Boletín Energético No 21

Análisis del Sector de Refinerías en Argentina con el Modelo MESSAGE Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

Introducción Para el año 2008, todas las estimaciones indican que Argentina se convertirá en un importador neto de petróleo y derivados. Esto implicará, para un país donde más del 80% del consumo de energía primario es abastecido por los combustibles fósiles, un aumento considerable de las importaciones, de transferencias de recursos al exterior y de la dependencia del país al vaivén del volátil mercado internacional de crudos. Con el objetivo de analizar las consecuencias de la situación expuesta y su influencia en la matriz energética argentina, se realizó el modelado del sistema petrolero y su expansión hasta el año 2005, tomando como año base el

2006. Éste asimismo consiste en la caracterización de los recursos petrolíferos del país, el análisis de la capacidad instalada de refinación y una posible expansión del parque actual. También se consideraron las importaciones y exportaciones de petróleo y derivados para el abastecimiento del mercado local y para la colocación de los excedentes de producción de refinados. Las premisas utilizadas permitieron establecer un balance, teniendo en cuenta el mínimo costo total de todo el sistema, considerando la producción local y la importación de petróleo y sus derivados.

Referencia Histórica La década del '90 marcó un punto de inflexión en cuanto a la producción de petróleo y de gas natural en Argentina. A partir del año 1989, se implementaron sucesivas normas tendientes a la desregulación de la industria del petróleo y del gas y se dispuso una serie de medidas: venta de activos y asociación de la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) con operadores privados; privatización de dicha empresa; fragmentación y privatización 4

de la empresa estatal de transporte y distribución de gas natural “Gas del Estado”, con apertura del transporte y la distribución del gas natural al capital privado. Estas acciones produjeron un verdadero impacto en la industria de los hidrocarburos. Entre los años 1990 y 1998, la producción de petróleo crudo se incrementó de 28 a 49 MMm3 por año (75%). En el mismo período, la producción de gas natural pasó de ser 23 000 a 38 600 MMm3 por año (68%). Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

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Este notable aumento de la producción generó un significativo volumen de saldos exportables en petróleo y gas natural. En el año 1998 se exportaron alrededor de 19 MMm3 de petróleo crudo, casi 39% de la producción, destinados principalmente a Chile, EE.UU. y Brasil. En el año 1996 comenzaron las exportaciones de gas a Chile, Brasil y Uruguay llegando a un máximo en el año 2004 de poco más de 20 MMm3/día (un 28% de lo producido en dicho año, con un pico de 24% en el mes de marzo de 2004). Ese notable incremento en la producción de petróleo y gas por parte de las empresas tuvo como correlato una merma considerable en las reservas petroleras y gasíferas del país, debido a

que no se adicionaron nuevas reservas al mismo ritmo que se las consumía. A partir del año 2003 el país comienza su recuperación económica, luego de la crisis del 2001, alcanzando en el año 2007 un crecimiento del PBI del 40%. Esto significó un fuerte incremento en las demandas locales de petróleo y gas. Inicialmente, las demandas fueron cubiertas con el exceso en la capacidad instalada que la crisis había generado por reducción de los consumos. Actualmente, la capacidad de procesamiento en las refinerías ronda el 95% y se realizan importaciones de algunos subproductos, como gas oil y fuel oil, para abastecer principalmente al sector agropecuario y a las centrales de generación eléctrica.

Descripción del Sistema Características de las Cuencas El país cuenta con más de veinte cuencas sedimentarias identificadas pero solamente cinco de ellas son productoras de hidrocarburos, estas son: la del Noroeste, la Cuyana, la del Comahue, la del Golfo San Jorge y la Austral. En conjunto representan el 32% de la superficie continental del país. Las cuencas sedimentarias ubicadas en la plataforma continental (hasta 200 millas) cubren una superficie de unos

396 000 km2, siendo la cuenca Austral la única en producción actualmente. Entre las cuencas productoras se pueden distinguir áreas de alto riesgo (70%), áreas de mediano riesgo (20%) y áreas de bajo riesgo (10%). La extracción de petróleo actualmente se centra en las áreas de bajo riesgo [1]. En la Figura 1 se presenta un detalle de las cuencas sedimentarias y de las cuencas productoras de Argentina.

