservas por 247.000 millones de pies cúbicos (mpc) de gas natural. La producción bruta de gas natural del país fue de 54 millones de pies cúbicos en 2012, de los cuales 36 millones de pies cúbicos fue comercializado y el resto fue quemado o venteado. La producción de gas natural seco (Que se obtiene luego de extraer los hidrocarburos líquidos asociados) fue de 18 millones de pies cúbicos, de los cuales todo fue consumido en el país. Las bajas tasas de utilización de gas natural se deben principalmente a la falta de una infraestructura para la captura y comercialización de gas natural.

En el Golfo de Guayaquil, se encuentra el yacimiento Amistad que es el principal proyecto de gas natural del Ecuador. El yacimiento es operado por Petroamazonas y produjo 60 millones de pies cúbicos por día (MMcf/d) en 2012. Con la incorporación de una nueva plataforma Jack-up y nuevos pozos se espera aumentar la producción en un futuro próximo. Petroecuador se hizo cargo del proyecto Amistad después de que Noble Energy, con sede en Estados Unidos, decidió salir del país en vez de renegociar su contrato. La producción de gas natural de Amistad alimenta la Planta de electricidad Machala, de 130 megavatios (MW) que suministra electricidad a la región de Guayaquil.

Las actividades de exploración se hacen sobre todo por Petroamazonas, aunque, Andes Petroleum, ENAP y PdVSA también participan en las mismas.

Electricidad

En 2011, la hidroelectricidad representó más del 50% de la generación del país. La otra gran fuente de suministro de energía eléctrica es un grupo de plantas de energía térmica convencional

A finales de 2008, había más de 200 plantas de energía en operación, con 89 que proporcionaban energía al Sistema Interconectado Nacional. De acuerdo con los datos más recientes disponibles, Ecuador generó 20 mil millones de kilovatios-hora (kWh) de electricidad de 5,3 gigavatios (GW) de capacidad en 2011. La hidroelectricidad representó 11 mil millones de kWh (más de 50%) del total de la generación del país. La generación hidroeléctrica del Ecuador tiene altas tasas de utilización de su capacidad nominal. La otra gran fuente de suministro de energía eléctrica del país es el conjunto de las centrales térmicas convencionales, que en su mayoría están equipadas para quemar combustible líquido.

La mayor parte de la capacidad hidroeléctrica de Ecuador se encuentra en la provincia del Azuay, en las tierras altas del centro-sur del país. Paute-Molino es el complejo hidroeléctrico más grande del país de casi 1.1 GW de capacidad. Las sequías en finales de 2009 afectaron los caudales del río Paute y el gobierno tuvo que programar cortes rotativos de suministro entre noviembre de 2009 y enero de 2010. Para enfrentar la falta de capacidad de generación, Ecuador planea construir en la próxima década seis nuevas plantas de energía hidroeléctrica con una capacidad de total de 2,8 GW. La planta de Coca Codo Sinclair, que estará ubicada en la provincia de Napo, tendrá una capacidad de generación de 1,5 GW. La financiación para todos estos nuevos proyectos provendrá de China.

También hay una pequeña cantidad de energía térmica generada con bagazo, eólica y con energía solar de limitada capacidad, que son apoyados a través de subsidios. Ecuador cuenta con la red de transporte interconexiones con Colombia y Perú. El país es un pequeño importador neto de electricidad.

De los combustibles renovables no hidráulicos, el bagazo, un residuo fibroso del proceso de la caña de azúcar, es utilizado en la industria. La biomasa tradicional se utiliza en los hogares rurales. Sin embargo, las estimaciones del consumo de biomasa tradicional son imprecisas ya que las fuentes de biomasa (leña, residuos de carbón vegetal, estiércol y cultivos) no se negocian habitualmente en mercados comerciales.

La red eléctrica, sin embargo, no llega a todos los ecuatorianos. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) informa que casi el 8% de la población (en su mayoría en las zonas rurales) no tiene acceso a la electricidad. Los usuarios residenciales consumen aproximadamente un tercio de la demanda de electricidad, de acuerdo con el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC), seguidos estrechamente por el sector industrial.

