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TESIS PARA LA MAESTRÍA EN ECONOMÍA Y POLÍTICA ENERGÉTICO-AMBIENTAL UNCOMA-IDEE “MEPEA”-ABRIL/2004

“LA LLEGADA DEL GAS NATURAL, EL CAMBIO DE LA MATRIZ ENERGÉTICA DEL URUGUAY. LA NECESIDAD DE REFORMULAR EL ROL DEL ESTADO. LA NECESIDAD DE UNA POLÍTICA ENERGÉTICA DE ESTADO Y DE INTEGRACIÓN.”

Ing. Gustavo D. González Lozano. Universidad Nacional del Comahue-Instituto de Economía Energética

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TESIS PARA LA MAESTRÍA EN ECONOMÍA Y POLÍTICA ENERGÉTICO-AMBIENTAL. UNCOMA-IDEE. “MEPEA”-ABRIL/2004.

“LA LLEGADA DEL GAS NATURAL, EL CAMBIO DE LA MATRIZ ENERGÉTICA DEL URUGUAY. LA NECESIDAD DE REFORMULAR EL ROL DEL ESTADO. LA NECESIDAD DE UNA POLÍTICA ENERGÉTICA DE ESTADO Y DE INTEGRACIÓN.”

AUTOR: Ing. Gustavo Daniel González Lozano. [email protected]; [email protected] Tel: 00598-2-2033428; 00598-99-291929. TUTOR: Master Ing. Roberto Rico Márquez. [email protected]; [email protected] Tel: 00598-2-2088557; 00598-99-686028. JURADO: Lic. Héctor Pistonesi; Lic. Roberto Kozulj; Ing. Nicolás Di Sbroivacca; Ing. Víctor Bravo.

UNCOMA-Facultad de Economía y Ciencias Sociales. Departamento de Posgrados: [email protected] Tel/Fax: 0054-299-4490312 al 16 IDEE [email protected]; [email protected] Tel/Fax: 0054-294-4462500.

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Índice Resumen...................................………………………………………………………………………18 Guía de Tesis…………………………………………………………………………………………..19 I. Planteamiento del problema, el marco teórico conceptual y la propuesta metodológica de la investigación; los objetivos de la tesis…………………………………...20 A. Problema objeto y el marco conceptual. …………………………………………………...20 1. Introducción………………………………………………………………………………20 2. Relaciones entre el consumo de energía y la actividad económica……………….21 3. Mediciones de la energía……………………………………………………………….21 4. La necesidad de una política energética de estado e integración…………………23 B. Los Objetivos de la Investigación. …………………………………………………………..24 1. Objetivo general…………………………………………………………………………..24 2. Objetivos específicos. …………………………………………………………………...24 3. Objetivos conexos………………………………………………………………………...24 C. La propuesta metodológica de la investigación. ………………………………………….25 II. Evolución reciente de la economía-energética de la región y el mundo; la caracterización relevante……………………………………………………………………………29 A. El consumo de energía total, el contexto mundial…………………………………………29 1. Evolución histórica………………………………………………………………………..29 2. Posición de la región en el mundo………………………………………………………30 3. Consumo en los países de la región……………………………………………………31 4. Consumo de energía y grado de desarrollo económico……………………………...32 B. Consumo de energía regional por fuente; sustitución y precios……………………..….44 1. Consideraciones Generales…………………………………………………………..…44 2. Electricidad………………………………………………………………………………...47 3. Petróleo…………………………………………………………………………………....52 4. Gas natural……………………………………………………………………………......56 5. La sustitución entre las diversas formas de energía…………………………............57 6. Los precios finales e impuestos en la energía…………………………………..........61 C. Consumo de energía regional por sectores, la sustitución…………………..…………..71 1. Consideraciones generales……………………………………………………….……..71 2. El Consumo por sectores………………………………………………………….........72 3. La “Sustitución” entre fuentes y por sectores………………………………………….75 D. Recursos e infraestructura energética, el contexto mundial……………………..............78 1. Consideraciones generales………………………………………………………..........78 2. Reservas y Recursos Energéticos………………………………………………..........81 3. El Recurso Hídrico y “La cuenca del Plata”……………………………………...........89 4. Infraestructura de interconexiones eléctricas………………………………………….93 5. Infraestructura de GN y petróleo actual y proyectada………………………............95 E. Los rendimientos en el uso de la Energía…………………………………………...........99 1. Consideraciones generales………………………………………………………..........99 2. Rendimientos entre el consumo bruto y el consumo final (neto- consumo del sector)……………………………………………………………………………………..101 3. Rendimientos entre el consumo útil y el consumo final……………………………..103

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III. Dimensionar la magnitud del problema: la prospectiva energética regional; propuesta metodológica y ensayos de modelos para la prospección…………………...105 A. Propuesta metodológica para la prospectiva energética…………………………….....105 1. La metodología de prospección………………………………………………………..105 2. Descripción Matemática de la Metodología de Proyección de la Demanda……..111 B. Ensayo de modelos de simulación de demanda energética……………………………113 1. Introducción: “El estado del arte”……………………………………………………113 2. Modelos de tendencia temporal (“ad hoc”)…………………………………………...113 3. Modelos econométricos o “causales”…………………………………………………115 4. Resumen final de modelos tendenciáles y causales apropiados..…………………134 5. Estudios adicionales para Uruguay……………………………………………………163 6. Electricidad, proyección de potencia pico (MW)……………………………………..174 C. Prospectiva energética; simulación de escenarios y resultados………………………..190 1. Escenarios socio-económicos y energéticos relevantes……………………………190 2. Prospectiva energética; aplicación de la metodología general y resumen de resultados fundamentales de las simulaciones…………………………………………..193 3. Prospectiva energética; informe ampliado de simulaciones………………………..218 IV. Diagnóstico energético del Uruguay: el análisis de las dimensiones de política energética, institucional normativa, y físico técnica; la problemática energética……….246 A. La política energética (PE) de la última década, su caracterización…………………..246 1. Formulación por objetivos…………………………………………………………….246 2. Comentarios generales de la estrategia adoptada…………………………………247 3. Resumen y Conclusiones: La problemática de la política energética adoptada.. 247 B. Diagnóstico energético; la dimensión físico-técnica y económica……………………..250 1. Los Indicadores globales de la “Economía-Energía-Sociedad”……………...........250 2. Balance energético simplificado; evolución del sistema en el pasado reciente y caracterización del año base………………………………………………….……….255 3. Introducción al balance integral de energía: Los usos en el consumo y en la producción de energía; la eficiencia energética, el vector GN, y el mercado potencial de sustitución…………………………………………………………………275 4. Los impactos ambientales del sector energía………………………………….........311 5. Precios y costos de la energía en ROU…………………………………………........314 6. Los recursos y la infraestructura……………………………………………………….329 C. Diagnóstico energético; la dimensión institucional normativa………………….............358 1. Marco Legal-Institucional general; el contexto mundial y el local……………….....358 2. Los sub. Sectores eléctricos, de GN y de derivados………………………..……....371 D. Diagnóstico de la problemática energética en el Uruguay………………………...........374

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V. Actualización de la política energética del Uruguay: la dimensión de la magnitud del problema en función del vector GN; la propuesta de una “guía para formular, ejecutar y mantener una política energética de estado e integración”………………………...…377 A. El impacto esperado de la llegada del GN al Uruguay: la prospectiva asociada a escenarios de profundidad de penetración global del GN; la simulación y los resultados fundamentales orientados hacia las acciones que permitan delinear estrategias de política energética………………………………………………………….………………………………. 377 1. Proyecciones de la Demanda………………………………………………………...……377 2. Proyecciones de las necesidades de oferta de abastecimiento…………………….....393 3. Los aspectos económicos: contribuir a la identificación de las variables relevante que influyen en la definición de estrategias e instrumentos de PE, asociados a la eficiencia global en función de la penetración del GN al nivel de uso final energético………….…403 B. Propuesta de una “guía para formular una política energética de estado, orgánica y sistémica”, los instrumentos de P.E iniciales y herramientas para estimar la dimensión del problema en función del vector GN……………………………………………………………….415 1. “Guía para la formulación de una Política Energética de Estado e Integración”……..415 2. Instrumentos estratégicos de política energética para la implementación inicial de la guía, y herramientas para la toma de desiciónes ………………….………………………423 C. Las líneas de continuación en estudios o investigaciones……………..…………………..437

VI. Bibliografía……………………………………………………………………………………………438

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Índice de cuadros ( C ) y recuadros ( RC ) Parte II 6 1 C1: Consumo bruto de energía total, en 10 tep, de la región (MERCOSUR ) año 1999……. 29 C2: Consumo final total como porcentaje del consumo bruto total energético de la región, año 1999..…17 C3: Consumos bruto total y por habitante de la energía regional, Europa y USA; en 106 tep y kep/hab. ……………………………………………………………………....…………………………30 C4: Tasa de variación del consumo de energía bruta por habitante de la región, USA y Europa; en porcentaje (%) anual acumulativo. Período 1980-1999…………………………………………31 C5: Consumo bruto de energía comercial y total, en 106 tep, por países de la región…………31 C6A: Tasa de variación del consumo de energía bruta total por habitante de los países de la región; en porcentaje (%) anual acumulativo. Período 1980-1999……………………….……….32 C6B: Tasa de variación del consumo de energía final total por habitante de los países de la región; en porcentaje (%) anual acumulativo. Período 1980-2000……………………………….32. C7A: Promedio de la intensidad energética bruta del PBI (KEP/kUSD_1980) para los países de la región…………………………………………………………………………………………………..37 C7B: Promedio de la intensidad energética final del PBI (KEP/kUSD_1980) para los países de la región…………………………………………………………………………………………………..37 C8: Consumo bruto del MERCOSUR (106 tep.) por forma de energía; 1980-1990-1999……44 C9: Composición del consumo bruto de energía por fuente primaria en los países de la región…………………………………………………………………………………………….……….45 C10: Composición del consumo bruto de energía por países de la región según fuentes primarias…………………………………………………………………………………………………45. C11: Evolución de las importaciones de combustibles (ktep.) en los países de la región ……..46 C12: Evolución del comercio exterior de combustibles (ktep.) en los países de la región y Bolivia…………………………………………………………………………………………………….46 C13: Evolución de la tasa (anual acumulativa) de aumento del consumo de electricidad en los países de la región……………………………………………………………………………………...47 C14: Consumo de electricidad (GWh, kWh/hab, kWh residencial/hab) y capacidad instalada (MW) en los países de la región, año 1999………………………………………………………….47 C15A: Consumo de electricidad (TWh) en USA, Europa y la región, año 1999…………………48 C15B: Consumo unitario de electricidad (kWh/hab.) en USA, Europa y la región, año 1999….48 C16: Intensidad eléctrica del PBI (kWh/USD_1980) en los páises de la región, 1980-1999…..51 C17: Evolución del consumo (ktep) de derivados del petróleo en el total de la región ,1980-1999……..………………………………………………………………………………………..52 C18: Participación de productos livianos refinados, en el consumo total de derivados del petróleo en USA, Europa y en el total de la región, 1980-1999……………………………………53 C19: Consumo de derivados de petróleo (ktep y kep/hab) en los países de la región, año 1999………………………………………………………………………………………………………53 3 C20: Evolución de la producción de petróleo crudo (m ) en los países de la región, 1980-1999……………………………………………………………………………………………….55 C21: Evolución de la capacidad (BBL/día) de refinación de petróleo crudo en los países de la región, 1980-1999……………………………………………………………………………………….55 9 3 C22: Evolución de las reservas probadas de gas natural (10 m ) en el MERCOSUR más Bolivia…………………………………………………………………………………………………….56 C23A: Evolución del consumo (109 m3) de gas natural en los países de la región más Bolivia y Chile………………………………………………………………………………………………………56 C23B: Evolución de la relación reservas/producción (años), para la región más Bolivia y Chile………………………………………………………………………………………………………56 C24: Participación (%) de fuentes finales en el consumo total final de energía, por países de la región, 1980-1999……………………………………………………………………………………….57 C25A al C25E: Mercado disputado (%), velocidad de penetración e índices (%) de entrada/salida al mercado, para la energía final total; en la región, Brasil, Argentina, Uruguay y Paraguay respectivamente…………………………………………………………………………58/59 C26: Evolución de la participación (%) de los países de la región en el consumo por fuente secundaria (total en ktep), 1980-1999………………………………………………………………..60 1

MERCOSUR = Argentina + Brasil + Paraguay + Uruguay, cuando corresponda se adicionará explícitamente Bolivia y/o Chile y/o Perú