Producción y Reservas La Figura 2 muestra la evolución de la producción de petróleo según las diferentes cuencas en los últimos años. Se observa un fuerte incremento hasta Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

1998, para luego declinar lentamente. Desde 1998, la única cuenca que aumentó su producción es la del Golfo de San Jorge. Esto se debe principal5

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Cuenca Noroeste (NOA) Cuenca Cuyana (CUY) 200 metros

Cuenca del Comahue (COM) Cuenca Golfo San Jorge (PAT-GSJ)

Océano Atlántico

Cuenca Austral (PAT-AUS) Resto Cuencas Sedimentarias

Figura 1. Cuencas Sedimentarias de Argentina [2] Producción de Petróleo por Cuencas - Período 1993 - 2007 60 3

MMm

50

40

30

20

10

1993

1994

1995

1996

1997

CUENCA DEL COMAHUE CUENCA AUSTRAL

1998

1999

2000

2001

CUENCA DEL NOROESTE

2002

2003

2004

2005

2006

2007

CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE CUENCA CUYANA

Figura 2. Evolución de las Cuencas Productoras [2] 6

Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

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mente al yacimiento Cerro Dragón, que pasó de 7000 m3/día en el 2000 a casi 15000 m3/día en el año 2007. La mayoría de los yacimientos mantuvo o declinó su producción durante este período. Las cuencas productoras por excelencia en Argentina son la del Comahue y la del Golfo San Jorge. Ambas acumulan más del 80% de la producción de petróleo e igual porcentaje en lo que a reservas se refiere. De las 223 concesiones de explotación actuales, solamente

12 aportan más del 50% de la producción nacional. Cerro Dragón, la mayor concesión de explotación, aporta más del 10% de la producción nacional. En las cuencas del Comahue y del Golfo San Jorge están localizados casi la totalidad de los mayores yacimientos productores de petróleo a excepción del yacimiento Cuenca Marina Austral 1, que se encuentra en la cuenca Austral. La ubicación de dichos yacimientos se muestra en la Figura 3. Las reservas se definen como aquellas

Figura 3. Ubicación de los Principales Yacimientos en las Cuencas Argentinas [2]

Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

7

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cantidades de petróleo que pueden ser recuperadas en forma comercial, por medio del desarrollo de proyectos establecidos. Las mismas se clasifican, de acuerdo a su grado de certidumbre, en comprobadas (P1), probables (P2) y posibles (P3). Los recursos petroleros en cambio se definen como aquellas cantidades estimadas de petróleo a una fecha dada, con potencial de ser extraídas de acumulaciones conocidas. Sin embargo los proyectos necesarios para su desarrollo no tienen la madurez suficiente como para considerarlos comercialmente viables. Al mismo tiempo, las reservas comprobadas son las únicas que se denominan reservas desarrolladas, es decir que se consideran que están inmediatas a disposición para su producción. Las reservas probables, posibles y los recursos

conforman las denominadas reservas no desarrolladas, es decir que para su disposición se necesitarán inversiones y tiempo. Las reservas de petróleo de las cuencas productoras en Argentina, correspondientes al año 2006, se muestran en Tabla 1. En la Figura 4 se muestran las participaciones porcentuales de las reservas para cada cuenca. La cuenca del Golfo San Jorge presenta el 61% de las reservas comprobadas y el 45% de las probables, posibles y recursos, siendo la cuenca productora de crudo por excelencia de Argentina. La segunda cuenca en importancia es la del Comahue, que representa el 27% de las reservas comprobadas y el 38% de las reservas probables, posibles y recursos.

RESERVAS en MMm 3

Tabla 1. Reservas de Petróleo año 2006 [2] 8

Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

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Reservas Probables + Posibles + Recursos de Petróleo

Reservas Comprobadas de Petróleo

PAT -AUS 11%

PAT-AUS 4%

PAT-GSJ 61%

NOA 3%

PAT-GSJ 45%

NOA 2%

CUY 3% COM 38%

CUY 6%

COM 27%

Figura 4. Reservas de Petróleo por Cuenca [2]

En la Tabla 2 y en la figura siguiente se muestran las 8 concesiones que tienen

un nivel de reservas mayor al 2% del total de reservas nacionales.

