El gas natural, la evolución del mercado y las proyecciones de la demanda
¿Qué nos depara el futuro?
La Argentina es altamente dependiente de los combustibles fósiles:
el petróleo y el gas suman el 90% de la energía que producimos y consumimos.
Por Raúl Bertero *
El origen de la dependencia de los combustibles fósiles se encuentra en los grandes descubrimientos hidrocarburíferos -particularmente gas- realizados en la década del 80 y 90, que transformaron la matriz energética. El recurso abundante, limpio y barato sustituyó otros menos competitivos en industrias y transporte (GNC), pero el impacto mayor ocurrió en la generación eléctrica.
Además, su abundancia impulsó las exportaciones de ingentes volúmenes a los países limítrofes y, a partir del año 2004, la escasez del recurso comenzó a sentirse.
Este artículo presenta los resultados de un estudio que tiene por objeto proyectar la demanda de gas natural para generación de electricidad. Y para que tales resultados sean consistentes, es preciso diferenciar entre las entregas de gas natural que muestran las estadísticas del ENARGAS y la demanda potencial real del país.
En la figura 1 puede verse la evolución de las entregas de gas natural entre los años 1993 y 2015. Se aprecia que el crecimiento sostenido de las entregas entre 1993 y 2004 se interrumpe como consecuencia de la falta de gas, creciendo levemente a partir de 2012 por importaciones de gas nattral licuefaccionado (GNL), con valores máximos del orden de los 130 MMm3/d. Se observa también que el efecto estacional de la demanda residencial invernal parece haberse reducido a partir del año 2004, como consecuencia del fuerte descenso de la producción de electricidad con gas natural durante los períodos invernales. Las exportaciones que se habían iniciado en el año 1997, alcanzando los 20 MMm3/d en el año 2006, se redujeron a su mínima expresión a partir de 2007, debido a la escasez y prioridad de la demanda interna.
La figura 2 muestra un cuadro aún más claro de la situación: a la demanda para generación eléctrica se suman los consumos de gas oil y fuel oil. Esta figura -que representa la demanda potencial de gas natural- muestra claramente los picos invernales de la demanda residencial, con una demanda total media mensual en invierno de más de 170 MMm3/d; es decir, una demanda promedio mensual insatisfecha en invierno de 40 Mmm3/d de gas natural.
Generación de electricidad y demanda de gas natural
En la figura 3 se muestra el crecimiento porcentual de la demanda mensual de electricidad (promedio móvil de un año) entre 1998 y 2014. Como puede verse, con excepción de las crisis económicas de los años 2001 y 2009, el crecimiento de la demanda de energía eléctrica se mantuvo por encima del 5% anual.
En ese período, prácticamente no hubo incrementos significativos de la generación hidráulica, nuclear o renovables y prácticamente todo el crecimiento de demanda eléctrica debió cubrirse con un aumento de la generación térmica, como se puede ver en la figura 4.
De haber habido disponibilidad de gas natural, todo este crecimiento hubiese sido demanda, alcanzándose valores que habrían llegado a los 70 MMm3/d solo para generación, como se muestra en la figura 5. Sin embargo, la falta de gas natural (especialmente en los períodos invernales) demandó fuel oil primero, y gas oil después, alcanzándose picos de consumo de estos combustibles de 40 MMm3/d equivalentes de gas natural.
Demanda Futura
Por su parte, la demanda futura de gas natural para generación eléctrica dependerá de las decisiones de política energética relacionadas con el desarrollo de la generación hidráulica, nuclear y otras fuentes alternativas a la generación térmica, así como también de la posibilidad de utilizar centrales térmicas que consuman fuel oil o carbón, como reemplazo del gas natural.
El planeamiento estratégico de largo plazo de la Secretaría de Energía de la Argentina tiene entre sus objetivos la disminución de la dependencia del gas natural en la generación eléctrica. Además, en el análisis, se tuvieron en cuenta la prospectiva de los “Escenarios Energéticos Argentina 2035” presentados por AGEERA (Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina), CACME (Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía), UBA (Universidad de Buenos Aires) en un trabajo de 2015 realizado para la Fundación AVINA.
Se estima que a lo largo del período bajo análisis (2015-2035) se construirán casi 11.000 MW en proyectos hidráulicos, que la central nuclear Atucha II funcionará a plena potencia (748 MW) desde el año 2015 y que se instalarán otros 3.000 MW de potencia nuclear (dos centrales con participación china y una con participación rusa). Por otra parte se considera la incorporación de 10.000 MW de energía eólica y 5.000 MW de energía producida con biomasa, solar, mini-micro hidro y cogeneración, de tal modo de acercarse a las metas establecidas por la Ley No 26.190 sobre “Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía destinadas a la Producción de Energía Eléctrica” que requiere alcanzar a 2017 el 8% de producción con energías renovables. No obstante, considerando la situación actual, en este trabajo se estima que tal porcentaje se alcanzará en 2021.