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C27: Evolución de los precios finales de las fuentes secundarias para los países de la región. 3 Precios en USD/kwh, USD/km o USD/BBL para electricidad, GN o líquidos. 1990-1999….…62 C28A al C28E: Evolución de los precios finales relativos (%) a la electricidad residencial de las fuentes secundarias en los países de la región (Argentina, Brasil, Uruguay, Paraguay y en el total de la región), 1980-1999………………………………………………………………………….63 C29: Evolución de los precios (USD/tep) de la electricidad residencial para los países de la región, 1990-1999……………………………………………………………………………………….64 C30: Precios (USD/tep) de la electricidad residencial para los países de la región año 2000…64 C31: Precios finales relativos a la electricidad residencial para los países de la región. Base común en USD/tep, año 2000…………………………………………………………………………64 C32: Precios finales relativos a la electricidad residencial para los países de la OECD. Base común en US/tep, año 2000…………………………………………………………………………...65 C33: Número de MWh adquiribles por el precio de un tep de GN, gas oil y fuel oil en los países de la OECD, año 2000………………………………………………………………………………….66 C34A y C34B: Número de MWh adquiribles por el precio de un tep de GN, gas oil y fuel oil en los países de la región, año 2000. Fuentes OLADE y MERCOSUR respectivamente………...67 C35: Comparación mundial de precios finales de nafta y el precio relativo del gasoil…………68 C36: Distorsión en el precio final del gasoil: relación gasoil/nafta de los países de la región. Año 2000……………………………………………………………………………………………………..69 C37: Relación de impuestos y precios finales del gasoil, relación gasoil/nafta de los países desarrollados y de la región, año 2000………………………………………………………………69 C38: Impuestos (en %) por sector de consumo de electricidad, año 2001. Algunas empresas de los países de la región………………………………………………………………………………….70 C39: Participación (%), en el consumo final total de energía (ktep) de los sectores residencial, comercial, industrial y transporte en lo países de la región, año 1999……………………………72 C40: Tasa de variación (% anual) de la participación en el consumo final total de energía de los diferentes sectores de consumo en los países de la región……………………………………….72 C41: Consumo final total unitario (kep/hab) de energía por sectores en los países de la región, año 1999…………………………………………………………………………………………………73 C42 A y C42B: Participación (%) de las fuentes secundarias en el consumo sectorial (residencial, comercial, transporte e industria) de energía final en los países de la región, año 1999………………………………………………………………………………………………………74 C43A al 43D: Mercado disputado (%), velocidad de penetración e índices (%) de entrada/salida al mercado para la energía final por sector de consumo (residencial, industrial, comercial y transporte) en los países de la región, Brasil, Argentina, Uruguay y Paraguay respectivamente……………………………………………………………………………………..75/76 C44 y C45: Consumo final unitario por fuente secundaria (kep/hab) de energía por sectores en los países de la región, años 1980 y 1999 respectivamente………………………………………77 C46: Reservas energéticas (106 tep y tep/hab) totales y por fuente primaria en los países de la región más Bolivia y Perú, año 2000. ………………………………………………………………..78 C47: Cálculo de los años de duración del consumo último de petróleo, GN e hidroelectricidad, para los países de la región más Bolivia, Perú y Chile, año 2000…………………………………79 C48: Recursos potenciales de fuentes primarias a efecto del abastecimiento del servicio de electricidad, cálculo de reservas en TWh,en los países de la región más Bolivia y Perú………80 C49: Reservas mundiales (%) y consumo (%) de petróleo, la relación “R/P” para diferentes zonas geopolíticas del mundo, año 2000…………………………………………………………….81 C50: Reservas, producción y relación “R/P” del petróleo, para los países de la región más Bolivia, Perú y Chile, año 2000. ………………………………………………………………………81 C51: Capacidad de refinación (%) y de consumo (%) del petróleo en las diferentes zonas geopolíticas del mundo, año 2000…………………………………………………………………….82 C52: Capacidad de refinación (kBBL/día) y consumo de derivados (kbep/día), para los países de la región más Bolivia, Perú y Chile, año 2000……………………………………………………82 C53: Reservas (%), producción (%), consumo (%) y la relación “R/P” del GN en las diferentes zonas geopolíticas del mundo, año 2000…………………………………………………………….82 9 3 9 3 C54: Reservas (10 .m ) probadas, producción ((10 .m ) y la relación “R/P” (años) del GN en los países de la región más Bolivia (incluye reservas posibles y probables) y Perú, año 2003………………………………………………………………………………………………………83 C55: Reservas (%), producción (%), y la relación “R/P” del carbón mineral en las diferentes zonas geopolíticas del mundo, año 2000…………………………………………………………….86

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C56: Reservas (10 .Toneladas) probadas, producción ((10 .Toneladas) y la relación “R/P” (años) del carbón mineral en los países de la región, año 2000…………………………………..86 C57: Reservas (Ton. uranio) probadas y potencia instalada (MW) en centrales nucleares de los países de la región……………………………………………………………………………………...87 C58: La energía hídrica y su participación en la generación bruta total eléctrica (GWh), situación de los países de la región, año 2000………………………………………………………89 C59: Lista de nuevos aprovechamientos hídricos binacionales en el MERCOSUR, año 1999………………………………………………………………………………………………………92 C60: Lista de interconexiones eléctricas proyectadas o terminadas recientemente, año 1999………………………………………………………………………………………………………94 C61: Lista de gasoductos de interconexión proyectados o terminados recientemente, año 1999……………………………………………………………………………………………………....97 C62: Detalle de la planificación de uso de GN en Brasil para centrales térmicas……………….98 C63: Rendimiento energético de la cadena agregada total (energía final / energía bruta) en los países de la región, año 1999………………………………………………………………………..101 C64: Rendimientos energéticos de las cadenas desagregadas de fuentes primarias o secundarias en los países de la región, año 1999…………………………………………………102 C65: Rendimientos energía útil respecto a la final, por sector de consumo en Brasil…………103 C66: Rendimientos energía útil respecto a la final, por tipo de uso en Brasil…………………..103 C67: Rendimientos energía útil respecto a la final, por fuente final, en Brasil………………….103 C68 y C69: Rendimientos medios del sector residencial y transporte en América Latina por fuente, IDEE 2001……………..………………………………………………………………….......104 Parte III C70: Proyecciones del PBI para el año 2020 en los países de la región……………………….108 C71: Proyecciones del consumo de energía final total (en 106 tep) de Uruguay, Brasil, Argentina, Paraguay y la región agregada, para un escenario medio del PBI en el año 2020..........................................................................................................................................194 C72: Proyecciones de la producción de electricidad (en TWh) en Uruguay, Brasil, Argentina Paraguay y la región agregada, para un escenario medio del PBI en el año 2020……………197 C73: Proyecciones del consumo final de GN (en 106 m3) en Uruguay, Brasil, Argentina, Paraguay y la región agregada, para un escenario medio del PBI en el año 2020……………201 6 C74: Proyecciones del consumo final de derivados (en 10 bbl) del petróleo en Uruguay, Brasil, Argentina, Paraguay y la región agregada, para un escenario medio del PBI en el año 2020…………………………………………………………………………………………………….202 C75: Proyección del consumo bruto de energías primarias comercial para Uruguay, Brasil, Argentina, Paraguay y la región agregada; en unidades base de cada fuente………………...203 6 C76: Proyección del consumo bruto de derivados (en 10 bbl) del petrólro, de la importación de derivados y del crudo a refinar localmente para Uruguay, Brasil, Argentina y Paraguay……..204 C77: Proyección del consumo bruto, producción e importación de GN (en 106 m3), para Uruguay, Brasil, Argentina y Paraguay……………………………………………………………...204 C78 y C79: Los escenarios del crecimiento del PBI; proyección para Brasil del consumo bruto comercial por fuentes, en unidades base, y de la matriz bruta total de energía para el año 2020, con participaciones porcentuales………………………………………………………………...205/06 C80 y C81: Los escenarios del crecimiento del PBI; proyección para Argentina del consumo bruto comercial por fuentes, en unidades base, y de la matriz bruta total de energía para el año 2020, con participaciones porcentuales…………………………………………………………207/08 C82 y C83: Los escenarios del crecimiento del PBI; proyección para Uruguay del consumo bruto comercial por fuentes, en unidades base, y de la matriz bruta total de energía para el año 2020, con participaciones porcentuales…………………………………………………………209/10 C84: Tiempo de utilización (horas) estimado de equipamientos de generación para el servicio público de electricidad de Uruguay, Argentina, Brasil y Paraguay en el año 2020…………….213 C85: Generación de energía esperada (TWh) y necesidad de potencia (MW) adicional, respecto a 1999, a instalar para el año 2020 para Uruguay, Argentina, Brasil y Paraguay. …214 C86: Barriles diarios equivalentes de petróleo para consumo interno, adicionales respecto a 1999, a aumentar (por importación o ampliación de refinería) para el año 2020, en Uruguay, Argentina, Brasil y Paraguay…………………………………………………………………………214 C87: Capacidad de refinación (kbbl/día) necesaria al año 2020 a efecto de cubrir el consumo interno, equivalente, esperado para Uruguay, Argentina, Brasil y Paraguay…………………..215

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C88: Consumo interno de GN (MMm /día) esperado para el año 2020 en Uruguay, Brasil, Argentina y Paraguay…………………………………………………………………………………215 C89: Resumen de necesidades al año 2020 de potencia adicional (MW) y energía asociada (TWh), respecto de un escenario medio de generación; para Uruguay, Argentina, Brasil……229 C90: Resumen de las necesidades incrementales hasta el año 2020, de los barriles diarios equivalentes de petróleo (importado o refinado local) para abastecer el consumo bruto de derivados en Uruguay, Argentina y Brasil…………………………………………………………..239 C91: Escenarios de generación de electricidad, la participación de las fuentes primarias en Uruguay, Argentina y Brasil…………………………………………………………………………..240 RC-1: Descripción Matemática de la Metodología de Proyección de la Demanda. …………..111 RC-2: Resultados de los modelos de tendencia temporal para la energía comercial final total……………………………………………………………………………………………………...116 RC-3 al RC-7: Resultados de los modelos de tendencia temporal para la energía final total, suavizados hasta orden 5; correspondientes al total de la región y a los países individualmente…………………………………………………………………………………...121/123 RC-8: Resumen de los dos mejores modelos de tendencia temporal de la energía comercial final total, para cada país de la región………………………………………………………………126 RC-9: Resultados de los modelos de tendencia temporal para la energía eléctrica final total, así como la mejor de las suavizaciones…………………………………………………………………127 RC-10: Resumen de los tres mejores modelos de tendencia temporal de la energía eléctrica final total, para cada país de la región………………………………………………………………128 RC-11: El modelo potencial, el mejor modelo para proyecciones de tendencia temporal, de la energía eléctrica final total de los países de la región…………………………………………….129 RC-12: Modelos de tendencia temporal para la proyección del consumo final total de combustibles (kep/hab), de los países de la región……………………………………………….132 RC-13: Modelos de tendencia temporal para la proyección del consumo fina total de GN (106m3) de Argentina…………………………………………………………………………………133 e RC-14: Resultados de los ensayos de modelos econométricos Ef/h=k(PBI/h) de la energía comercial final total, para los países de la región, USA y Europa……………………………….135 RC-15: Resultados de los ensayos de modelos econométricos Ef/h=k(PBI/h)e de la energía eléctrica final total, para los países de la región, USA y Europa…………………………………136 bt a RC-16: Resultados de los ensayos de modelos econométricos Ef/h=k.e .(PBI/h) de la energía eléctrica final total, para los países de la región……………………………………………………138 RC-17: Resultados de los test de cointegración y modelo de componente de error para la energía final total de la región, Brasil y Argentina………………………………………………….140 RC-18: Resultados de las medidas remediables para la autocorrelación aparente del modelo de energía final total de Uruguay…………………………………………………………………..141/142 RC-19: Resultados de las medidas remediables para la heteroscedasticidad aparente del modelo de energía final total de Uruguay…………………………………………………………..144 RC-20: Resultados del test de cointegración y del modelo de componente de error para la energía final total de Uruguay………………………………………………………………………..145 b(t) a RC-21: Resultados de los ensayos de modelos econométricos Efelectricidad/h=k.e .(PBI/h) (t), para los países de la región, en su energía eléctrica final total…………………………………..146 RC-22: Resultados del test de cointegración y del modelo de componente de error para la energía eléctrica final total de Uruguay……………………………………………………………..148 RC-23 al RC-25: Resultados de las medidas remediables para la autocorrelación aparente del modelo de energía eléctrica final total de la región, Brasil y Argentina respectivamente……..149 RC-26: Resultado del modelo de corrección estándar de autocorrelación de orden uno para la energía eléctrica final total de Argentina……………………………………………………………150 RC-27: Resultados del modelo de MCG aplicado sobre la energía eléctrica final total de la región y Brasil, de aparente heteroscedasticidad………………………………………………….151 RC-28: Resultados del test de cointegración y del modelo de componente de error para la energía eléctrica final total de la región y Brasil……………………………………………………152 RC-29 al RC-31: Resultados de los ensayos del modelo econométrico EfGN=k+ bt +a.Ln(PBI)t, para el GN final en la Argentina…………………………………………………………………….. 153 RC-32 y RC-33: Resultado de los ensayos de modelos autorregresivos y de rezagos distribuidos para la energía final total de Uruguay, Brasil y Argentina…………………………..154 RC-34 y RC-35: Resultado de los ensayos de modelos autorregresivos y de rezagos distribuidos para la energía eléctrica final total de Uruguay, Brasil y Argentina………………..154

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RC-36: Resumen de modelos econométricos para la proyección de la energía (kep/hab) final total de la región, Brasil, Argentina y Uruguay……………………………………………………..155 RC-37: Resultados de las proyecciones, la tasa anual acumulativa del crecimiento de la energía final total; comparación con el conocimiento en la materia……………………………..156 RC-38: Resumen de modelos econométricos para la proyección de la energía (kep/hab) eléctrica final total de la región, Brasil, Argentina y Uruguay……………………………………..158 RC-39: Resultados de las proyecciones, la tasa anual acumulativa del crecimiento de la energía eléctrica final total; comparación con el conocimiento en la materia…………………..160 RC-40: Resultado de los modelos para la proyección de combustibles, según la metodología propuesta para proyecciones de combustibles, de Uruguay, Brasil y Argentina………………162 RC-41: Tasa anual acumulativa del PBI, representativa del período 1980-1999 para los países de la región……………………………………………………………………………………………..163 RC-42 al RC-44: Formulación matemática de los mejores modelos causales y tendenciales temporales de la energía final total comercia, para la región, Brasil, Argentina y Uruguay 165/67 RC-45 al RC-47: Formulación matemática de los mejores modelos causales y tendenciales temporales de la energía eléctrica final total comercial, para la región, Brasil, Argentina y Uruguay……………………………………………………………………………………………..168/70 RC-48 al RC-50: Formulación matemática de los mejores modelos causales y tendenciales temporales de la energía final total comercial de combustibles, para la región, Brasil, Argentina y Uruguay………………………………………………………………………………………….. 171/73 RC-51 y RC-52: Estudios adicionales para Uruguay, resultados diferenciales de poner el PBI en dólares o en pesos uruguayos…………………………………………………………………….. ..176 RC-53 RC.54: Resultados de las proyecciones para la energía final total y la eléctrica final total, así como la tasa anual acumulativa del crecimiento de la energía, comparada con el conocimiento en la materia…………………………………………………………………………...178 RC-55 y RC.56: Resultados de la elasticidad precio y su influencia en el término inercial para las energías final total y eléctrica, respectivamente, de Uruguay………………………………..179 RC-57: Resultados de los modelos de tendencia temporal aplicados a la energía eléctrica final total de Uruguay, para el período 1965 a 2001…………………………………………………….185 RC-58: Resumen de los mejores modelos econométricos y temporales-tendenciales de la energía comercial final total (kep/hab) para Uruguay……………………………………………..186 RC-59: Resumen de los mejores modelos econométricos y temporales-tendenciales de la energía eléctrica final total (kwh/hab) para Uruguay………………………………………………187 RC-60: Resumen de los mejores modelos econométricos y temporales-tendenciales de la energía comercial final total (kep/hab) para Uruguay……………………………………………..188 RC-61: Factores de carga anual eléctricos del año 2000, de Uruguay, Argentina y Brasil…...189 Parte IV C92: Resumen de indicadores macro de la economía energética del Uruguay, año 2003…...254 C93: Concentración geográfica de la demanda eléctrica, año base…………………………….270 C94: Composición del consumo anual de energía por bloque horario. ………………………...270 C95 al C97: Balance de energía útil sector residencial, DNE_1988: Características fundamentales de los grupos homogéneos de la encuesta……………………………………...277 C98: Balance de energía útil sector residencial, DNE_1988: El resultado global y por estrato de la eficiencia del consumo……………………………………………………………………………..278 C99: Balance de energía útil sector industrial, DNE_1992: Los grupos o ramas homogéneas para la encuesta……………………………………………………………………………………….292 C100: Balance de energía eléctrica útil del sector residencial, UTE_1996: Los grupos homogéneos para la encuesta………………………………………………………………………295 C101: Balance de energía eléctrica útil del sector residencial, UTE_1996: Resultados global, uso (%) de equipamiento eléctrico por hogar y la comparación con la encuesta de 1988……286 C102: Balance de energía eléctrica útil del sector residencial, UTE_1996: Consumo global agregado (MWh) de las regiones según el período del año………………………………………297 C103: Balance de energía eléctrica útil del sector residencial, UTE_1996: Usos predominantes de días hábiles de invierno por períodos horarios diarios………………………………………...304 C104: Balance de energía eléctrica útil del sector residencial, UTE_1996: Usos predominantes de días hábiles de invierno por estrato socioeconómico y por hora (24 hs) del día…………...305 C105 y C106: Impacto ambiental: Emisiones “GEI” (en %) por tipo de actividad y sector respectivamente. Año1998………………………………………………………..………………….311