3 RESERVAS de PETRÓLEO (en MMm )

CONCESIÓN

CUENCA

P1

P2

P3

122,91

42,71

16,10

R

TOTAL

% Respecto al total Nacional

181,71

26,09

61,75

8,87

Cerro Dragón

PAT -GSJ

El Trapial

COM

17,90

15,61

27,79

El Tordillo

PAT -GSJ

21,51

2,55

2,99

27,06

3,88

El Huemul

PAT -GSJ

12,10

2,63

1,69

16,41

2,36

Chihuido

COM

13,40

4,92

0,99

20,15

2,89

Cuenca Marina Austral 1

PAT -AUS

5,70

3,84

10,57

20,11

2,89

Puesto Hernández COM

10,83

0,90

2,64

15,61

2,24

Diadema

10,91

1,98

1,62

14,51

2,08

Subtotal mayores

215,24

75,14

64,38

2,55

357,32

51,31

Subtotal resto

196,0 2

72,14

51,21

19,75

339,12

48,69

TOTAL RESERVAS ARGENTINA

411,26

147,28

115,59

22,30

696,44

100,00

PAT -GSJ

0,46

0,85

1,25

Tabla 2. Reservas de Petróleo [2]

Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

9

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Cuenca Marina Austral Chihuido 3% 3% El Huemul 2%

Puesto Hernández 2% Diadema 2%

Reservas por Yacimiento Total Argentina

El Tordillo 4%

El Trapial 9%

Resto 49%

Cerro Dragón 26%

Figura 5. Reservas de Petróleo año 2006 [2]

Transporte de Hidrocarburos La gran extensión del país hace necesario un sistema de almacenamiento y transporte de hidrocarburos acorde a la misma. Dicho sistema busca unir y desarrollar, de una manera homogénea, todo el sistema de crudo y derivados de petróleo, uniendo los yacimientos con la refinación y los mercados. Las cuencas del Golfo San Jorge y Austral transportan todo su crudo mediante oleoductos hasta las terminales marítimas y de allí se embarca a los diferentes lugares de consumo o para la exportación. En la cuenca del Comahue el crudo es recolectado por un sistema de oleoductos. Dicho sistema recoge y transporta casi 11,5 MMm3 anuales (con una capacidad máxima de transporte de 13,5 10

MMm3/año), recolectando la mayor parte de la producción de la cuenca del Comahue hasta la terminal de Bahía Blanca donde se encuentra la Refinería Eliçabe y una terminal marítima. Desde la cuenca del Comahue también comienzan oleoductos hacia la refinería Luján de Cuyo, ubicada en la región de Cuyo y hacia el Pacífico. En las cuencas del Noroeste y Cuyana, que son las que cuentan con menor producción, la casi totalidad del crudo que se procesa en las refinerías proviene de yacimientos ubicados en dichas cuencas. El crudo se recolecta de diferentes yacimientos mediante sistemas de oleoductos y camiones y se envía a las refinerías. Mayor a la de las refinerías de dichas regiones, Campo Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

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Durán y Luján de Cuyo, salen poliductos que llevan los derivados a almacenamientos regionales, a puertos para exportación o a otras refinerías.

En la Figura 6 puede observarse todo el sistema de transporte y almacenamiento.

Figura 6. Localización de Refinerías, Almacenamientos y Transporte

Refinerías La refinación en Argentina se desarrolló de manera independiente a la extracción de petróleo. Inicialmente fue realizada por compañías extranjeras (Esso y Shell) en las cercanías de los centros de consumo más importantes, hasta que entró a participar en el mercado YPF. Dicha empresa desarrolló refinerías regionales con un criterio estratégico más amplio que el meramente económico. Se trataba de Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

desarrollar capacidades productivas en las mismas regiones e impulsarlas para diversificar la actividad de las mismas. Las refinerías que se crearon en ese período fueron Campo Durán (NOA), Luján de Cuyo (Cuyo) y Plaza Huincul (Comahue). En La Plata, YPF creó su mayor refinería, en su momento una de las más complejas y grandes del mundo. La privatización de YPF incluyó la privatización de las refinerías 11

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de Campo Durán, creando la empresa Refinor y la de San Lorenzo, creando Refisan. La última refinería que entró en operación en Argentina es la refinería Eliçabe, propiedad de Petrobrás, ubicada en la ciudad de Bahía Blanca. Actualmente está en estudio una refinería en Comodoro Rivadavia que entraría en funcionamiento en el año 2012 para reducir el impacto de la importación de derivados de petróleo. Esta refinería, desde el punto de vista técnico, sería de baja complejidad, orientada a la producción de destilados, principalmente gas oil y fuel oil. El