Seguro que le van a echar la culpa a otros

El 4 de abril de 2004 yo escribía que “el sector eléctrico se manejó hasta 1992 con empresas del Estado -SEGBA, Agua y Energía Eléctrica e HIDRONOR- y con tarifas que eran políticas. Decía también que el suministro eléctrico tanto en cantidad como en calidad empeoraba todos los años a punto tal que en el año 1989 nos llenamos de grupos electrógenos en calles y edificios”. Tenemos ahora en 2013 – 24 años más tarde- un curioso y lamentable efecto SIMULCOP.

Mi reflexión final hacía referencia a que “cuando estaban la Chade y la Italo, el gobierno de ese entonces no les dio tarifas retributivas y terminamos en Agua y Energía y Segba. Como tampoco el gobierno de turno les dio tarifas acordes pasamos por los cortes de 1989. Luego, en 1992, tuvimos que privatizarlas por falta de capital de inversión”.

Por la ley eléctrica los servicios de distribución y transporte de electricidad se dan en concesión a particulares y el Estado ejerce el control a través del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

Con estos cortes de electricidad que llevan casi un mes en algunos casos, hay que hacer distinciones y precisiones.

En el verano hay falta de energía porque hay muchos usuarios que demandan en la misma cámara y subestación de distribución. Esto es producto de haber permitido construir departamentos en zonas que no tenían las instalaciones adecuadas. La responsabilidad se reparte entre las Distribuidoras que debieron adaptar la infraestructura a la demanda, el Gobierno de la Ciudad que debió negar los permisos de construcción hasta se construya esa instalación, el Gobierno Nacional que impidió todo aumento de tarifas por más de 10 años cuando la inflación de costos y los sueldos se aumentaron en más de 14 veces según la Agencia Télam (10 octubre 2013).

Las tarifas de electricidad al usuario son el resultado de sumar al costo de generación y de transporte en alta tensión, el valor agregado de distribución (VAD) y los impuestos. El VAD incluye una parte de la inversión futura a realizar para mantener adecuadamente el servicio actual y la demanda esperada. Por esto es importante la tarifa adecuada.

Decíamos entonces “que la ley 24.065 y sus regulaciones no eran ni son perfectas, pero estuvieron bien pensadas. Si el Gobierno quiere cambiar las reglas debería hacerlo con más discusión entre todos. Si algo falla, seguro que le van a echar la culpa a otros”. Estas son las excusas de los ministros que escuchamos cotidianamente.

Ya en 2004 veíamos que tanto para generadores como para distribuidoras de electricidad, la falta de precios y tarifas razonables y discutidas en Audiencia Pública conllevarían “a una eventual falta de inversión ante un aumento sostenido de la demanda”.

Para encontrar los principios de una solución definitiva es necesario volver a la ley y los procedimientos a la vez de incrementar la cantidad de dinero que ingresa en el sistema eléctrico mediante los instrumentos previstos y liberando al Tesoro de titánicos esfuerzos financieros en subsidios que lo llevarían a la bancarrota.

Sin embargo, para solucionar hoy y ahora las necesidades de luz de la gente lo que por lo menos hay que hacer es duplicar las cuadrillas de reparaciones con pago de bono extra por rápida puesta en servicio, conectar en los puntos álgidos de la ciudad generadores estratégicos que ayuden a aliviar la carga total y finalmente, requerir y responsabilizar al ENRE y a CAMMESA del correcto y constante control de cumplimiento por las distribuidoras de las normas de abastecimiento en su área de concesión.

UNA REALIDAD MÁS CRUDA CADA DÍA

El país produce cada día menos crudo que antes. Cuando en 2003 lo hacíamos con un ritmo de 740.000 barriles por día, ahora en 2013 lo hacemos a menos de 540.000 bpd. Una disminución de 200.000 bpd que a los precios internacionales de hoy significan unos 20.000 millones de dólares al año. Una fortuna comparable con la que se tiene que pagar anualmente por la importación de gas natural licuado. La cifra se agiganta cuando pensamos que siguiendo con nuestro consumo de crudo y con una producción propia en disminución la posibilidad de perder nuestra autonomía energética está casi a la vista.