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C107: Impacto ambiental: Estudio de apoyo a la aplicación del Mecanismo para el Desarrollo Limpio del Protocolo de Kyoto, Uruguay_2002. “Opciones de mitigación del sector de energía”…………………………………………………………………………………………………312 C108: Precios de la electricidad: Estratos estándar de la CIER para tarifas eléctricas……….314 C109: Precios de la electricidad: Pliego tarifario vigente, al 12/2003, de UTE………………....316 C110: Precios del GN: Estratos estándar vigentes en ROU……………………………………...318 C111: Precios del transporte de GN, para clientes libres y/o distribuidoras…………………….319 C112: Los recursos y la infraestructura: Electricidad; potencia instalada y producida en generación, año 2002…………………………………………………………………………………329 C113 al C114: Los recursos y la infraestructura: Electricidad, las características de las centrales térmicas (potencia, combustible, consumo específico y precio actual de generación)………..331 C115: Los recursos y la infraestructura: Electricidad, las centrales térmicas nuevas o remodeladas. Participación del estado en asegurar el abastecimiento de GN…………………332 C116: Los recursos y la infraestructura: Electricidad, las características de las centrales hidráulicas (potencia, turbinas, caudal máximo, superficie cuenca, energía embalsada, tiempo de vaciamiento)………………………………………………………………………………………..333 C117 al C122: Los recursos y la infraestructura: Electricidad, los números del transporte de electricidad (extensión de la red, potencia instalada en transformadores, estaciones elevadoras, reductoras y conversoras, cantidad de clientes de alta tensión, pérdidas de energía)………..337 C123 y C124: Los recursos y la infraestructura: Electricidad, criterios técnicos de expansión del transporte de electricidad……………………………………………………………………………..339 C125 al C127: Los recursos y la infraestructura: Electricidad, caracterización completa del SIN (total de líneas, tipos de barras y energías medias anuales por barra)……………………340/342 C128 al C136: Los recursos y la infraestructura: Electricidad, los números del transporte en redes de distribución de energía eléctrica (niveles de tensión, estructura de redes, estructura administrativa, la comercialización técnica, extensión de la red, cantidad de transformadores y de estaciones AT/MT, consumos medios y potencias contratadas medias por nivel de tensión, participación en el consumo de las categorías tarifarias)……………………………………344/345 C137 y C138: Los recursos y la infraestructura: Electricidad, criterios técnicos de expansión del transporte de distribución de energía eléctrica……………………………………………………..346 C139 y C140: La refinería de petróleo de ANCAP; configuración actual y proyectada……….350 C141 y C142: Configuración física de la planta mayorista principal La Tablada) y las secundarias de distribución de derivados de petróleo…………………………………………351/52 C143: Interconexiones internacionales de GN, a través de TGN………………………………..354 C144: Formas de los arreglos institucionales de los sectores de energía del mundo…………359 C145: Participación de las ventas de derivados líquidos de petróleo por estación de servicio, el acuerdo marco entre el monopolio nacional de ANCAP y las multinacionales del crudo……..373 Parte V C146 al C148: Proyección de la necesidad de oferta física de energía (TWh) y potencia (MW) máxima anual, así como la incremental respecto a la actual, de electricidad; sensibilidad en función de los escenarios de sustitución por GN……………………………………………….395/96 C149 al C151: Proyección de la necesidad de oferta física de crudo anual (MM bbl) y diario (k bbl), así como la de incremento de la capacidad de refino (k bbl/día); sensibilidad en función de los escenarios de sustitución por GN……………………………………………………………398/99 3 C152 al C153: Proyección de la necesidad de oferta física de GN anual (MM m ) y de 3 capacidad (MM m / día); sensibilidad en función de los escenarios de sustitución por GN….401 C154 y C155: Precio “city gate”, 2003 del GN en Montevideo, la comparación regional….404/05 C156: Tarifas medias y margen medio de distribución de GN en Montevideo en el año 2003, la comparación regional………………………………………………………………………………….405 C157: Resultado del ahorro económico de los servicios de electricidad y derivados del petróleo en función de la tasa de penetración del GN……………………………………………………….406 C158 y C161: Cálculo del ahorro neto de penetración del GN en el caso base medio y sensibilidades a los parámetros del modelo de cálculo……………………………………….410/14

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Índice de Gráficos Parte II Gráfico 1A: energía (kep/hab.) en función del PBI (USD_1980/hab.); región, USA y Europa…34 Gráfico 1B: energía (kep/hab.) en función del PBI (USD_1980/hab.); países de la región…….34 Gráfico 2A: evolución del consumo de energía bruta (kep/hab.); región, USA y Europa………35 Gráfico 2B: evolución del consumo de energía bruta (kep/hab.); países de la región………….36 Gráfico 3: evolución de la intensidad energética final del PBI (kep/ USD_1980), región……. 38 Gráfico 4A: sendero energético (E/PBI vs PBI/hab.) 1980-2000, región, USA y EUROPA…… 40 Gráfico 4B: sendero energético (E/PBI vs PBI/hab.) 1980-2000, países de la región…………. 40 Gráfico 4C: sendero energético (E/PBI vs PBI/hab.) quinquenal 1980-2000, Brasil…………... 41 Gráfico 4D: sendero energético (E/PBI vs PBI/hab.) quinquenal 1980-2000, Argentina…...... 41 Gráfico 4E: sendero energético (E/PBI vs PBI/hab.) quinquenal 1980-2000, Uruguay……….42 Gráfico 4F: sendero energético (E/PBI vs PBI/hab.) quinquenal 1980-2000, Paraguay………42 Gráfico 5A: Correlación entre el consumo de electricidad por habitante (kwh/hab) y el producto bruto interno unitario (USD-1980/hab) de USA, Europa y la región; período 1980-1999……..49 Gráfico 5B: Correlación entre el consumo de electricidad por habitante (kwh/hab) y el producto bruto interno unitario (USD-1980/hab) de los países de la región; período 1980-1999……….50 Gráfico 6: Evolución de la intensidad eléctrica del PBI, en kWh/USD-1980……………………50 Gráfico 7: Correlación entre el consumo de gasolina (kep/hab) y el producto bruto promedio (USD-1980/hab) en los países de la región, 1980-1999…………………………………………..54 Gráfico 8: Correlación entre el consumo de gasoil (kep/hab) y el producto bruto promedio (USD-1980/hab) en los países de la región, 1980-1999…………………………………………..54 Parte III Gráfico 9: Proyección de la energía comercial total final (kep/hab.) del MERCOSUR, así como las series suavizantes correspondientes al modelo de tendencia temporal..........…................117 Gráfico 10: Proyección de la energía comercial total final (kep/hab.) de Brasil, así como las series suavizantes correspondientes al modelo de tendencia temporal.................................118 Gráfico 11: Proyección de la energía comercial total final (kep/hab.) de Argentina, así como las series suavizantes correspondientes al modelo de tendencia temporal……...........................119 Gráfico 12: Proyección de la energía comercial total final (kep/hab.) de Uruguay, así como las series suavizantes correspondientes al modelo de tendencia temporal……...........................120 Gráfico 13: Proyección de la energía eléctrica final total (kwh/hab) del MERCOSUR correspondiente al modelo de tendencia temporal………………………………………………..130 Gráfico 14: Proyección de la energía eléctrica final total (kwh/hab) de Brasil correspondiente al modelo de tendencia temporal………………………………………………………………………130 Gráfico 15: Proyección de la energía eléctrica final total (kwh/hab) de Argentina correspondiente al modelo de tendencia temporal………………………………………………..131 Gráfico 16: Proyección de la energía eléctrica final total (kwh/hab) de Uruguay correspondiente al modelo de tendencia temporal……………………………………………………………………131 Gráfico 17: Proyección del consumo final total de combustibles (kep/hab) en los países de la región, según el modelo de tendencia temporal y la metodología de proyección de combustibles…………………………………………………………………………………………..132 Gráfico 18: Proyecciones del consumo de GN (106m3) en Argentina correspondiente al modelo de tendencia temporal. ………………………………………………………………………………133 Gráfico 19 al Gráfico 21: Proyecciones de los modelos definitivos causales y tendenciales temporales de Brasil, Argentina y Uruguay, para la energía final total………………………165/67 Gráfico 22 al Gráfico 24: Proyecciones de los modelos definitivos causales y tendenciales temporales, de Brasil, Argentina y Uruguay, para la energía eléctrica final………………...168/70 Gráfico 25 al Gráfico 27: Proyecciones de los modelos definitivos causales y tendenciales temporales, de Brasil, Argentina y Uruguay, para la energía de combustibles total final….171/73 Gráfico 28 al Gráfico 31: Resultados del análisis de estabilidad estructural para los parámetros de los modelos de energía final total y eléctrica final total; caso Uruguay…………………..181/83 Gráfico 32 al Gráfico 35: Resultados de las proyecciones de los mejores modelos econométricos y tendenciales-temporales para Uruguay, en sus energías final total, eléctrica final total y de combustibles final total; para un crecimiento anual medio del PBI………….186/88 Gráfico 36: Evolución del factor de carga eléctrica anual de Uruguay entre 1982 y el 2002…189

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Gráfico 37 al Gráfico 39: Proyección de la energía eléctrica (TWh) final y bruta, así como de la potencia (MW) pico anual entre 1999 y el 2020 en Brasil…………………………………….220/21 Gráfico 40 al Gráfico 42: Proyección de la energía eléctrica (TWh) final y bruta, así como de la potencia (MW) pico anual entre 1999 y el 2020 en Argentina……………………………….222/23 Gráfico 43 al Gráfico 45: Proyección de la energía eléctrica (TWh) final y bruta, así como de la potencia (MW) pico anual entre 1999 y el 2020 en Uruguay…………………………………224/25 Gráfico 46 al Gráfico 50: Comparaciones de la potencia pico (MW) necesaria para abastecer la demanda máxima anual del Uruguay, entre 1999 y el 2020, con la potencia actual instalada hídrica, térmica vapor, térmica GN, ciclo combinado a GN (en licitación)…………………..226/28 Gráfico 51 al Gráfico 53: Proyección del consumo total de combustibles (ktep) finales comerciales para diferentes escenarios del crecimiento del PBI en Uruguay, Argentina y Brasil……………………...…………………………………………………………………………230/31 Gráficos 54 al Gráfico 56: Proyección del consumo total equivalente de derivados de petróleo (kbbl/día) para diferentes escenarios del PBI, en Uruguay, Argentina y Brasil; comparación con la capacidad de refino instalada (kbbl/día)……………………………………………………...233/35 Gráficos 57 al Gráfico 59: Proyección del consumo final de GN (MM m3/día) en función de diferentes escenarios del PBI para Argentina por un lado y, de un PBI medio sumado a un escenario de sustitución de usos finales por GN en el caso de Uruguay y Brasil………….236/37 3 Gráfico 60 y Gráfico 61: Proyecciones del consumo bruto de GN (MM m /día) en Brasil en función de escenarios de generación eléctrica, de penetración del GN en el uso final y del PBI………………………………………………………………………………………………………241 Gráfico 62 y Gráfico 63: Proyecciones del consumo bruto de GN (MM m3/día) en Argentina en función de escenarios de generación eléctrica y del PBI…………………………………………242 3 Gráfico 64 y Gráfico 65: Proyecciones del consumo bruto de GN (MM m /día) en Uruguay en función de escenarios de generación eléctrica, de penetración del GN en el uso final y del PBI………………………………………………………………………………………………………243 . Parte IV Gráfico 66: Evolución 1965-2002 de los índices energía final total, del PBI y de la población; tomando como base el año 1965=100………………………………………………………………251 Gráfico 67: Elasticidades instantáneas Energía-PBI y Energía/habitante-PBI/habitante……..251 Gráfico 68: Participación (%) de las importaciones energéticas en la balanza comercial…….252 Gráfico 69: Magnitud (MM:USD) de las importaciones energéticas entre 1970 y el 2002……252 Gráfico 70: Evolución de la intensidad energética final del PBI (ktep/$U_1983)……………….253 Gráfico 71: Sendero energía-desarrollo entre 1965-2001, E(kep/hab), PBI($U_1983/hab)…..253 Gráfico 72: Evolución de la intensidad energética sectorial de producción (ktep/$U_1983)…254 Gráfico 73: y Gráfico 74: Balance energético simplificado, el pasado reciente: Consumo de energía final total absoluto (ktep) y unitario (kep/hab) entre 1965 y 2001………………………257 Gráfico 75 y Gráfico 76: Balance energético simplificado, el pasado reciente: Consumo (ktep) y participación (%) por fuente, en la energía final total, entre 1965 y 2001……………………….258 Gráfico 77 y Gráfico 78: Balance energético simplificado, el pasado reciente: Consumo (ktep) y participación (%) por sector, en la energía final total, entre 1965 y 2001……………………….259 Gráfico 79 y Gráfico 80: Balance energético simplificado, el pasado reciente: Consumo (ktep) y participación (%) por fuente, en la energía final del sector industrial, entre 1965 y 2001……..260 Gráfico 81 y Gráfico 82: Balance energético simplificado, el pasado reciente: Consumo (ktep) y participación (%) por fuente, en la energía final del sector residencial, entre 1965 y 2001…..261 Gráfico 83 y Gráfico 84: Balance energético simplificado, el pasado reciente: Consumo (ktep) y participación (%) por fuente en la energía final del sector transporte, entre 1965 y 2001……262 Gráfico 85 y Gráfico 86: Balance energético simplificado, el pasado reciente: Producción bruta de energía primaria (ktep) y participación (%) por fuente………………………………………..263 Gráfico 87: Balance energético simplificado, el pasado reciente: Evolución de la energía (GWh), potencia máxima (MW) y el factor de carga anual eléctrico……………………………………..264 Gráfico 88: Balance energético simplificado, el pasado reciente: Evolución de la energía anual 3 (bbl/día) asociada a la demanda física anual (m /día) de derivados del petróleo…………….264 Gráfico 89 y Gráfico 90: Balance simplificado, el año base: Participación (%) por fuentes y por sectores del consumo final total (ktep)……………………………………………………………..265 Gráfico 90 al Gráfico 95: Balance simplificado, el año base: Participación (%) por fuentes del consumo final total (ktep) de los sectores residencial, comercial, transporte, industria y otros…………………………………………………………………………………………………266/68