LA PLATA

LUJAN DE CUYO

DOCK SUD

Destilación Atmosférica

30000 20000 19170

Destilación al Vacío

16500 10500

Reductor de viscosidad

6745

CAMPANA

SAN LORENZO

14000

6000

7400

2000

Craqueo térmico 1860

1700

2500

1700

Fondo de Coque

5760

6100

1000

4000

Hidrocraqueo

Hidrotratamiento

CAMPO DURAN

PLAZA HUINCUL

OTRAS

4850

4150

4000

3706

105876

2400

2000

500

500

46545

670

700

ELIÇABE

3700

TOTAL

3370

826

Reformado

Craqueo Catalítico

costo de inversión se fijó en 600 MMUSD [6]. La capacidad de procesamiento estimada para dicha refinería rondaría los 12.000 m3/día de petróleo. En la Tabla 3 se muestra la capacidad de refinación de la República Argentina. Las refinerías de La Plata, Luján de Cuyo, Dock Sud, Campana, San Lorenzo, Eliçabe, Campo Durán y Plaza Huincul reúnen más del 95% del procesamiento de petróleo y el resto están agrupadas en “Otras” (4 refinerías). Éstas tienen la característica de ser pequeñas, con un ritmo de producción poco constante.

826 1400

500

480

13840 16860

6000

6000

11700

6800

4100

4100

250

7560

2000

7300

2200

1400

26950 400

20860

Tabla 3. Capacidad de Refinación en m3/día Operativo [5]

12

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Importación y Exportación En un mercado completamente desregulado, la decisión sobre importación y exportación queda librada a un análisis económico marginal de cada empresa. Este tipo de decisión se tradujo en un aumento de los saldos exportables de petróleo. En el año 1998 se alcanzó el máximo de producción en Argentina y también el máximo en exportación. A partir de ese momento, la producción local comienza a disminuir debido a la falta de reposición de reservas, el bajo precio del petróleo y la recesión económica en Argentina. Los excedentes exportables

MMm3

empiezan a declinar luego de la crisis económica del año 2001 por dos razones, la recuperación de la economía argentina y su consiguiente aumento en la demanda y la disminución de la producción de los yacimientos. La reglamentación de los derechos de exportación al crudo aplicados a partir del año 2003, orientada a garantizar el abastecimiento interno, influyó también en la disponibilidad de dichos excedentes. La evolución de producción de petróleo y los saldos exportables se aprecia en la Figura 7.

Consumo Interno (incl. Importaciones) y Exportaciones 1990 - 2007

55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Consumo Interno (Producción local + Importaciones)

Exportaciones

Figura 7. Producción de Petróleo [2]

La importación de petróleo en Argentina siempre existió para cubrir Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

los faltantes de producción local. Esto se logró a través de convenios con otros 13

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países, como Bolivia. En la Figura 8 se muestra una comparación entre las importaciones y exportaciones de petróleo. Las importaciones fueron constantes hasta la crisis del año 2001. A partir de esa fecha y debido al desacople del precio local del petróleo respecto del precio internacional, éstas disminuyeron a un mínimo. Con respecto al comercio internacional de gas oil, se presentan en la Figura 9 los volúmenes comercializados de exportación e importación. Se observa una paridad en la importación y exportación hasta el año 2000. Esto se debe a que, en un mercado completamente liberalizado, las empresas exportan e importan con el objeto de

maximizar ganancias. Debido a la crisis del 2001, donde se produjo una retracción en el nivel de actividad de la producción, las importaciones de gas oil bajaron y se produjo un excedente exportable, claramente observable en el gráfico. A partir del año 2005, con la recuperación de la actividad en Argentina, y debido a la saturación de la capacidad de refinación local, se importan cada vez más cantidades de gas oil. Es de suma importancia estudiar las evoluciones de este derivado del petróleo porque, de acuerdo con la estructura económico-energética Argentina, el gas oil es el producto limitante en el mercado local.

Modelo MESSAGE El modelo MESSAGE (“Model for Energy Supply System Alternatives and their General Enviromental impacts”) es utilizado para el análisis y la optimización del sistema energético considerando diferentes alternativas. Se representan los distintos procesos de conversión y utilización de energía y sus impactos ambientales, para una demanda de energía final o útil dada. En una primera aproximación, puede ser catalogado como un modelo de flujos físicos. Dada una demanda para una forma energética, asegura el abastecimiento de la misma utilizando las tecnologías y recursos considerados. Por default, el criterio empleado

14

para la optimización es la minimización del costo total del sistema. Esto incluye: el costo de inversión, costo de operación y mantenimiento y cualquier costo de penalización adicional definido por límites, rangos o restricciones. El programa fue originalmente desarrollado por IIASA (International Institute for Applied Systems Analysis) con sede en Austria. El Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) adquirió la última versión del modelo y realizó modificaciones y actualizaciones. Actualmente se está usando la versión MESSAGE VI, con la cual se desarrolló el presente análisis.

Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

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MMm3

Exportaciones e Importaciones de Petróleo. Años 1994 - 2007

20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 1994

1995

1996

1997

1998

1999

Exportaciones

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Importaciones

Figura 8. Evolución de las Importaciones y Exportaciones de Petróleo[2]

MMm 3

Exportaciones e Importaciones de Gas Oil. Años 1994 - 2007

2.0 1.8 1.6 1.4 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 1994

1995

1996

1997

1998

1999

Exportaciones

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Importaciones

Figura 9. Exportación e Importación de Gas Oil[2]

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15

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Modelado del Sistema Petrolero y de Refinación de la República Argentina Se realizó el modelado del sistema previamente descripto, el cual se muestra esquemáticamente en la Figura 10. Éste consiste en la caracterización de los recursos petrolíferos del país, el análisis de la capacidad instalada de refinación y la expansión del parque actual en base a proyecciones de demanda. El interés básico es el de evaluar el contraste entre la posible importación de petróleo para su

procesamiento en las refinerías de la República Argentina y la importación directa de derivados. El resultado entonces se establecerá, buscando minimizar el costo total del sistema, un balance entre las necesidades de importación de petróleo para producir localmente productos refinados y la importación de productos refinados.

Nivel Recursos - Cuencas Productoras y Reservas de Petróleo El modelado de los recursos energéticos se realizó teniendo en consideración las cuencas productivas de Argentina y el tamaño de los yacimientos que las conforman. Para un estudio que responda más a la realidad, se puso énfasis en el modelado de los ocho áreas concesionadas con mayor nivel de reservas en Argentina [2]. Esto permitió, de acuerdo con un análisis detallado de la producción histórica de los mismos, un mayor nivel de detalle en su prospectiva productiva. Por considerarse áreas maduras con una geología conocida, con fuertes inversiones y con algunas que ya extendieron el plazo de los contratos de concesión se evaluaron todas sus reservas

(P1, P2, P3 y Recursos) con un mismo criterio. El resto de las concesiones fueron agrupadas según las cuencas productoras a las que pertenecían: Noroeste, Cuyana, del Comahue, del Golfo de San Jorge y Austral. En este caso, para el modelado de los recursos, se separaron las reservas de acuerdo a reservas comprobadas (P1) y el resto de reservas (P2 + P3 + R), denominándolas exploratorias. Todo lo anterior se resume en la Tabla 4 donde se presentan las reservas comprobadas agrupadas en las cuencas, que se modelaron en forma individual.

Nivel Primario - Producción y Declinación de las Cuencas El modelado de las reservas comprobadas se realizó considerando el volumen inicial de reservas y una declinación dada por el valor promedio histórico de la cuenca considerada. El único 16

yacimiento que no se modeló de esta forma fue Cerro Dragón porque, de acuerdo al análisis histórico de su producción, ésta viene aumentando y se estima que seguirá así. La producInés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

Figura 10. Cadena Energética Modelada

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17

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ción histórica de Argentina y la proyectada para este trabajo se muestra en la Figura 11. Respecto de la producción de los yacimientos exploratorios, se consideró no sólo el porcentaje de volumen remanente de los recursos, sino también el tiempo de desarrollo de un yacimiento, éste se estableció en 6 años

YACIMIENTO – CUENCA

desde el inicio del desarrollo del yacimiento hasta la fecha de su máxima producción para luego declinar de acuerdo con la tendencia histórica de la cuenca. En el nivel primario también se tuvo en cuenta, la importación de petróleo liviano y petróleo pesado sin especificar su procedencia.