Analizando un poco esta disminución se puede ver que los 7 principales productores pasaron de 658.000 bpd en 2003 a 451.000 hoy en día. Los mismos 200.000 bpd de todo el país. Estos productores son tanto argentinos como extranjeros.

Si ahora nos fijamos en la procedencia de esta producción de crudo vemos que las cuencas Austral y Golfo San Jorge producen hoy la mitad de lo que hacían en 2003. La cuenca Neuquina el 37%. En valores absolutos, es esta última cuenca la que produce 127.000 bpd menos que en 2003. Más de la mitad de la reducción del país.

Es sabido que Argentina no es un país petrolero sino un país con petróleo. Para encontrarlo hay que buscarlo y para buscarlo debemos tener condiciones estables en materia energética. Hay más de 50 compañías petroleras trabajando en el país. Si todas tienen disminución de producción (excepto YPF desde 2012 por Golfo San Jorge) las autoridades deberían reaccionar cambiando en algo la política energética y evitar que perdamos la autonomía que tenemos desde hace años.

  

Marcellus sextuplica. Vaca Muerta en la Pica

Según lo informado por Associated Press, la producción de gas natural de la formación de esquisto Marcellus (Pensilvania y West Virginia) está creciendo más rápidamente de lo esperado, según un nuevo informe de la Energy Information Administration (EIA) publicado el martes. Marcellus produce ahora 12 mil millones de pies cúbicos/día. Eso es el equivalente en energía a alrededor de 2 millones de barriles de petróleo al día y más de seis veces el ritmo de producción de 2009.

Si Marcellus fuera un país, su producción de gas natural clasificaría octava en el mundo. Marcellus produce ahora más gas natural que Arabia Saudita. Con este crecimiento la oferta supera con creces a la demanda y esto ha hecho que los precios al por mayor en USA sean una cuarta parte de los de Japón.

Los expertos en energía están sorprendidos por el rápido crecimiento de Marcellus ya que el número de equipos de perforación se redujo en los últimos dos años. "Hace un año, no esperábamos que Marcellus produjera 12 bcf/día", dijo Sam Gorgen del EIA.

Ahora bien, ¿cuánto producimos por Vaca Muerta? Nada. ¿Vamos a llegar a tener los niveles de inversión necesarios para que la Argentina use correctamente sus recursos naturales para desarrollar el país? ¿Podemos desarrollar otros yacimientos CONVENCIONALES tanto de crudo como de gas natural? Seguro que sí. Lo hicimos desde el descubrimiento del petróleo en Comodoro Rivadavia en 1907. No somos un país petrolero pero somos un país con petróleo y gas.

Si le damos a la industria petrolera, nacional o extranjera, las condiciones de estabilidad del negocio en términos de precios de venta, autorizaciones para importar los equipos y los productos (esto no significa que no tengamos reglas o que nos sometamos a requerimientos propios de un país bananero), con la conciencia del gobernante que sabe que creando riqueza se beneficia la gente vamos a recuperar los niveles de producción tanto de crudo como de gas natural y dejaremos de importar GNL a precios muy superiores a los del mercado internacional.

Dos actitudes. Por un lado, un país que permite la inversión y sextuplica la producción de petróleo y gas. Por el otro, un país que producía 150 millones de m3/día y hoy produce menos de 100 y no tomamos medidas de corrección.  

 

Fracking – Iniciemos el Debate

En California le están echando la culpa al Centro para la Diversidad Biológica, al Centro para la Defensa del Medioambiente, a la Fundación Surfrider y a la ONG Truthout por haber tratado de fabricar una controversia con respecto a la inveterada práctica del petróleo denominada fractura hidráulica en aguas de California.