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Gráfico 96: Balance simplificado, el año base: Composición (%) por tipo de derivado de 3 petróleo de las ventas físicas (m ) totales en el mercado interno………………………………..268 Gráfico 97: Balance simplificado, el año base: Composición (%) tarifaria de las ventas físicas de electricidad……..……………………………………………………………………………………....269 Gráfico 98 y Gráfico 99: Balance simplificado, el año base: Estacionalidad del consumo eléctrico, de la potencia media máxima y de las relaciones potencia máxima, mínima y F.C…………………………………………………………………………………………………..271/72 Gráfico 100: Balance simplificado, el año base: Comportamiento diario del consumo eléctrico, curva media anual, referida al pico de carga……………………………………………………….272 Gráfico 101: Balance simplificado, el año base: Comportamiento diario del consumo eléctrico, curvas media anual, monótona de carga y potencia-energía…………………………………….273 Gráfico 102: Balance simplificado, el año base: Estacionalidad del consumo total de derivados, referido al máximo anual. …………………………………………………………………………….274 Gráfico 103: Balance simplificado, el año base: Estacionalidad de la composición de ventas físicas de derivados al mercado interno…………………………………………………………….274 Gráfico 104: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo útil residencial, 1988. Estructura de la población por nivel socioeconómico en distintas regiones geográficas……..279 Gráfico 105: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo útil residencial, 1988. Distribución del Consumo de energía útil (%) en los distintos niveles socioeconómicos……..279 Gráfico 106: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo útil residencial, 1988. Distribución del Consumo de energía útil (%) por nivel socioeconómico y región…………….280. Gráfico 107: Introducción al diagnostico integral: Encuesta de consumo útil residencial, 1988. Estructura del Consumo de energía Final por fuente en distintas regiones geográficas……..280 Gráfico 108: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo útil residencial, 1988. Estructura del Consumo de energía Útil por fuente en distintas regiones geográficas……….281 Gráficos 109 al Gráfico 125: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo útil residencial, 1988. Estructura del Consumo de energía útil de usos, por fuentes en cada estrato y región……………………………………………………………………………………………. .281/91 Gráfico 126: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo útil industrial, 1992. Consumos totales y de los estratos o ramas, por fuentes………………………………………..293 Gráfico 127: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo útil industrial, 1992. Consumos totales y de la fuente, por estrato o rama……………………………………………..293 Gráfico 128: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo útil industrial, 1992. Consumo total de energía final, por usos de la industria…………………………………………294 Gráfico 129: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Índice del consumo medio mensual (kwh/mes) por región y período del año…………297 Gráfico 130: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Participación anual por usos eléctricos, comparación encuestas 1988 y 1996……….298 Gráfico 131: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Participación estacional (invierno, verano y resto) por uso eléctrico……………………299 Gráfico 132: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Participación en los usos de las estaciones del año……………………………………...299 Gráfico 133: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Participación (%) en el total del país de los consumos de energía por región………..300 Gráfico 134: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Participación (%) en el consumo de las regiones de los estratos socioeconómicos….300 Gráfico 135: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Participación (%) en el consumo de los estratos, de las regiones………………………301 Gráfico 136: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Consumo unitario (kwh/vivienda/año) e índice (%) de los estratos socioeconómicos por regiones…………………………………………………………………………………………………301 Gráfico 137 al Gráfico 140: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Consumos (kwh (p.u)/vivienda) según las horas del día, por períodos del año y por estratos socioeconómicos………………………………………………………......302/303 Gráfico 141: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Participación (%) de los usos en el horario pico (de 20 a 21 hs) por período del año..304 Gráfico 142: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Curva de carga total residencial (kW) de día hábil de invierno para el total de usos…306

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Gráfico 143: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Curva de carga “Potencia-Energía” total residencial de día hábil de invierno para el total de usos…………………………………………………………………………………………………306 Gráfico 144: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Curva de carga por uso eléctrico residencial de día hábil de invierno para el total de estratos………………………………………………………………………………………………….307 Gráfico 145: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Curva de carga por estrato socioeconómico residencial de día hábil de invierno para el total de usos………………………………………………………………………………………..308/10 Gráfico 146 al Gráfico 149: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Curva de carga residencial de día hábil de invierno, por estrato socioeconómico y por uso eléctrico…………………………………………………………………310 Gráfico 150: Introducción al diagnóstico integral: Encuesta de consumo eléctrico residencial, 1996. : Curva de carga residencial de día hábil de invierno para los usos calefacción, calentamiento de agua e iluminación, por estrato socioeconómico……………………………..312 Gráfico 151: Precios de la electricidad en ROU, según estratos estándar de la CIER……….315 Gráfico 152: Precios medios sin impuestos de la tarifa residencial simple de UTE…………..317 Gráfico 153: Precios medios al consumo por tarifa estándar a partir del pliego real…………319 Gráfico 154 al Gráfico 156: Precios, costos e impuestos de refinados de ANCAP………..320/21 Gráfico 157: Comparación de precios finales (USD/tep) de todas las fuentes comerciales….323 Gráfico 158: Comparación de precios finales (USD/tep) de las tarifas residenciales para las fuentes comerciales…………………………………………………………………………………...324 Gráfico 159: Comparación de precios finales (USD/tep) entre la tarifa residencial simple de UTE, y las de GN y GLP……………………………………………………………………………..324 Gráfico 160: Comparación de precios útiles (USD/tep) entre la tarifa residencial simple de UTE, y las de GN y GLP……………………………………………………………………………………..325 Gráfico 161 y Gráfico 162: Precios finales comparativos (base GN=100) de energéticos en los sectores residencial e industrial, para consumos típicos calóricos………………………………326 Gráfico 163 y Gráfico 164: Precios útiles comparativos (base GN=100) de energéticos en los sectores residencial e industrial, para consumos típicos calóricos………………………………327 Parte V Gráfico 165 al Gráfico 174: Proyección de la demanda bruta anual de electricidad (TWh) y de la potencia bruta anual máxima (MW), para diferentes escenarios del PBI (1% al 5%) y de la sustitución de usos finales energéticos por GN (0% al 100% del mercado disputable). …………………………........................................................................................................378/382 Gráfico 175 al Gráfico 184: Proyección de la demanda bruta anual de crudo equivalente (MM bbl/año) y del la demanda bruta de crudo equivalente diario (kbbl/día), para diferentes escenarios del PBI (1% al 5%) y de la sustitución de usos finales energéticos por GN (0% al 100% del mercado disputable)…………………………………………………………………...383/87 3 Gráfico 185 al Gráfico 194: Proyección de la demanda bruta anual de GN (MMm / año) y de la 3 demanda bruta de GN diario (MM m /día), para diferentes escenarios del PBI (1% al 5%) y de la sustitución de usos finales energéticos por GN (0% al 100% del mercado disputable). ……………………………………………………………………………………………………….388/92 .Gráfico 195 y Gráfico 196: Proyección de la necesidad de oferta de potencia (MW) y energía asociada, escenario medio del PBI (4%) y de la sustitución de usos finales energéticos por GN (0% al 100% del mercado disputable)………………………………………………………………394 Gráfico 197 y Gráfico 198: Proyección de la necesidad de oferta anual de crudo (MM bbl) y capacidad diaria máxima de refino (k bbl), escenario medio del PBI (4%) y de la sustitución de usos finales energéticos por GN (0% al 100% del mercado disputable)………………………..397 3 Gráfico 199 y Gráfico 200: Proyección de la necesidad de oferta anual de GN (MM m ) y la 3 capacidad máxima de transporte (MM m ) de energía asociada, escenario medio del PBI (4%) y de la sustitución de usos finales energéticos por GN (0% al 100% del mercado disputable)……………………………………………………………………………………………...400 Gráfico 201 al 205: Presentación de los ahorros (MM USD) en los servicios, de electricidad y derivados, e inversiones (MM USD) necesarias en redes de GN en función de la tasa absoluta y relativa de penetración de GN en los usos finales…………………………………………...407/09 Gráfico 206: Modelo de los costos del servicio de redes de GN, en función de la tasa de penetración y ante un escenario de sobrecosto asociado a una red inexistente actualmente…….………………………………………………………………………………………413

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Índice de mapas (MP) Parte II MP-1: Mapa de cuencas gasíferas y petroleras de América Latina………………………………84 MP-2: Mapa de gasoductos de transporte de GN en América Latina…………………………….85 MP-3: Mapa de aprovechamientos compartidos de la Cuenca del Plata, configuración de “el triángulo energético de la región”……………………………………………………………………..89 MP-4: Mapa del total de aprovechamientos hidroeléctricos, nacionales y compartidos………..90 MP-5: Aprovechamientos hídricos de todas las cuencas y centrales térmicas de Río Grande Do Sul, Brasil…………………………………………………………………………………………….91 MP-6: Mapa de interconexiones eléctricas del MERCOSUR, OLADE 1999……………………..93 MP-7: Mapa de infraestructura internacional y cuencas de GN en América Latina, 2000…...…95 MP-8: Mapa de interconexiones de GN en el MERCOSUR, OLADE 1999………………………96 Parte IV MP-9: Infraestructura y recursos: Las centrales generadoras en el territorio nacional………..330 MP-10: Infraestructura y recursos: La red de transporte regional de extra alta tensión (EAT) y las interconexiones internacionales fuertes………………………………………………………...335 MP-11: Infraestructura y recursos: La red de transporte nacional, el SIN..……………………..336 MP-12: Infraestructura y recursos: La red de transporte regional completa (EAT y AT) y las interconexiones actuales……………………………………………………………………………..343 MP-13: Infraestructura y recursos: La cadena petrolera y la ubicación geográfica de los puntos estratégicos (boya, refinería, mercado mayorista, poliducto de derivados y oleoducto)………347 MP-14: Vista de tanques de ANCAP………………………………………………………………..348 MP-15: Terminal marítimo de la teja, plano de la dársena de uso de ANCAP…………………349 MP-16: Configuración de la distribución de productos por isla, en la planta La Tablada, de derivados de petróleo de ANCAP……………………………………………………………………351 MP-17: Infraestructura y recursos: La red de transporte regional de GN……………………….353 MP-18: Infraestructura y recursos: La interconexión de GN, el gasoducto Cruz del Sur con TGS……………………………………………………………………………………………………..354 .MP-19 al MP-22: Recorrido y detalles técnicos del gasoducto Cruz del Sur por territorio de Uruguay…………………………………………………………………………………………..…355/56 MP-23: Arreglo institucional del sector energía en Uruguay……………………………………...366 Parte V MP.24: Propuesta de arreglo institucional básico para el sector energía del Uruguay………..424 MP 25: Propuesta de arreglo institucional básico para el sector energético regional…………428

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Resumen El propósito central de esta tesis es contribuir a la propuesta de una política energética de estado y de integración para el Uruguay. Es decir, que aporte al esclarecimiento de las características del rol del Estado, a la administración de las reglas de juego sobre sus operadores y del consumo de energía, tomando en cuenta la región, las necesidades futuras y las formas de satisfacerlas. Este planteamiento es indispensable si se pretende alcanzar una programación efectiva del desarrollo de una economía uruguaya productiva, que atienda a un desarrollo sustentable. Las cifras y conclusiones expuestas podrán considerarse satisfactorias en tanto que no se profundicen algunos aspectos del problema energético y se atienda el real alcance del objetivo general y de los objetivos específicos de la tesis . Cabe aclarar que la presente investigación (de gran amplitud) responde a un trabajo unipersonal, por lo tanto, presenta las limitaciones propias de no haber sido elaborado por un equipo multidisciplinario (lo que es común en proyectos de este tipo tanto en los campos académicos como institucionales y empresariales) y por ello constituye una exploración acotada en el difícil campo de la energía y sus múltiples vinculaciones con un desarrollo económico productivo, la que sin embargo presenta un aporte académico razonable a la disciplina Economía de la energía en su área de política energética. Todo lo citado pone claramente de manifiesto que es necesario seguir profundizando la investigación (futuros estudios y proyectos) y que es indispensable asimismo procurar una mayor integración de este estudio sobre los diversos y complejos aspectos del problema de la energía, que promueva la etapa actual del desarrollo económico del Uruguay vinculado a la región. En síntesis el resultado central del trabajo puede definirse como “una propuesta metodológica orgánica y específica al proceso de formulación de políticas energéticas del Uruguay”. Los ejes constitutivos, o resultados específicos, que permitieron el resultado central, luego de estudiados y desarrollados son: Recopilación, ordenamiento y sistematización de la información energética relevante internacional y regional, así como la legal-institucional-regulatoria-físico/técnica y económica del sector energía en Uruguay, con miras a ser una referencia base de un futuro manejo orgánico y estratégico del sector. Dimensionar la magnitud del problema, sobre el cual deberá estructurarse en el futuro una política energética específica. Formulando mediante una metodología a proponer, las proyecciones de la demanda y oferta de energía en Uruguay, en función de la penetración del vector GN en la matriz de uso final y bruto. Elaboración de una “Guía para la formulación, mantenimiento y ejecución de la política energética del Uruguay”, que sirva de manual de referencia a los responsables de la toma de decisiones y ejecuciones en los diferentes estamentos del Estado. Elaboración de los instrumentos de política energética iniciales, que permitan la aplicación futura de la “guía” para formular la política energética del Uruguay.