Reservas utilizadas para el modelado

Reservas de Petróleo (MMm3)

Cerro Dragón

P1 + P2 + P3 + R

181,71

El Trapial

P1 + P2 + P3 + R

61,75

El Tordillo

P1 + P2 + P3 + R

27,05

El Huemul

P1 + P2 + P3 + R

16,40

Chihuido

P1 + P2 + P3 + R

20,15

Cuenca Marina Austral

P1 + P2 + P3 + R

20,11

Puesto Hernández

P1 + P2 + P3 + R

15,61

Diadema

P1 + P2 + P3 + R

14,51

PAT -GSJ

P1

84,76

COM

P1

69,85

PAT -AUS

P1

8,83

NOA

P1

7,63

CUY

P1

24,92

PAT -GSJ Exploratoria

P2 + P3 + R

55,71

COM Exploratoria

P2 + P3 + R

52,76

PAT -AUS Exploratoria

P2 + P3 + R

15,71

NOA Exploratoria

P2 + P3 + R

9,50

CUY Exploratoria

P2 + P3 + R

9,41

TOTAL

696,44

Tabla 4. Volumen de Reservas de Petróleo Usadas en el Modelado 18

Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

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60

PRODUCCIÓN HISTÓRICA DE PETRÓLEO

PRODUCCIÓN PROYECTADA

50

Mm

3

40

30

20

10

0 1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

Figura 11. Producción Histórica y Proyectada de Petróleo

Nivel Secundario - Refinación, Productos Para el modelado del parque de refinerías argentinas se utilizaron los valores dados en la Tabla 3. La producción de la refinería está de acuerdo con la capacidad de procesamiento de la torre de destilación atmosférica. Este valor está considerado como la cantidad de petróleo que puede procesar la refinería. Se representaron a las refinerías con más de un abastecimiento de crudo, tal cual como se presenta en la realidad, aunque no se explora la optimización de la producción de las refinerías de acuerdo con el tipo de crudo ingresado. Para los años en que existe un excedente en la capacidad instalada de refinación y teniendo en cuenta que es un modelo de mínimo costo, fue necesario plantear una utilización mínima de la capacidad de producción de las refinerías con el objetivo de que todas Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

las refinerías se mantengan productivas. En el estudio se especificó que las refinerías mantienen su producción a lo largo de todo el período de estudio. Si bien existen planes de diferentes compañías para aumentar la capacidad de producción en sus refinerías, no se consideraron debido a la falta de precisión en los anuncios. Para la modelación de las refinerías se trabajaron directamente las entradas y salidas de las mismas como una caja negra, de acuerdo a la información proporcionada por la Secretaría de Energía [2]. Los productos derivados de las refinerías que son de interés para este estudio, se obtienen en el nivel secundario. Estos son: gas oil, fuel oil, nafta, jet kero, gas de refinería, coque y gas licuado de petróleo (GLP). 19

Boletín Energético No 21

Almacenamiento y Exportación El modelo realizado incluye un nivel energético ficticio llamado “almacenamiento” donde se reúnen todas las producciones de las distintas refinerías. Este nivel permite una comparación entre los precios de productos nacionales, la importación y exportación de los mismos, de manera de poder optimizar las cantidades a importar, exportar y a producir en las refinerías del país. Se incluyeron las importaciones de gas

oil, fuel oil, naftas, GLP y jet kero solamente para satisfacer la demanda de dichos productos en caso de presentarse faltantes. El modelo, en caso de que la oferta de petróleo y derivados supere a la demanda, permite la exportación de dichos productos. Esta exportación se realiza a un precio menor debido a los descuentos en el flete que tienen esos productos.

Precios del Petróleo y los Derivados El sistema de producción y refinación de petróleo dista de ser un mercado de competencia perfecta donde se verifican los niveles óptimos en precios y cantidad; y los valores de mercado son iguales a los costos de producción. Este mercado está distorsionado por una serie de factores que exceden a los meros factores económicos de producción. Un análisis del tipo económico que trate de optimizar la extracción de petróleo y la producción de derivados a futuro sería extremadamente simple y limitado y conduciría a resultados incongruentes con la realidad Argentina. El marco referencial de precios interna-

cionales que se utilizaron para la importación de petróleo y derivados se obtuvo del Annual Energy Outlook del Departamento de Energía de los Estados Unidos (US-DOE) [7]. El USDOE elabora estimaciones a largo plazo de los precios del petróleo y de sus derivados. Los precios locales fueron ajustados a los valores de referencia teniendo en cuenta el descuento que se realizaría a la exportación de un producto sobre la base del flete y el seguro. Para los precios de importación de petróleo y derivados se adicionaron los mismos costos. De esta manera, el petróleo nacional se presenta como más económico que el petróleo importado.