En un lado del ring están las petroleras con un permiso para hacer fractura hidráulica otorgado por el Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE). Este organismo tiene a su cargo regular los aspectos de fractura hidráulica costa afuera debido a su experiencia en petróleo y gas. El BSEE dice que cada operación es única y debe pasar extensos exámenes de parte de sus expertos.

Del otro lado del ring están estos los grupos de presión que dicen que los petroleros están operando en un ambiente no regulado y desechando químicos en el mar. Ellos dicen que una parte significativa del líquido de la fractura hidráulica es desechada en el océano o bien transportada y descargada directamente en la tierra. En el mar los químicos entran en el ecosistema y en tierra tiene el potencial de contaminar el agua de las napas freáticas.

Independientemente de cada argumento, lo cierto es que la fractura hidráulica en general y en este caso, en el mar, es muy conocida,  muy regulada y muy vigilada por todos.

Mi amigo, Randy, un californiano de 6 generaciones, me dice que el Estado de California es uno de los más rigurosos en la protección del medio ambiente y que muchas industrias (de cualquier tipo) temen instalarse actualmente en el Estado por el exceso de reglamentos estatales y la imposición estatal.  

En nuestra Argentina no tenemos todavía ningún tipo de norma específica aplicable a la fractura hidráulica porque hasta ahora no la hemos necesitado. Los tiempos de una discusión amplia y profesional han llegado. Recordemos que el sujeto más valioso del medio ambiente es el hombre. Y el hombre necesita trabajo y oportunidades. Esto lo interpretó claramente el peronismo que siempre fue práctico antes que teórico.

Con la venida de posibles inversiones petroleras en formaciones de shale oil & gas tenemos la obligación de dictarnos las normas pertinentes para lograr dos objetivos fundamentales: (a) establecer los parámetros de conservación del medio ambiente acordes con el crecimiento económico del país, sus provincias y su pueblo; (b) hacer saber al productor petrolero cuáles son esos parámetros para que evalúe económicamente su inversión y sus riesgos.

Una vez que hayamos desarrollado en conjunto estas normas, tenemos que tener la disciplina de mantenerlas. Si las hemos estudiado a conciencia y desarrollado por nuestros profesionales más competentes deberán servir como un puntal de desarrollo y no de pelea donde la gente ignora dónde está la verdad.

California es solamente un ejemplo, que como no tenemos uno propio podríamos usarlo para aprender. Lo cierto es que tendremos que desarrollar yacimientos como Vaca Muerta, hoy o mañana. Definamos nuestras reglas y cumpliéndolas hagamos historia.

Déficit de Energía en Argentina - Lo paga el Gobierno, lo paga el país, lo pagamos todos

Los diarios, la televisión, los políticos y hasta la gente en general habla del Déficit de Energía. ¿Es realmente así? ¿Cuán grave es? ¿Qué comprende y cómo nos afecta a los argentinos? En las próximas líneas me propongo describir dónde estamos parados en cada caso y qué alternativas podríamos ejercer.

Los tres grandes rubros son producción de Petróleo, producción de gas natural y generación de electricidad. El petróleo producido alimenta las destilerías. El gas natural separa los líquidos y luego se distribuye por redes. Algunas generadoras usan el gas natural, el fueloil o el gasoil como combustible.

La producción de crudo viene en caída desde 2001 como se ve en gráfico. En ese año produjimos 280 millones de barriles. Once años más tarde producimos solamente 203 millones. Una diferencia tan significativa de 77 millones de barriles a un precio de mercado de 100 USD el barril significa que el país no tiene USD 7.700 millones disponibles al año generando riqueza, impuestos, sueldos, insumos en los hospitales?, etc.

Durante los meses del corriente año la producción de crudo tuvo una disminución del 5% con respecto a los mismos meses de 2012 evidenciando una falta de planes para revertirlo.

La producción de gas tuvo su pico de producción en 2004 con un promedio de 143 millones de m³/día. A partir de ese año el país disminuyó su producción de gas natural llegando a ser 121 millones de m³/día en 2012. Nuevamente, el efecto económico para el país de la falta de 21 millones de m³/día de gas natural a precios de sustitución de las importaciones (Bolivia – GNL) es de  USD 3.600 millones al año.