Cabe consignar que los diferentes aspectos o dimensiones de la política energética estudiados y desarrollados, que actúan como herramienta para futuras formulaciones, con sus cifras asociadas (222 cuadros y recuadros, 206 gráficos y 25 mapas) resultarían estériles o inconducentes de no mediar un claro rol del Estado que asuma la administración del sector, regional y nacionalmente, fijando una política energética de estado e integración para el Uruguay, dentro de un contexto productivo que atienda a un desarrollo sustentable.

Palabras clave: Política energética de estado, energía y desarrollo, metodología de prospección, ensayos de modelos de demanda, diagnostico energético, guía de formulación de políticas energéticas, dimensionar la magnitud del problema.

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Guía de tesis En la parte I de esta tesis se presenta el marco conceptual sobre el cual descansan las premisas adoptadas en relación al rol de la energía con la actividad humana y más específicamente el de la política energética en relación al desarrollo sustentable. En paralelo se presenta una primera aproximación al planteamiento del problema a resolver, repasando algunas de las dimensiones y variables que, a su paso, la Economía de la energía recorre o utiliza. Inmediatamente se presenta en forma clara y precisa el objetivo general y los objetivos específicos de la tesis. Por último, en esta primera parte, se indica el camino básico a recorrer, es decir se propone una metodología específica de investigación, de 10 puntos, con miras al cumplimiento de los objetivos. La articulación de la metodología se efectúa en su gran mayoría en la Parte II, donde partiendo de lo internacional se llega al MERCOSUR, y en éste a Uruguay, a efectos de analizar los consumos, precios, recursos, infraestructuras y rendimientos del pasado reciente y del año base. Esta Parte, por las características geopolíticas y energéticas de Uruguay, es de suma importancia dada la insalvable dependencia respecto de los dos países mayores del MERCOSUR. En pocas palabras se busca tener una caracterización relevante de la energía y sus dimensiones en lo internacional y regional, a efectos de ubicar claramente al Uruguay en ese contexto. Posteriormente en la Parte III se encara la parte final metodológica de la investigación, correspondiendo a las prospecciones del consumo-producción y la cualificación de las inversiones necesarias en los diferentes sectores energéticos de los países del MERCOSUR. Es decir, se buscó dimensionar la magnitud del problema a resolver. A tales efectos se propone una metodología para la prospectiva energética y su formulación matemática. Siendo necesario previo a la aplicación de dicha metodología, el ensayo de modelos de simulación de demandas agregadas y desagregadas para los países. Finalmente se presentan para un escenario medio tanto en lo socio-económico como en lo energético, los resultados de las simulaciones de prospectiva energética de la región. Con un conocimiento adecuado de las necesidades medias de energías e inversiones físicas en Argentina y Brasil, aspecto medular, es posible ahora profundizar las características energéticas internas del Uruguay asociado a la irrupción del vector GN al país. Para esto en la Parte IV se efectúa completo diagnóstico energético del país, analizando la política energética actual, la dimensión físico-técnica-económica-ambiental y la institucional-normativa y culminando con un diagnóstico de la problemática energética en el Uruguay. Finalmente en la Parte V con miras de contribuir a la actualización de la política energética del Uruguay, y atento a la problemática actual como a la magnitud del problema a resolver en los próximos 20 años, se propone en primer lugar una “guía para la formulación de una política energética de Estado e integración”. Posteriormente se proponen los instrumentos de política energética imprescindibles a efectos de aplicar la guía de formulación de políticas. Luego y con la intención de dejar herramientas para la definición de futuros instrumentos de política energética, se presenta la prospectiva energética asociada a diferentes escenarios de profundidad de penetración del GN. Por último, como aportación adicional al área de estudio derivada del carácter global y macro de esta tesis, y por lo tanto, centrado en los aspectos sobresalientes de la misma, se dejan planteadas una serie de situaciones donde es posible ampliar el conocimiento mediante nuevas investigaciones específicas. Un resumen de éstas se presenta al final de la última Parte.

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I.

Planteamiento del problema, el marco teórico conceptual y la propuesta metodológica de la investigación; los objetivos de la tesis.

A.

Problema objeto y el marco conceptual de la investigación.

1. Introducción. La escasez de energía es uno de los obstáculos que más limita un proceso económico, por lo cual un bajo nivel de consumo refleja una expresión clara de subdesarrollo. La energía además de ser ingrediente importante del proceso productivo constituye un elemento fundamental de bienestar. Por lo tanto para un primer planteamiento del problema, el trabajo distinguirá claramente a la energía como factor de producción y a la energía como bien de consumo. El desarrollo económico consiste en el aumento de la productividad media del trabajo y a su vez en ésta influye la cantidad de energía de la que el hombre disponga para incorporar al proceso productivo. El uso creciente y racional de la energía es condición previa para la tecnificación en todas las esferas de la actividad productiva y por ende un factor fundamental para alcanzar mejores niveles de productividad. Haciendo una simplificación fuerte, pero válida para una primera orientación en el tema, se puede afirmar que la cantidad de energía consumida por persona ocupada da una primera indicación del grado de adelanto o atraso de una economía. Este concepto de desarrollo hace necesario intensificar las inversiones en capital social por persona ocupada. Esto significa que en el corto plazo la productividad media del capital disminuya, pero en el largo plazo, cuando los efectos indirectos de esta inversión se hagan sentir, arrojarán una mayor productividad general. Por esto es necesario que las instalaciones y equipamiento en energía se adelanten a la demanda, considerando la momentánea baja en la productividad de la inversión como una necesidad ineludible para una dinámica de desarrollo. Considerando este primer planteamiento del problema (interdependencia entre la oferta de energía y el desarrollo) para un modelo viable de país productivo, el trabajo contempla tres características básicas de la energía. a) La energía es un servicio esencial. b) Los precios relativos de la energía bajan a medida que aumenta la capitalización. c) Es un área de alta densidad de capital por unidad de producto y de bajo índice de rotación de capital. Estas características sirven para robustecer el carácter de servicio público del subsector de la economía, energía. La oferta de energía tiene una gran importancia en el desarrollo económico del Uruguay. El aumento de la oferta es casi siempre condición previa para que las demás inversiones en los demás sectores productivos tengan sentido económico. Si se detienen las inversiones en el terreno de la energía y la oferta se hace inelástica, muchos sectores productivos permanecerán parcialmente inactivos en diferentes grados, por lo cual es la idea del trabajo plantear el estudio sectorial ya sea en la etapa de análisis y diagnóstico como en la de proyección de oferta y demanda. Por otra parte para formular una adecuada política de desarrollo del subsector energía es necesario concebirla dentro de una política general de desarrollo económico. Si bien la elasticidad precio es baja, la estructura relativa de los precios dentro del sector tiene gran influencia en lo que hace a la estructura del consumo, esta influencia es considerable en lo que hace a las formas competitivas y de sustitución, como el gas natural y los refinados del crudo.

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Por esto el estudio de la energía en una economía nacional y regional, supone el planteo general de problemas más amplios. Una vez fijados los lineamientos generales es muy importante comenzar el trabajo de abajo hacia arriba, pues el estudio general del desarrollo exige un previo conocimiento de las condiciones en que funciona el sistema, en particular los sectores infraestructurales. Es un concepto de importancia para plantear una propuesta de cambio estructural razonable. 2. Relaciones entre el consumo de energía y la actividad económica. Definida la necesidad de un planeamiento futuro adecuado y de una política energética concreta, es necesario medir las relaciones entre el consumo de la energía y la actividad económica y su dependencia de la estructura de producción, para poder determinar las inversiones del sector de forma que ese desarrollo sea posible. La energía utilizada por la población como bien final esta íntimamente vinculada con el ingreso medio por habitante. Por lo tanto la relación entre energía-bien de consumo e ingreso nacional es una forma simple de expresar la relación entre el consumo de energía y el nivel de vida. Por otra parte la relación Producto Bruto y energía permite analizar la cantidad de energía necesaria para lograr un determinado nivel de ingreso. Como estos dos grandes niveles del consumo total de energía presentan dinámicas distintas, lo ideal sería analizarlos separadamente en lo regional y lo nacional, salvo que no existiera la información estadística para elaborar las dos series históricas. La energía de consumo final y la de producción son diferentes para los distintos países y aún para un mismo país para distintos períodos, por lo cual sería un error no separarlas. Además de la división entre energía de consumo y de producción hay otra serie de factores (varios de ellos de efectos contradictorios) que influyen en la demanda de energía y hacen que países de similar Producto Bruto presenten valores muy diferentes en lo que hace al consumo por unidad de Producto Bruto. El trabajo plantea el estudio de estos factores como ser estructura de la producción, los rendimientos con que se use la energía, el clima, división de la población en urbana y rural, distribución de ingreso, hábitos de consumo, etc. Un ítem aparte lo es el sector de la producción de servicios donde por lo general el mayor consumo unitario radica en la producción de la propia energía y en los transportes. 3. Mediciones de la energía Para el estudio del consumo energético de un país para un período determinado es necesario recurrir a la confección de balances energéticos. Estos consisten en las diferentes formas componentes (térmica, eléctrica, mecánica), hasta llegar a un total general que, en cada uno de los diferentes niveles o etapas de su utilización, representa el conjunto de todos los consumos de energía realizados en la economía, expresados en una unidad común. La energía proviene de diferentes fuentes y se transforma y consume en formas distintas y se aprovecha en muy variados propósitos o finalidades técnico económicas, con características muy diversas. Por lo tanto para elaborar un balance energético total es indispensable: Definir las diferentes etapas o fases de los procesos energéticos en que se considera conveniente efectuar su estudio integral. Expresar las diferentes formas de energía por medio de una unidad común, estableciendo las equivalencias de conversión correspondientes. Conviene remarcar que tanto el nivel al que se realicen las integraciones, como los factores de conversión de las diversas fuentes de energía en una unidad común, tienen gran importancia para llegar a conclusiones económicas válidas. Son múltiples las dificultades para totalizar las diferentes formas de energía en una cifra común. Sus diferencias físico químicas, sus campos de aprovechamiento, sus rendimientos y los procesos técnicos en que se empleen, tanto en su preparación como en su aprovechamiento, son, entre otros, escollos difíciles de salvar cuando se pretende presentar en

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una cifra total partes heterogéneas. La dificultad se acentúa porque esta tarea debe cumplirse sin falsear sus importancias relativas y sin introducir factores que desvirtúen el significado técnico o económico de las cifras por el afán de llevarlas a una medida común. La potencia energética latente que contiene un combustible puede ser equivalente a la de otro. Pero técnicamente, la extracción y utilización de esa potencia no se hace de igual modo ni con el mismo rendimiento en ambos casos. Más aún, al aplicar cualquiera de esos combustibles a funciones técnicas económicas distintas (calefacción doméstica, producción de electricidad etc.), el aprovechamiento de la energía contenida en ellos será muy distinto según sean esas operaciones. Ello es independiente de la unidad que se haya elegido para representar el total: calorías o BTU, toneladas equivalentes de petróleo o millones equivalentes de KWH. Cualquiera de estos sistemas adolece del mismo defecto básico e inevitable, cuando se pretende agrupar, bajo el mismo total aritmético, cantidades que representan fenómenos sustancialmente distintos. Sin embargo no debe olvidarse el valor económico que tiene para un país la mayor heterogeneidad de sus fuentes de energía, que mide su independencia de una fuente exclusiva y permite aprovechar las características propias de cada una de ellas. Considérese que cualquiera que sean esas formas de energía, salvo excepciones que han de señalarse oportunamente, todas pueden servir para cumplir idéntico fin económico, en otras palabras son sustituibles. Por consiguiente, heterogénea o no, esa suma no sólo es posible, sino necesaria, para interpretar la evolución del sector energía y la relación entre ésta y la actividad económica general. El trabajo a elaborar intentará obviar o por lo menos atenuar las divergencias citadas, tendiendo a dar preeminencia al factor común y allanar el camino para llegar a una suma razonable. De ahí que el representar esquemáticamente la demanda de energía de un país en un momento determinado mediante la suma de los componentes, adolezca de serias fallas metodológicas, que sin un adecuado análisis crítico, puede llevar a resultados equivocados. No existe etapa en la utilización de la energía que por si sola sea bastante representativa de ese proceso dinámico, aunque la forma más correcta de plantear el problema sea la de analizar la composición del consumo de las diversas formas de energía en el nivel en que ellas se vuelven total e incuestionablemente equivalentes, es decir, en la etapa de su aprovechamiento final. De ahí que sea haya estimado que para dar una imagen verdadera de un sistema energético, sea necesario observarlo en varios momentos, desde el recurso natural mismo hasta su uso en alguna función económicamente útil. Estas consideraciones conducen a plantear las tres etapas que enseguida se definen y que se han elegido tanto por su importancia para la interpretación de los procesos, cuanto por la significación económica que encierran: a) consumo bruto b) consumo final c) consumo efectivo o útil El concepto de las etapas energéticas se refiere a los puntos en que la energía se incorpora a la economía de cada país, por lo tanto, la forma de computarla variará de un caso a otro. Estas etapas se complementan eficazmente y no tienen que ser las únicas en las que se realicen balances de energía, siempre que el corte se haga a la misma altura del proceso para todas las formas consideradas. Se intentará la confección del mayor número posible de balances en las diversas etapas, con el objeto de llegar al conocimiento más cabal de la estructura de la producción, transformación y consumo de energía en todas sus formas, sin olvidar que bajo su uniformidad aparente, los números encierran gran diversidad de importantes consecuencias económicas. No obstante la imprecisión que por falta de datos sobre rendimientos reales presenta la tercera etapa, no deja de ser útil plantear el problema en las otras, sin perder de vista sus limitaciones intrínsecas.