Demandas La demanda de productos refinados está dada por el análisis de requerimientos de los diferentes sectores económicos. Así, de acuerdo a los requerimientos del sector eléctrico modelados con MESSAGE, se obtuvie20

ron las demandas de gas oil y fuel oil. El sector transporte de carga y de pasajeros, también analizado con MESSAGE, proveyó las demandas de nafta, gas oil y fuel oil. A su vez, para la determinación de la demanda de gas oil se Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

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tuvieron en cuenta los requerimientos del sector agrícola y de industrias. Las demandas del resto de los derivados (GLP, gas de refinería y coque) fueron proporcionadas por la Secretaría de Energía [2]. Dentro de las demandas del sector

transporte se consideraron la incorporación de biocombustibles a partir del año 2010. Se plantea una introducción del 5% de biodiesel y bioetanol, este porcentaje se mantiene constante durante el resto del modelado.

Análisis de Resultados Los resultados obtenidos luego de la optimización del modelado del sistema de refinerías para el período en estudio, teniendo presente todas las cuencas productoras y el requerimiento de petróleo importado para satisfacer la demanda de crudo y productos derivados, se presentan en las figuras a continuación. En la Figura 12, se observa la declina-

ción de la producción de petróleo nacional y la evolución y crecimiento del petróleo importado. En el año 2014 se observa un salto en la importación de petróleo que se corresponde con la incorporación de la refinería candidata. Luego la importación sigue aumentando a lo largo del estudio conforme a la declinación de las cuencas nacionales. Para el año 2025 se estima que se

Declinación de las cuencas y petróleo importado

MMm3 45 40 35 30 25 20 15 10 5

Golfo San Jorge

Comahue

Austral

Cuyo

NOA

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2005

2006

2004

-

Importado

Figura 12. Declinación de las Cuencas y Petróleo Importado

Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

21

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importarán poco más de 20 MMm3 de petróleo, totalizando más de dos tercios del total consumido a nivel nacional. En la Figura 13, se presentan los resultados obtenidos luego de la optimización, con la cantidad de crudo procesado por las refinerías existentes y la refinería candidata que ingresa en el año 2014. Se observa una declinación

en la producción de derivados. Esto se debe a que resulta más caro, en todo el conjunto, producir derivados de petróleo en las refinerías nacionales con petróleo importado que directamente importar los derivados. Así, mientas mayores fueran las cantidades de petróleo importado, menos producirían las refinerías nacionales.

Crudo procesado por las diferentes refinerías

MMm3 40 35 30 25 20 15 10 5

La Plata Eliçabe

Luján de Cuyo Campo Durán

Dock Sud Plaza Huincul

Campana Otras

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2009

2010

2008

2007

2006

2004

2005

0

San Lorenzo Candidata

Figura 13. Crudo Procesado por las Refinerías

La demanda de gas oil no satisfecha con la producción de las refinerías se cubre con la importación de gas oil a partir del año 2007, según se presenta en la Figura 14. En este gráfico, se observa cómo declina la producción local de gas oil y se reemplaza la producción con la importación de derivados. Para el año 2025 el análisis presente estima que el gas oil importado llegará a casi 15 MMm3 de un total demandado para ese año de 22 MMm3. En el caso de la producción de naftas, 22

se presenta un comportamiento similar, que se observa en la Figura 5. En este caso, se producen excedentes de producción hasta el año 2016. A partir de ahí, la producción local es insuficiente, comenzando las importaciones de naftas. También se establece el balance entre la producción local de productos refinados realizada con crudos importados y la importación directa de dichos productos. Para el año 2025, el estudio estima que la importación de naftas alcanzará el 47% del total demandado por el país. Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

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Mm3 25,000

Consumo Proyectado de Gas Oil DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS OIL

20,000 15,000 10,000 5,000

2023

2024

2025

2024

2025

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

Importaciones

2023

Gas Oil Producción Local

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

-

Exportaciones

Figura 14. Consumo Proyectado de Gas Oil

Consumo Proyectado de Naftas

Mm3 8,000

DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE NAFTAS

7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000

Naftas Producción Local Consumo Interno

Exportaciones

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

-

Importaciones

Figura 15. Consumo Proyectado de Naftas

En base al presente estudio, se observa la urgente necesidad de reactivar la exploración de hidrocarburos en Argentina. Si la producción nacional continua declinando, las erogaciones al exterior de dinero para cubrir el faltante de producción serán cada vez mayores. Esto también provocaría un Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

aumento excesivo en el precio de los combustibles, sujetos a los vaivenes internacionales. Muchos avances se hicieron para dar alicientes a las exportaciones, como las licitaciones para exploración de hidrocarburos que lanzaron algunas provincias y el Estado Nacional. 23

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También los planes para incrementar la producción local de crudo y derivados, los posibles planes para la instalación de una refinería en Comodoro Rivadavia y

otras señales marcan un camino hacia mantener el abastecimiento local de crudos.