Durante los meses del corriente año la producción de gas natural tuvo una disminución del 7% con respecto a los mismos meses de 2012. Otra vez falta un plan de acción correctivo.

La generación de electricidad es el único de estos tres rubros que creció constantemente. Desde 2003 hasta el 2008 lo hizo a una tasa promedio del 6%. En 2009 se contrajo en un 1% para volver a crecer a una tasa del 4% desde 2010 a 2012.

Durante todo este período se incrementó la capacidad de generación hidroeléctrica en Yacyretá casi en forma única. Pero la generación hidroeléctrica es función directa de las lluvias, que no son constantes en el tiempo. Como se observa en el gráfico el promedio de esos años fue de 38.700 GWh con un mínimo de 33.800 GWh en el año 200 y un pico de  43.000 GWh en 2006. La generación nuclear ha sido mucho más pareja con un promedio de generación de 6.500 GWh.

Todo el crecimiento de generación para abastecer el aumento de la demanda fue hecha con generación a gas natural para los nuevos ciclo combinado y gasoil para los motores. La generación térmica creció dos veces y media desde 32.600 GWh en el año 2003 hasta 82.500 GWh en el año pasado.

Ahora bien, este incremento de generación consumió 72% más gas natural en 2012, 103 veces más gasoil y 26 veces más fueloil. El costo económico de este crecimiento representó USD 4.400 millones. Como no hubo aumento de tarifas a los usuarios, este monto lo paga el Estado.

¿Los Argentinos, percibimos una crisis energética o económica?

La observación de la caída en la producción de crudo no puede ser tomada como un caso aislado puesto que sucede desde 2001. Lo curioso es que la caída con respecto a 2012 de 77,5 millones de barriles, se debe principalmente a YPF (-48 millones) y a Chevron (-18 millones). Como nuestro consumo es totalmente abastecido por el crudo nacional, no hay todavía un efecto económico o de escasez, fácilmente advertido por el público.

La caída en la producción de gas natural tiene mayores consecuencias. Desde 2004 a 2012 la producción disminuyó en 8.000 millones m³ (-18%). La mayor disminución se verificó en YPF (-4.400). Sin embargo, acá el Gobierno tuvo que aumentar la importación de gas desde Bolivia y desarrollar rápidamente dos regasificadoras por barco de GNL para abastecer la demanda residencial y la generación de electricidad.

La experiencia indica que salvo que se produzca una escasez del producto, ya sea naftas, gas para cocinar o electricidad en las casas, nosotros no reaccionamos ante políticas energéticas equivocadas y sin futuro. Solamente nos preocupa si nos afecta el bolsillo.

Lo paga el Gobierno, lo paga el país, lo pagamos todos. ¿Hay solución?

Los efectos económicos combinados de la falta de gas natural, la disminución de producción de crudo y los aumentos de generación de electricidad representan aproximadamente un monto de USD 15.500 millones anuales. Esta es una cifra claramente impagable para la Argentina de hoy en la que los industriales no obtienen los permisos de importación de los mismos insumos que compraron siempre; o donde los particulares no pueden comprar dólares para viajar por ejemplo.

Esta situación delicada se agrava cuando vemos la falta de una prospectiva energética, la última publicada fue en el año 2002. Hemos hecho referencia a este problema desde el 2004[1] y nueve años más tarde seguimos buscando soluciones mágicas e inexistentes.