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4. La necesidad de una política energética de estado e integración. Los objetivos de una política energética consisten en asegurar el cumplimiento de las metas propuestas en lo que hace a producción y en obtener el financiamiento necesario para que se pueda disponer de energía en las cantidades y formas requeridas por el desarrollo económico. De igual forma el desarrollo del sector energía debe efectuarse en íntimo, permanente y dinámico contacto con los demás sectores de la economía. Además es imperiosa la necesidad de establecer una coordinación dentro del propio sector energético, ya que en un alto porcentaje de los casos un tipo de energía puede sustituirse por otro, motivo por el cual la política de disponibilidades y precios puede influir en la estructura del consumo. La necesidad de aplicar una política orgánica que permita el desarrollo de las diversas fuentes conforme a una serie de principios ordenados y mutuamente dependientes, es tanto mayor cuando su ausencia agrava el adecuado aprovechamiento de los recursos, que se traduce en bajo rendimiento y desperdicios de éstos en un grado superior al que sería admisible o aconsejable. Estas consideraciones generales quedan reforzadas (en el Uruguay) por los siguientes hechos: a) El escaso consumo de energía que impera en la actualidad tanto en el sector residencial, como en la producción y los transportes, en comparación con los países desarrollados. b) Los recursos potenciales de energía inmediatamente asequibles no siempre son suficientes y a menudo se hallan alejados de los principales centros de consumo, o necesitan un desarrollo económico vigoroso e intenso para que su explotación sea económica. c) El bajo rendimiento con que se aprovecha la energía en casi todos los sectores de consumo. d) La escasez de recursos financieros, en particular de divisas, que se hace sentir en forma especialmente aguda en el sector energético, cuyas industrias requieren una intensa capitalización. e) La grave presión que ejerce sobre el balance de pagos la necesidad de importar cuantiosas cantidades de combustibles. f) El no mantener la relación de precios antes y después de impuestos, lo que significa olvidar la teoría del valor y el mecanismo de los precios. g) La propuesta de equivocados instrumentos regulatorios a fines de los 90, intentando cumplir con objetivos y directrices de política energética trazados, retrazaron y peor aún trabaron el cumplimiento de dichos objetivos a través de la omisión, la concurrencia o la falta de especificación de o entre las leyes y normativas ofciales. Sucesivos gobiernos han demostrado interés en considerar el problema de la energía como un todo orgánico y a la vez como integrante de la economía nacional y regional. Sin embargo, la gestión administrativa no siempre ha cristalizado en instituciones que promuevan en forma eficaz una política integral en materia de energía.

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B.

Los Objetivos de la Investigación.

Derivado del planteamiento del problema a resolver en la disciplina Economía de la energía, presentado en el ítem anterior, que orientó esta investigación académica, y a los efectos de enmarcar los límites y el alcance de ésta en forma precisa, se resume y puntualiza en los párrafos siguientes los objetivos de la tesis:

1. o

2.

Objetivo general. Realizar una aportación significativa a la disciplina Economía de la energía en su área de políticas energéticas, a través de contribuir mediante una propuesta metodológica orgánica y específica al proceso de formulación de la política energética del Uruguay.

Objetivos específicos. o

o

o o

3.

Recopilar, ordenar y sistematizar toda la información económica-energética internacional y regional relevante, así como la legal-institucional-regulatoriafísico/técnica y económica del sector energía en Uruguay, con miras de permitir una visión y comprensión orgánica, estratégica y única del sector energìa del Uruguay. Lograr como resultado sustantivo de la contribución una “Guía para la formulación, mantenimiento y ejecución de la política energética del Uruguay”, que sirva de manual de referencia a los responsables de la toma de desiciones en los diferentes estamentos del Estado. Proponer instrumentos indispensables que permitan la aplicación futura de la “guía” para formular la polítca energética del Uruguay. Contribuir a dimensionar la magnitud del problema sobre el cual deberá formularse una política energética específica, calculando, mediante una metodología a proponer, las proyecciones de la demanda y oferta de energías en Uruguay en función de la penetración del vector GN en la matriz de uso final y bruto.

Objetivo conexo. o

Obtener mediante ensayos los modelos de simulación de demanda adecuados como soporte para la metodología de proyección correspondiente.

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C.

La propuesta metodológica de la investigación.

De una forma general, y a veces en forma muy provisional, como en otras es muy específica, se abordarán como metodología de la investigación en lo que hace a los objetivos planteados, los puntos siguientes: 1. Series estadísticas básicas. Con fines del análisis, se procesarán las series estadísticas básicas concernientes a los diferentes aspectos del consumo de energía para los países de la región durante el período comprendido entre 1980 y 1999, tratando de darles una presentación uniforme. En algunos casos no será posible completar los datos para todos los años de la serie, motivo por el cual sólo se tomarán algunos años característicos, aunque para ello en más de una ocasión será necesario recurrir a estimaciones. El análisis de los datos estadísticos sobre energía disponibles para la región, llevará a la conclusión de que es urgente mejorar las estadísticas básicas nacionales, de modo tal que los datos compilados; cuadren con los totales nacionales, permitiendo establecer con precisión el consumo neto y bruto de combustibles, especialmente de los distintos derivados del petróleo y del gas natural; y que abarquen todos los problemas que presentan la producción y consumo de la energía eléctrica; fuentes renovables y medio ambiente y respondan a una nomenclatura uniforme para los países de la región. En lo que a combustibles vegetales se refiere, por ejemplo, la carencia de estadísticas es prácticamente total. Y sin embargo, ante la magnitud de su consumo en la región, su conocimiento es imprescindible por la forma en que éste influye en las decisiones que es necesario efectuar del consumo total de energía, y en el problema de la sustitución con energía comercial. A este respecto, sería de interés efectuar, mediante muestreo, una estimación de los consumos de la región. 2. Evolución histórica del consumo de energía total en los países de la región. El consumo total de energía en la región, si se considera el aumento de la población, permitirá observar durante el período en cuestión la variación de la disponibilidad de energía por habitante. Por otra parte es importante comparar este crecimiento con el registrado con el resto del mundo. El análisis de la evolución histórica del consumo y de la forma en que ha sido satisfecha, permitirá conocer, que si bien el aumento en los abastecimientos puede haber sido bueno o malo, en comparación con otros países del mundo; en muchos casos puede haber sido a costa de ingentes sacrificios, o a expensas de otros bienes, transferencia de recursos inadecuados, que bien pueden llegar a ocasionar graves trastornos en la economía de la región en caso de no resolverse adecuadamente, principalmente a través de una adecuada integración regional, y una simetría en lo que hace a políticas energéticas de estado en los diferentes países miembros. 3. Producción de electricidad. La producción y el consumo de electricidad deberían tener un crecimiento más fuerte que el consumo de la energía total. No obstante los posibles crecimientos mencionados, pueden ser bastante comunes las situaciones de escasez, sobre todo en aquellas zonas de mayor actividad industrial, lo que puede ocasionar serios tropiezos a la producción sin las planificaciones adecuadas. Es necesario visualizar si la evolución de la capacidad instalada, trasmisión y distribución es acompasada por la evolución de la producción; observando los diferentes niveles de utilización y los distintos grados de reserva. La importancia que se le ha concedido a este sector, por la presión que sobre el ejerce la demanda en razón de las ventajas técnicas y las comodidades que su uso representan, hacen importante la concertación de acuerdos referentes a aquellos recursos que por su ubicación tienen carácter de internacionales, sin descartar otros emprendimientos de orden bi o trinacional que permitan aprovechar las economías de escala de los países miembros.

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4. Consumos unitarios de energía. Para relacionar el consumo de energía con la actividad económica deberá estudiarse en los países de la región la evolución del consumo neto total de energía y de la producción de electricidad por unidad de producto bruto. Las tendencias a largo plazo de los consumos unitarios de energía neta total podrán diferir muy poco entre los países analizados, aún cuando sus estructuras económicas sean diferentes. Deberán compararse los consumos unitarios de los países de la región con los de otros países del mundo, enunciándose una primera hipótesis sobre el comportamiento de la relación entre el consumo total de energía y la actividad económica, hipótesis basada principalmente en las indicaciones derivadas acerca de las necesidades futuras de abastecimiento energético. De ello se concluirá, casi con seguridad, que dado que los países de la región se encuentran en etapas intermedias de desarrollo económico, el crecimiento de consumo de energía será relativamente más fuerte, obligando a mayores esfuerzos para satisfacerlo y no perturbar el desarrollo. Será necesario observar el crecimiento de consumo de electricidad frente al de la energía total, pues de ser en el largo plazo el primero superior al segundo, el consumo unitario de energía total por unidad de producto disminuirá y aumentará el de electricidad y el coeficiente de electrificación. Esta situación deberá ser tenida en cuenta por las diferentes planificaciones nacionales y regionales, en lo que hace a inversiones en capital y recursos humanos. 5. Composición del consumo bruto según los distintos tipos de energía. El análisis del problema puede mostrar a grandes rasgos que: el consumo de combustibles vegetales permanezca prácticamente estacionario; el consumo del carbón disminuya, a pesar de un relativo crecimiento de la industria siderúrgica en la región, y, de igual forma, la hidroelectricidad aumente. Por otra parte la demanda del petróleo debería haber absorbido la casi totalidad de los aumentos de energía, así como el gas natural debería estar siendo un gran sustituto del petróleo y derivados en los próximos años. Lógicamente la composición del consumo bruto total de energía variará de un país a otro de la región, como se desprenderá de las series estadísticas nacionales y regionales contenidas en este informe. La continuación de las tendencias apuntadas puede determinar la acentuación de la importancia del petróleo y de la sustitución de los derivados del mismo por el gas natura, introduciendo sensibles variaciones en las matrices energéticas nacionales y en la regional. La importancia de políticas energéticas de estado y de integración ante esta posible realidad se hace imprescindible. 6. Consumo de energía por sectores. Por la importancia que tiene, para un cabal conocimiento de los problemas de la energía y para ajustar los cálculos de las previsiones del curso futuro de la demanda de la energía y su composición, se deberá estudiar la forma en que el consumo de energía se distribuye entre los diversos sectores de la actividad económica total. Así como los datos disponibles inicialmente permitirían hacer un estudio serio sobre Argentina Brasil y Uruguay, no sería posible sacar conclusiones bien fundamentadas sobre Paraguay. De estos casos es necesario analizar en que etapa de desarrollo se encuentran los países, y qué componente del consumo de energía como bien de uso final es destinado al sector productivo y en qué medida ésta aumenta o disminuye a la vez que “progresa” la economía. El consumo destinado a las actividades productivas, especialmente a la industria de alto valor agregado y al transporte, debería adquirir cada vez mayor preponderancia, dependiendo ello de las políticas energéticas de los países de la región. Esto debería potenciar un mayor consumo energético unitario requerido por todos los sectores de la economía. El análisis del consumo por sectores mostrará el amplio campo que se abre para estudios futuros y la necesidad que también aquí existe de mejorar las estadísticas básicas.

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7. Rendimientos en el uso de la energía. El consumo bruto de un país o de un sector de su economía no basta para determinar el verdadero grado de desarrollo de la energía, ya que éste es función tanto de cantidad de la energía consumida como del rendimiento con que se la utiliza. Para formarse una idea más cabal del problema será imprescindible establecer un balance energético en las diversas etapas del proceso de la energía. AsÍ al analizar las diferencias entre la energía bruta y la energía final se evidenciarán los distintos rendimientos que presentan la extracción, adecuación y transporte del elemento. Posteriormente para medir la energía útil es necesario conocer la eficiencia con que la energía fue utilizada (los aparatos de utilización) Lo que precede indica que el coeficiente total de rendimiento, es decir el que resulta de dividir la energía útil o aprovechada por la energía bruta, no representa la forma como actúa el sistema energético. Para interpretar adecuadamente las características de eficiencia de éste es necesario analizar los rendimientos en cada sector consumidor de energía. Conviene recordar que los rendimientos que se logran en la utilización de la energía no solo variarán considerablemente entre los diferentes sectores consumidores sino que además mejorarán dentro de cada sector, con ritmo y características muy distintas como resultado del avance técnico y de la presión de coyunturas y factores económicos. Por otra parte desde que el uso doméstico de combustible tiene un rendimiento diferente al de las demás ramas el predominio porcentual de ese modo de consumo puede mejorar o empeorar el coeficiente global de rendimiento, oscureciendo el hecho -si tal fuera el caso- del buen o mal uso industrial de la energía y viceversa. Es evidente entonces que el análisis del consumo de energía en la región tiene forzosamente que ser completado con un estudio de las eficiencias con que tal consumo se realiza en sus principales sectores, y la coyuntura económica asociada. Teniendo en cuenta que la investigación en los rendimientos de la etapa final,o sea, entre la energía útil y la final, solamente puede realizarse de manera seria y científica a partir de encuestas específicas a los consumidores y que; la validación, conclusión y propuestas socio –energéticas asociadas a dicha encuesta por sí sola basta para una plan de tesis o maestría en el área mencionada; en esta monografía y a partir de la información disponible se orientará a analizar esencialmente para Uruguay los usos donde el nuevo energético del país, el GN, puede y debería penetrar (si las condiciones regionales son las adecuadas) a efectos de generar una política energética que apunte entre otras cosas al ahorro de divisas al país. En resumen la temática de rendimientos se desarrollará de manera general en este capítulo apuntando a los rendimientos de las cadenas energéticas y marcando una idea de los rendimientos para la economía referente de la región, de Brasil y promedio de América Latina. Posteriormente se retomará la temática de rendimientos y eficiencias específicamente para Uruguay en la Parte III de esta tesis. 8. Rerecursos de energía. Este punto intentará sistematizar una recopilación profunda y científica de la información, y buscará obtener escenarios energéticos regionales para ser usados en la prospectiva energética del Uruguay, Parte III de esta tesis. Por ende y centrados en Uruguay, la variable relevante para definir estos escenarios es la política energética que defina Brasil para los próximos 30 o 40 años, y en menor medida Argentina en cuanto a su política explícita de GN (la que dependerá también de Brasil) Se presentará el estado a la fecha (año 2001) de las reservas de los recursos energéticos fundamentales y la infraestructura para aprovecharlas. Se pretenderá tener una idea general de la distribución de recursos energéticos y del consumo a nivel mundial, marcando las regiones geopolíticas de mayor relevancia en dichos tópicos También se buscará evidenciar a través de la relación reservas-producción, cuáles energéticos son los pilares para el desarrollo de las próximas 3 décadas y para la integración energética de la región.