Conclusiones En base al análisis de los resultados obtenidos con el modelo de optimización MESSAGE, se observa que a partir del bienio 2010-2011 se empezarán a revertir los flujos históricos de producción de hidrocarburos, comenzando a requerirse una creciente demanda de petróleo importado causada por la declinación natural de las cuencas nacionales. En cuanto a los consumos proyectados de productos refinados, principalmente para el gas oil, se observa que para dicho bienio, habrá una franca tendencia decreciente de la producción de gas oil, siendo necesario cada vez un mayor volumen, hasta llegar a un 68% del requerimiento total para 2025. Por todo ello, si la producción nacional continúa con la tendencia decreciente manifestada, las erogaciones al exterior de dinero para cubrir el faltante de producción traerán aparejado un aumento en el precio de los combustibles locales y de la energía que se obtenga a partir de los mismos. Las medidas implementadas hasta el momento para incentivar la producción de yacimientos ya existentes son los programas Gas Plus y Petróleo Plus. Otra alternativa para disminuir la importación de gas oil de las refinerías sería trabajar fuertemente en el balance de la relación nafta/gas oil, para reservarse este último a los usos 24

que no tienen sustitutos. Adicionalmente se requerirá de un análisis de los consumos sectoriales en búsqueda de estrategias de sustitución del consumo de combustibles fósiles, como ser en el parque eléctrico mediante la instalación de centrales nucleares e hidráulicas, o en el sector transporte por la incorporación de biocombustibles (en magnitudes que no comprometan la disponibilidad de granos, precios y superficies cultivables para alimentación). En este sentido, ha sido recientemente sancionada la ley nacional de biocombustibles que contempla el reemplazo de un 5% de combustibles fósiles por biocombustibles para el sector transporte a partir del año 2010. Otras alternativas a considerar para disminuir la demanda de productos refinados del sector transporte podrían ser: una normativa más estricta en cuanto a niveles de rendimiento mínimo de los vehículos y técnicas de manejo eficiente para el transporte público; así como iniciar el reemplazo paulatino de tecnologías altamente consumidoras como el transporte de cargas carretero, por ferrocarriles y barcazas. Otras medidas necesarias y conducentes a todos estos cambios, implican la revisión del marco normativo actual, mediante la unificación de los regímenes petroleros provinciales y nacionaInés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

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les, así como la promoción de actividades de exploración con participación del estado nacional a través de su empresa de energía (ENAR S.A.) Cualesquiera que sean las disposiciones adoptadas, es imperioso que todos los actores involucrados asuman que es ineludible la inversión tanto sea para exploración, como investigación y desarrollo en el aumento de eficiencia del sistema, o caso contrario hacer

frente al incremento de costos de la energía debidos al impacto de mayores importaciones de energéticos. Como sea, es necesaria la intervención y compromiso activo de dichos actores, para generar consensos acerca de las formas más eficientes de utilizar los recursos disponibles, para adaptarse a las realidades cambiantes que nos deparará el futuro de manera sustentable.

[1] Lic. Daniel Kokogian. La situación de las reservas de petróleo y gas de la Argentina. Buenos Aires. Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, IAPG. 2004 [2] Secretaria de Energía. http://energia3.mecon.gov.ar/home/ (3 de julio de 2008). [3] Secretaría de Energía, Boletín Mensual de Combustibles, mayo 2004. [4] Society of Petroleum Engineers. Petroleum Resources Management System 2007. [5] Refinerías argentinas. Año 2003. Buenos Aires. Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, IAPG. 2003 [6] Entrevista con Eduardo Barreiro, consultor de Petróleo y Gas (julio de 2008). [7] Department of Energy. Estados Unidos. www.doe.gov/ (6 de julio de 2008).

Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur. Comisión Nacional de Energía Atómica. División de Prospectiva y Planificación Estratégica. Inés Torino Aráoz, Gustavo Barbarán y Diego Maur

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