Es presuntuoso tratar de sugerir soluciones a un problema tan complejo y de tanto tiempo. Sin embargo, algunas pautas podrían ser (a) redactar una nueva ley de hidrocarburos que defina claramente los objetivos nacionales, provinciales y el sector privado que permitan ver un horizonte de negocios dando las garantías necesarias; (b) desarrollar intensamente la construcción de Corpus de 2.880 MW (la comisión binacional creada y financiada desde 1971 sabe hasta el número de tuerca y arandela en cada junta). El complejo Garabí de 1.800 MW fue presentado originalmente en 1977. La construcción de represas hidroeléctricas tiene un muy alto componente de fabricación nacional; (c) nombrar por concurso y con acuerdo del Senado a los integrantes de los entes regulatorios de gas y electricidad; (d) llamar a audiencia pública para la actualización de tarifas de gas y electricidad en base a sus costos de explotación.

Insistamos nuevamente a trabajar en conjunto con el objetivo del país y no del bolsillo. 

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[1] Ver mis notas en el Diario La Nación del 4/4/2004; 2/5/2004 y 11/12/2005

Las Estadísticas de Energía en la visión de Statistical Review of World Energy

Statistical Review of World Energy 2013

Los comentarios sobre de Chistof Ruehl Economista Jefe de BP

 

En la reciente presentación de las tradicionales estadísticas de energía de British Petroleum, Chistof Ruehl Economista en Jefe de esa publicación hizo los comentarios que siguen a continuación. Las tablas que se incluyen en medio de los comentarios de Ruehl, fueron elaboradas por mí con los datos de la Statistical Review of World Energy 2013. Mis agregados y comentarios en azul cursiva.

SÍNTESIS Año 2012

El panorama se parece mucho a lo que uno esperaría. Crecimiento de la demanda de energía más bajo, menor que el promedio para todas las regiones excepto en África. Baja para todos los combustibles fósiles, incluida la industria nuclear y eso está bastante en línea con el menor crecimiento económico que tuvimos el año pasado. 

Pero entonces, a medida que avanza el análisis todo tipo de procesos de adaptación surgen y son muy interesantes. Incluso a nivel de consumo de energía primaria (energía primaria comprende los combustibles objeto de intercambios comerciales entre ellas las energías renovables modernas utilizadas para generar electricidad) en el que tuvimos un descenso interanual del consumo de energía primaria en la OCDE, siendo esta es la cuarta vez en los últimos cinco años.

En petróleo, hemos estado diciendo durante algún tiempo que la disminución de la producción en la OCDE es estructural, que nunca vamos a volver al nivel de lo que solíamos tener. Es demasiado pronto para decir lo mismo de  la energía primaria en un todo, pero ciertamente la eficiencia energética (relación entre la energía útil y la energía invertida) en la OCDE ha mejorado enormemente en los últimos años. 

Tuvimos otros procesos de adaptación como la  gran disminución de generación nuclear. Japón continúo cerrando plantas nucleares y lo siguieron algunos países europeos. (Japón -230,6 TWh; Alemania -33,6; USA -32,9. Al mismo tiempo se incrementaron en China +22,7; India +11,3 y Rusia +10,7)

Esto fue compensado por el gran aumento de la energía hidroeléctrica en China (+161,9 TWh), después de dos años muy húmedos.

Grandes avances debido a la llamada revolución de esquisto. Los EE.UU. tuvieron el mayor aumento de la producción de petróleo (1 millón de barriles/día sobre un total de 1,9 millones barriles/día) y en la producción de gas natural (30 bcm sobre un total de 73 bcm) a nivel mundial. Una disminución de las exportaciones de gas ruso a Europa (Ucrania -10 bcm de un total de -22 bcm) y la consecuencia de un mayor uso del carbón en Europa (UK +7,7 millones tep; España +3,8 millones tep). En general, la primera caída en el consumo de biocombustibles desde el año 2000. Todavía con un crecimiento de las energías renovables, por encima de la media, pero disminuyendo un poco, presumiblemente como consecuencia del endurecimiento de las finanzas públicas en todas partes.   

Así que un montón de pequeñas adaptaciones escala a un mundo que cambia constantemente. Demostrando una vez más cuán flexible es un sistema como este y que muestra también el papel de los precios en los últimos diez años, cuando tuvimos un promedio de los precios cada vez más altos, que está generando respuestas tanto en el lado de los productores, así como en el lado de los consumidores.