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9. Prospecciones del consumo y de la producción de energía. Las proyecciones de las variables relevantes de la actividad económica del sector energía, a saber: demandas, ofertas y rendimientos, permitirán entre otros tópicos marcar un conjunto de lineamientos futuros o prospectiva energética en obras de infraestructura y/o políticas de precios y tarifas; así como en políticas tendientes a la sustitución entre fuentes y/o entre artefactos de utilización de energía, buscando mejores rendimientos globales de la energía y finalmente de la economía del país. Ante el inexorable encuentro con la incertidumbre del futuro, la técnica de definición de escenarios posibles y bien contrastables buscando obtener soluciones o prospectivas robustas, es esencialmente la forma o técnica universalmente usada por los planificadores. Lo sustantivo no es la técnica en sí, sino, la definición de escenarios bien diferenciados y esencialmente en las áreas o variables que afecten de forma notoria la evolución de nuestro sistema en estudio y los objetivos buscados. El planteo formal de la técnica implica la definición en primera instancia de los escenarios “socio –económicos”, marcando el espacio origen de dichos escenarios, a saber, mundial, regional o nacional, y finalmente explicitando como se esperan que impacten en las variables “socio-económicas” del país. En segunda instancia y para cada escenario “socio-económico” se deberán formular los escenarios “energéticos”, a efecto de satisfacer de energía al escenario “socio – económico” referente. Los aspectos significativos de los escenarios “energéticos” pasan por lo general por delinear cambios o reestructuras, cuando corresponde, en alguno de los siguientes aspectos: el sistema de abastecimiento, el entorno económico-financiero y tecnológico de la energía, las condiciones legales e institucionales, los sectores de consumo y finalmente el uso racional de la energía. Se marca de todas maneras que la propuesta final de escenarios, implicaría un proceso iterativo de convergencia en la formulación final de la pareja escenario “socio–económico ” y “energético”, debido a que se generan impactos de uno sobre el otro y viceversa. En general salvo países con dependencia económica marcada del sistema energético como por ejemplo Venezuela y Kuwait, la iteración no debería pasar de dos pasos e inclusive de uno. Esta última situación es la de la región y especialmente de Uruguay. 10. Inversiones y divisas necesarias. Fijadas las necesidades anuales de suministro de los diferentes combustibles y de electricidad, así como la parte que se espera satisfacer con producción nacional, es necesario estimar la magnitud de las instalaciones que permitirán su consecución. Es decir se trata de determinar las capacidades como las siguientes: centrales eléctricas, refinerías de petróleo, medios de transporte y distribución de los consumos de origen nacional y extranjero, etc. La capacidad de estas instalaciones debe permitir un servicio adecuado de las demandas instantáneas en los diversos lugares, para lo cual, además de las capacidades anuales que deben atenderse en el conjunto del país, ha de tenerse en cuenta su distribución a través del año y en las diversas regiones caracterizadas. Solo así y con los debidos márgenes de reserva para emergencias, se podrá hacer frente a los máximos de curvas de demanda y disponer de los necesarios centros y terminales de transmisión y distribución. Sin embargo como la amplitud de este estudio no ha permitido una proyección de las necesidades en esta forma detallada, sino únicamente en escala nacional y en totales anuales, solo aproximadamente se podrá calcular la magnitud de las instalaciones. Para esto se usarán coeficientes que relacionan los comportamientos medios nacionales de los diversos elementos que entran en juego, sin tomar en cuenta diferencias locales estacionales u ocasionales. Tales coeficientes se han adoptado en función de la experiencia real de los diferentes países y de las alteraciones que es dable esperar como resultado de nuevas tasas de desarrollo económico, o de nuevos niveles de abastecimiento energético.

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II.

Evolución reciente de la economía-energética de la región y el mundo; la caracterización relevante.

A.

El consumo de energía total, el contexto mundial.

1. Evolución histórica La visión retrospectiva de la energía en la región que se presenta en este trabajo se extiende solo a las características principales que contribuyen a fijar su magnitud y composición con casos similares dentro y fuera del continente americano. En el caso del Uruguay, el escenario retrospectivo responde a una matriz energética muy diferente a la futura, al ingresar el gas natural a partir del 2003. Este análisis está principalmente condicionado al conocimiento de la estructura general y de las necesidades que podrían surgir en el futuro acerca de la probable demanda de energía y de la forma de satisfacerla. Se examina en primer lugar la evolución del consumo bruto del conjunto de las formas de energía, ya provenientes directamente de recursos naturales nacionales o de la importación. Por otra parte se consideran solo las llamadas formas tradicionales de energía inanimada: el petróleo y refinados, gas natural, carbón, electricidad que de ahora en adelante se llamarán formas comerciales de la energía. Las formas animadas de energía- trabajo de animales y del hombre-representan una cantidad de energía relativamente pequeña frente a las formas inanimadas. Adicionalmente cuando hablemos de energía total, nos referiremos a la energía comercial adicionada a la proveniente del uso de leña y residuos de biomasa que, estas últimas, al estar su mayor parte dentro de la economía informal, escapan a las estadísticas comunes. Estos consumos de las formas comerciales y del total desde 1980 hasta el año 1999 aparecen en el cuadro 1, elaborado en base a las fuentes citadas. Cuadro 1 2 Región (Mercosur ): Consumo Bruto De Energía

6

c

10 tep

1980 1985 1990 1995 1999

127 139 158 194 239

energía comerciala energía totalb 6 c Porcentaje de Porciento sobre 10 tep Porcentaje aumentod energía total de d aumento 79 160 1,7% 80 174 1,6% 2,7% 84 189 1,7% 4,2% 88 220 3,1% 3,5% 91 262 3,0%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y otros. a) petróleo, gas natural, hidroelectricidad, nuclear y otros b) energía comercial y combustibles vegetales c) tep de 10.700 kcal/kg. d) los por cientos(%) de aumento se refieren al promedio acumulado anual para todo el período desde el año inmediatamente anterior al que aparece en el cuadro.

En el año 1999 la región recibió para satisfacer las necesidades totales de energía, 262 millones de toneladas de petróleo, cantidad que provino en más del 90% de las formas de energía comerciales y el resto de recursos vegetales.

2

Siempre que se mencione la región, se estará haciendo referencia a el MERCOSUR, es decir Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay. En caso de adicionar otros países como Chile, Bolivia y Perú se efectuará de forma explícita.

30

Es interesante señalar que el aceleramiento progresivo que mostraron las tasas medias de crecimiento anual hasta 1980, caen en los años 1982 y 1983 como consecuencia del quiebre del tipo de cambio en Argentina y Uruguay (abril de 1981 y noviembre de 1982 respectivamente), para volver a crecer hasta 1999 en que se produjo una fuerte devaluación en Brasil. La impronta de la guerra del Golfo en Medio Oriente en 1992, afectó sustancialmente a la región en el mediano plazo. Las formas que mas rápidamente han crecido son las comerciales, permaneciendo la situación de las vegetales prácticamente estacionaria. La parte de esta energía bruta que estuvo realmente a disposición de los consumidores, una vez descontado el gasto para producirla, adecuarla y transportarla, es decir lo denominado consumo final, ha representado un porcentaje cada vez menor para las comerciales y con aumento para el total de la energía. Las cifras consignadas se exponen en el cuadro 2. Respecto a las formas comerciales, la disminución de la oferta final de energía se debe al peor rendimiento en promedio de las cadenas energéticas comerciales regionales, a saber producción, transporte y distribución, y a razones particulares como por ejemplo en Uruguay el alto grado de electrificación que implican aumento lógico de pérdidas técnicas. Sin embargo por la forma en que se computa la equivalencia calórica de la electricidad, en el caso del Uruguay, permitiría (se verá más adelante) aumentar los rendimientos o la oferta final de energía, en otras palabras mediante una complementación mas racional de las formas comerciales de energía. Respecto al total de energía, la mejora de oferta final es claramente por el predominio paulatino de las comerciales sobre las no comerciales. Cuadro 2 Región: Consumo Final Porciento Del Consumo Bruto De Energía

1980 1985 1990 1995 1999

ENERGÍA COMERCIAL 1

ENERGÍA TOTAL 2

82,2% 79,3% 82,2% 79,6% 78,9%

65,2% 63,3% 68,7% 70,2% 71,5%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 1) Cociente energ.final comercial/energ. bruta comercial 2) Cociente energ.final total/energ. bruta total

2. Posición de la región en el mundo ¿Cómo se compara el consumo de energía de la región, con otras grandes regiones del mundo? El cuadro 3 responde en parte a esta pregunta. Cuadro 3 Consumo Bruto De Energía, Usa, Europa Y La Región, Año 1999 (En Tep) TOTAL POR HABITANTE Energía comercial 106 tep Porcientos/USA Kep Porcientos/USA Región 239 12% 1108 15% Europa 990 51% 2082 29% USA 1958 100% 7173 100% Energía total Región Europa USA

262 1025 2041

13% 50% 100%

1223 2153 7449

16% 29% 100%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y de AIE-2000

31

Al promediar los consumos por habitante correspondientes, la región muestra valores que alcanzan del 15 al 16% respecto del consumo USA, valores bastante menores a la de países mas avanzados como USA y Europa. Con todo conviene subrayar que las tasas de crecimiento, a las que se hacía referencia más arriba, permitirían a la región ir ganando terreno en estas posiciones relativas. En el período considerado la región aumenta su consumo según tasas mayores que la de los países desarrollados (léase el cuadro 4). Cuadro 4 Región: Tasa De Variación Del Consumo De Energía Bruta Por Habitante En Comparacion Con El Resto Del Mundo COMERCIAL 1980-89 0,5% 1,1% -0,3%

Región Europa USA

1990-99 2,6% -1.1% -0,3%

TOTAL 1980-89 0,2% 1,1% -0,3%

1990-1999 1,7% -1,1% -0,4%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y de AIE-2000

3. Consumo en los países de la región Avanzando en el estudio del consumo bruto de energía en la región, se puede examinar como se distribuye entre los diferentes países que la integran. (Léase cuadro 5) Los consumos por habitante resultan comparables tratándose de la energía total, no así de la energía comercial, donde se aprecian sensibles diferencias relativas. Esto revela el uso desigual que los países hacen de los combustibles vegetales para satisfacer sus necesidades energéticas, concentrándose las más altas proporciones en los países de menor ingreso. La circunstancia de que los países tengan que importar parte o la totalidad de los combustibles que consumen, no guarda relación directa con su nivel de consumo. Así, países de alto consumo de energía total por habitante pueden encontrarse entre los autosuficientes como entre los parcialmente dependientes de importaciones o entre los totalmente importadores. Cuadro 5 Países De La Región: Consumo Bruto De Energía Comercial Y Total PAÍSES

Argentina Brasil Paraguay(a) Uruguay Total (b)

TOTAL 6 10 tep Comercial 64 169 3,2 2,9 239

Total 65 189 4,8 3,3 262

Porcientos Comercial 26,9% 70,6% 1,3% 1,2% 100%

Total 24,7% 72,2% 1,8% 1,2% 100%

Proveniente de importación %/Energía Com Total

por habitante (Kg. equivalente de petróleo) Comercial Total 3,8% 3,6% 1705 1723 21% 19% 997 1128 44% 29% 568 876 79% 69% 842 956 18% 16% 1108 1223

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 (a) Si bien Paraguay importa el 100% del crudo, este implica un 44% en la matriz de energía primaria dado el alto consumo de biomasa y a la falta de datos oficiales fidedignos (b) Las importaciones extra regionales para el caso comercial, o sea la dependencia externa al MERCOSUR, es del orden de un 10 % del 18% marcado.

Se observa que Brasil y Paraguay han crecido todo el período las formas comerciales por habitante, lo que significa mayor energización neta por el mejor rendimiento de éstas (véase cuadros 6A y 6B) o por no estar al límite de electrificación.

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Cuadro 6 A Región: Tasas De Variación De Consumo Bruto Por Habitantea Países Argentina Brasil Paraguay Uruguay Total

Energía comercial 1980-89 1990-1999 -0,72% 2,25% 1,19% 2,68% 5,12% 3,93% -1,37% 3,47% 0,54% 2,57%

Energía total 1980-89 1989-1999 -0,74% 2,22% 0,59% 1,61% 2,19% 0,93% -0,93% 2,41% 0,23% 1,75%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 a) Tasas anuales acumulativas

Cuadro 6 B a Región: Tasas De Variación De Consumo Final Por Habitante

Países Argentina Brasil Paraguay Uruguay Total

Energía comercial 1980-89 1990-1999 -1,17% 2,71% 1,28% 1,95% 3,18% 2,87% -1,94% 4,09% 0,58% 2,16%

Energía total 1980-89 1990-1999 -1,23% 2,71% -1,33% 1,95% -5,93% 2,87% -4,13% 4,09% -1,43% 2,16%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 a) Tasas anuales acumulativas

4. Consumo de energía y grado de desarrollo económico Lo expuesto hasta el momento permite afirmar, respecto del abastecimiento de energía en la región, que el consumo se realiza a niveles bastante mas bajos (mirar gráficos 2A y 2B) que en los países industrializados. Si bien las tasas relativamente altas, con que crece el consumo por habitante, especialmente si se toma la influencia cada véz mayor de los combustibles comerciales, son signos alentadores, queda todavía mucho por mejorar. Esto, naturalmente, no dice mucho sobre la cuestión, ya que los niveles a los que se realiza el consumo dependen de las características económicas de cada país, lo que es preciso tener en cuenta al efectuar estas apreciaciones. Para calificar debidamente la situación de consumo de energía en la región sería preciso establecer previamente lo que podría ser un consumo adecuado para cada país en su etapa de desarrollo y con sus características específicas de tipo de producción, condiciones naturales, etc. Un consumo real inferior (referido al adecuado), con su tasa asociada, constituiría una situación de bajo consumo, que podría deberse a una oferta insuficiente, es decir a un déficit de instalaciones- lo que ocurre especialmente con la electricidad-, o a una falta de demanda, lo que también se observa, aunque en menor escala y solo en ciertas regiones o en países de bajo nivel de ingresos, si bien lo más frecuente es que la causa sea la combinación de ambos factores. En algunos casos, aunque la demanda sea satisfecha, puede haber déficit de capacidad en las unidades productoras de energía cuando éstas, para producirla, deben ser forzadas por encima de la producción máxima técnicamente aceptada. Es muy difícil la determinación de consumos y de tasas adecuadas que permitan comprobar los casos en que el consumo es muy superior a éstas como ocurre con ciertas formas energéticas que se ven favorecidas por distorsiones en el mecanismo de los precios. Análogas anomalías se producen cuando las señales del mercado llevan al equipamiento y al uso inadecuado de los sectores consumidores.