Proyección y Prospectiva
La figura 6 muestra la evolución de la generación eléctrica por fuente que se proyecta para satisfacer la demanda energética baja (Escenario E1) y alta (Escenario E2). En la construcción de dicho gráfico se supuso que se materializan en fecha todos los proyectos energéticos previstos en la planificación de la Secretaría de Energía y en los estudios de AVINA mencionados. En ambos escenarios, la demanda eléctrica no cubierta por otras fuentes de energía es asignada a la generación térmica con gas natural (si está disponible, siendo reemplazado por fuel oil o gas oil en caso contrario). Bajo estas hipótesis, la generación térmica pasa del 61% en el año 2014 al 34% y al 56% en el año 2035 para los escenarios de Demanda Baja y Alta, respectivamente.
Si tomamos un rendimiento promedio del parque de generación a gas natural existente y uno futuro, los requerimientos de gas natural para generación resultantes pueden observarse en el gráfico 7, considerando tanto que los proyectos se materializan en el plazo previsto como con la alternativa de que sufran demoras de 2 y 6 años respecto de lo programado originalmente.
¿Alcanzará?
Si se materializaran en plazo todos los proyectos previstos, en el caso de Demanda Baja se podría mantener una demanda de gas de alrededor de los 60 MMm3/d hasta el año 2035. En el escenario de Demanda Alta los requerimientos del recurso crecerían, aún con todos los proyectos indicados, hasta más de 150 MMm3/d al final del período de análisis. Esto muestra la gran dependencia de la evolución de la demanda de gas natural en Argentina sobre la tasa de crecimiento de la demanda eléctrica. En efecto, al existir un inventario acotado de proyectos de generación hidráulica, nuclear y renovables, todo el crecimiento de la demanda por encima del Escenario Bajo debería ser cubierto por centrales térmicas.
Nótese que un atraso de 6 años en los proyectos previstos con Demanda Baja (una hipótesis que se ha verificado en muchos casos en Argentina en el pasado) implica, a partir del año 2023, una demanda adicional de más de 20 MMm3/d, que puede llegar a valores de 30 MMm3/d adicionales en el año 2031. También se puede ver que, por cada 2 años de atraso en los proyectos, la demanda de gas natural se incrementa en unos 5 MMm3/d en los primeros 5 años y unos 10 MMm3/d en los siguientes 10 años.
En relación con la posibilidad de utilización de combustibles alternativos en la generación térmica y en la producción industrial, existen actualmente capacidades de sustitución pico (entre fuel oil, gas oil y carbón) de unos 40 MMm3/d en la generación térmica y de unos 5 MMm3/d en el sector industrial. Esta capacidad de sustitución pico equivale, en las condiciones actuales de demanda y del sistema de transporte y producción de gas natural, y para una hidraulicidad media, a un promedio anual de generación térmica con combustibles alternativos de 15 MMm3/d. En el sector industrial, el promedio anual de producción con combustibles alternativos es de unos 2 MMm3/d.
Conclusiones
Los análisis precedentes muestran la crucial importancia de los planes de ahorro y eficiencia energética para acotar la demanda futura de gas natural así como del desarrollo de las energías renovables, probablemente la única incorporación de energía que puede hacerse en forma rápida como alternativa a la incorporación de centrales a gas. Por otro lado, la fuerte demanda invernal de gas natural por los usuarios residenciales sugiere la necesidad de contar con gas de “peaking” estacional en forma de plantas de GNL cercanas a la demanda concentrada de Buenos Aires, aún con un aumento significativo de la producción nacional de gas natural.
(*) [visibility visible_on="desktop"][/visibility]Raúl Bertero es Ingeniero Civil Especializado en Estructuras, Master of Science in Engineering College of Engineering, UC Berkeley y Doctor en Ingeniería. Preside del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria de la Energía (CEARE). Ha publicado más de 50 trabajos sobre su especialidad en Revistas Científicas y Congresos del país y del exterior. Entre los trabajos de investigación más recientes realizados en su actividad en la Universidad de Buenos Aires es coautor de los siguientes: Identificación de los principales estudios y proyectos de integración energética en América Latina (2006); Estudio sobre el financiamiento de la infraestructura energética (2006) Criterios básicos para un plan de desarrollo energético sustentable (2006); Estudio sobre integración energética Argentina-Brasil (2004-2005); Equidad Distributiva y Tarifa Social (2004); La remuneración del capital y las tarifas post-devaluación (2004)