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Si además de un consumo adecuado se puede definir un consumo mínimo, con su tasa asociada, en función de las necesidades mínimas del cuerpo social y de un razonable nivel de productividad, se podría llegar a determinar si existen situaciones de verdadero subconsumo, cuando el caso real se da por debajo de esta tasa límite inferior, lo que sucede en algunas zonas de la región. La tarea de fijar estos patrones de consumo implicaría una labor de investigación que escapa al marco de este trabajo y no puede afirmarse inicialmente que sea técnicamente posible. Para ponderar en cierto modo la situación de consumo de energía en la región, solo cabría entonces hacer comparaciones con países de afuera del continente. Sin embargo se presentan varias dificultades para representar en términos cuantitativos los diversos factores que componen la demanda energética. Es conveniente recordar lo expuesto en “la identificación del problema” de la presentación de esta tesis, sobre la energía como factor económico en su doble carácter de bien de consumo y factor de producción, ya que su comportamiento es totalmente diferente. La energía que utiliza la población está íntimamente relacionada con su posibilidad de adquirila, es decir, con el nivel de ingreso medio por habitante. En esto influyen, además, la distribución de este ingreso entre los grupos consumidores, las condiciones de la oferta entre los grupos consumidores, el grado de urbanización, el clima, los hábitos, etc. Por otro lado, en la energía utilizada para producción, influyen, el volumen de esta -que se cuantifica mediante el producto bruto- sus características y el grado de mecanización. Una economía dotada de recursos excepcionales de tierra y clima podrá alcanzar un producto muy elevado por unidad de energía consumida en la producción. Una economía rica en recursos minerales o forestales necesitará grandes cantidades de energía para desarrollarlos. La existencia de cierto tipo de industrias, o de un elevado nivel de productividad general se traduce en muy altos consumos de energía. Resulta importante intentar en primer término una valoración de la posición relativa del abastecimiento energético de la región en función de sus respectivos niveles de ingreso medio por habitante, índice que mejor representa, en términos relativos, las posibilidades económicas y el grado de desarrollo general. Con este motivo se ha reunido información para una época reciente (1980 1999) y se han construido los gráficos que relacionan el consumo final de la energía con el correspondiente producto bruto, ambos por habitante (ver grafico 1A y 1B). Es interesante apreciar las desviaciones que presentan los países respecto de la media de la región. Estas diferencias son expresión de los múltiples factores que, como se dijo, intervienen en la demanda de energía. Un análisis exhaustivo de las mismas sería del mayor interés y conduciría a las únicas conclusiones válidas en una comparación de este tipo. Sin embargo las exigencias de tal análisis escapan a la naturaleza de este trabajo. Solo puede llamarse la atención hacia la significación de estas situaciones, que si bien son una simplificación fuerte, son válidas para una primera orientación en la identificación y diagnóstico del problema.

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Gráfico 1A: Consumo De Energía Unitaria En Función Del PBI Unitario. CORRELACION ENERGIA FINAL CON EL PBI 9000 8000 7000

0,0198

KEP/HAB

REGION

y = 6195x R2 = 0,0114

6000

USA EUROPA

5000 4000 3000

-0,4702

2000

y = 223562x R2 = 0,0903

1,1664

y = 0,0868x R2 = 0,7718

1000 0 0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

USD-1980/HAB

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y de AIE-2000

Gráfico 1 B: Consumo de energía unitaria en función del PBI unitario. CORRELACION ENERGIA FINAL PBI- PAISES REGION 1400,0

0,961

y = 0,2856x 2

R = 0,8559

1200,0

1000,0

1,8015

y = 0,0004x

BRASIL

2

R = 0,589

800,0

ARGENTINA 600,0

0,9562

URUGUAY

y = 0,2429x 2

R = 0,6551

400,0

PARAGUAY 200,0

1,6942

y = 0,002x 2

R = 0,0369

0,0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

PBI-1980/HAB

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

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Los países de estructura económica que presentan algunas industrias de un relativamente alto consumo de energía sugieren líneas de tendencia casi paralela a la promedio. Casi identificándose con la media estarían los países que desarrollan otras actividades también importantes como agrícola ganadera, forestación, etc. De las cifras consignadas surgen valores como que Argentina y Uruguay necesitan 0.2 Kg. de petróleo equivalente por 1000 dólares de producto bruto interno, seguido de Brasil con 0,3 Kg. de petróleo equivalente por unidad de producto bruto. Otros países como USA y Europa presentan valores de 0.25 y 0,12 unidades por unidad de producto (ver gráfico 3). Es extraño que países que aún teniendo un alto componente agrícola ganadero en sus economías, como Argentina y Uruguay, presenten una relación similar a USA. No son países de una alta productividad industrial y el crecimiento de los sectores productivos ha sido magro y hasta negativo, lo cual no justifica el crecimiento del producto. Es importante analizar el caso argentino y uruguayo que en los últimos tres períodos de gobierno han tenido un crecimiento del producto poco real debido a la llegada de grandes cantidades de capital financiero especulativo atraído por un tipo de cambio anclado y tasas de interés tres y cuatro veces superiores a las internacionales..

Gráfico 2 A: Evolución del consumo de energía bruta en USA, Europa y la región CONSUMO UNITARIO DE ENERGIA BRUTA TOTAL EN REGION, USA Y EUROPA 9000,0 8000,0 7000,0 6000,0 KEP/HAB

REGION 5000,0

USA

4000,0

EUROPA

3000,0 2000,0 1000,0 0,0 1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

AÑO

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y de AIE-2000

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Gráfico 2 B: Evolución del consumo de energía bruta en países de la región.

CONSUMO UNITARIO DE ENERGIA BRUTA TOTAL EN PAISES DE LA REGION 1800,0

1600,0

1400,0

BRASIL ARGENTINA

1200,0

URUGUAY PARAGUAY

1000,0

REGION

800,0

600,0 1980

1985

1990

1995

2000

AÑO

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

Este capital ha incrementado el producto bruto sensiblemente en ambos países. El privilegiar al sector financiero sobre el sector productivo ha desvastado gran parte de los aparatos productivos de estos países. En los últimos años (caso uruguayo) todos los sectores de la economía han tenido un crecimiento negativo, excepto el sector financiero. Esta transferencia de recursos de los otros sectores de la economía hacia el sector financiero no es transmitida por las correlaciones efectuadas. Al ser el crecimiento del sector productivo limitado por el valor del crédito ( las altas tasas de interés), el producto no crece lo suficiente para sostener un tipo de cambio anclado. Es entonces que comienzan a desaparecer las reservas de los Bancos Centrales en tiempos record y se recurre al crédito externo para mantener el tipo de cambio, que no es otra cosa que financiar la fuga de capitales. De igual forma en que creció ficticiamente el PBI, a la hora de la fuga de capitales este bajó a niveles mucho menores. Por lo expuesto, la real relación de energía por unidad de producto en estos países debería ser sensiblemente mayor, en el futuro, como corresponde a etapas recesivas. También se encuentran casos en el extremo opuesto, como es el caso de Israel que tiene un nivel de ingreso real muy alto para la etapa de desarrollo que vive, lo cual se traduce en un bajo consumo unitario de energía. Hechas estas aclaraciones sobre el cuidado que debe tenerse con el uso y la interpretación de los indicadores globales, que en situaciones normales son de una gran utilidad, en la medida que se consideren en forma aislada y no se apliquen sectorialmente, pueden llevar a errores capitales en una posterior proyección de la demanda. Las desviaciones mencionadas de la relación energía por unidad de producto son más importantes cuanto más crece el ingreso en términos reales. En otras palabras cobran una importancia superlativa las diferencias estructurales de las economías de cada país.

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Correlaciones como las efectuadas permiten determinar la llamada elasticidad ingreso de la demanda, esto es el cambio porcentual de la demanda de energía en función del ingreso. En países de bajo ingreso el valor de esta elasticidad se sitúa por debajo de la unidad. Los países más desarrollados presentan una elasticidad superior a la unidad, significando que por cada uno por ciento que aumente el ingreso puede esperarse un aumento similar en la demanda de energía. Las variaciones entre el consumo de energía en función de las variaciones del ingreso, deben responder necesariamente al comportamiento histórico de ambos factores. Es lo que se tratará de verificar para la región en su conjunto y para cada país en particular. Los resultados se presentan en el gráfico 3 que expone la evolución histórica del consumo final de energía por unidad de producto para el período 1980-1999. Se aprecia que al crecer el producto, el consumo de energía que debería crecer con una intensidad ligeramente menor, ha crecido en general (salvo Uruguay) con una intensidad bastante mayor en la mayoría de los países, lo que arroja el resultado de que las líneas que representan los consumos brutos por unidad de producto presenten tendencias crecientes entre 1980 y 1999 para algunos países y decrecientes para Uruguay, como se puede observar en los cuadro 7-A y en gráfico 3.

Cuadro 7-A Región: Intensidad Energética Bruta Del PBI Promedio 1980-1999 (kep /10(3)US$ 1980) Argentina Brasil Uruguay Paraguay

347 294 262 627

Tasa de variación anual acumulativa. 1980-89 1990-1999 0,61% 1,25% -0,35% 2,22%

0,81% -0,39% -0,09% 1,52%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

Cuadro 7-B Región: Intensidad Energética Final Del Pbi Promedio 1980-1999 Tasa de variación anual acumulativa. (kep /10(3)US$ 1980) 1980-89 1990-1999 Argentina Brasil Uruguay Paraguay

276 206 218 558

-1,33% -1,23% -4,13% -5,93%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

1,95% 2,71% 4,09% 2,87%

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Gráfico 3 Evolucion De La Intensidad Energética Del Pbi, Usa, Europa Y Países Del La Región. INTENSIDAD ENERGÉTICA FINAL DEL PBI 700,0

600,0

BRASIL

KEP/1000 US$ 1980

500,0

ARGENTINA 400,0

URUGUAY PARAGUAY

300,0

USA 200,0

EUROPA

100,0

0,0

1980

1985

1990

1995

2000

AÑO

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y de AIE-2000

En perÍodos anuales o breves, los consumos unitarios han oscilado, alcanzando valores superiores o inferiores a los promedios que indican las líneas de tendencia. Ello se debe a la mayor inercia del consumo de energía que le impide adecuarse a rápidas variaciones del producto, lo que hace que el consumo unitario disminuya en años de fuerte incremento del producto y aumente en perÍodos de crisis. En los países importadores de crudo como Brasil, Paraguay y Uruguay se aprecia la influencia de las variaciones de los precios del crudo y refinados en el mercado realizado mundial. Es notorio el crecimiento de Brasil y Paraguay y el estancamiento de Uruguay (único con tendencia decreciente) en el entorno a 1992, año del conflicto en Medio Oriente. La tendencia decreciente del consumo unitario del Uruguay merece un comentario especial. En las etapas de desarrollo por las cuales ha pasado últimamente Uruguay se ha presentado, en mayor o menor grado, una marcada tendencia hacia el aumento relativo de los sectores del producto de más alto consumo relativo de energía, por lo cual habría sido lógico esperar un crecimiento en los consumos unitarios. Podría pensarse en una tendencia inversa resultante de un mejor aprovechamiento de la energía. Sin embargo es notorio que en Uruguay las mejoras técnicas no han sido suficientes para lograr tal efecto. Como se comprueba que el consumo global de energía ha crecido menos que el producto, debe buscarse la razón de ello en la demanda de la energía como bien de consumo.

39

Su menor crecimiento con respeto del producto bruto ha contrarrestado y superado los menores aumentos relativos de la energía destinada al sistema productivo. En el actual estado de desarrollo económico del Uruguay, los consumos domésticos de la mayor parte de la población no acusan grandes variaciones por no haberse alcanzado los niveles de ingreso por habitante en que la elasticidad del consumo de energía con relación al ingreso aumenta con intensidad. Sin embargo existen otros factores como ser el permanente deterioro de la industria liviana y manufacturera (mayor desocupación), la primacía de la producción de materias primas agropecuarias (bajo nivel de ocupación o valor agregado) y un altísimo grado de electrificación del País (97%), que contribuyen al decrecimiento del consumo de energía final por unidad de producto. Por otra parte el diagrama eléctrico de cargas del Uruguay (se vará en la parte III) es muy empuntado, siendo el crecimiento de los picos superior al crecimiento de la energía eléctrica, producto de conflictos de intereses entre las diferentes formas de energía (calefacción y calentamiento de agua se hace con electricidad) que muestran la falta de complementación racional entre las diferentes formas de energía. Esto sumado al olvido de la teoría del valor y los precios, mecanismo de precios, que olvida que deben mantenerse la relación de precios relativos antes y después de impuestos, ha llevado a grandes deseconomías internas con enormes pérdidas sociales. Esto, en forma muy primaria, estaría marcando la falta de planificación energética y la de una política energética de Estado en el Uruguay, situación que podrá conocerse en su mayor o menor gravedad en los capítulos posteriores. Dejando el caso puntual del Uruguay, estudios realizados permiten afirmar que la influencia de la disminución del consumo unitario de energía para consumo es más acentuada en los países de menor grado de desarrollo económico y que cuando los países han alcanzado un mayor ingreso por habitante, esa influencia se atempera y adquiere, por lo tanto, mayor importancia la de la estructura de la producción y sus rendimientos. En este momento, en que la energía como factor de producción es de igual o mayor importancia que la energía como bien de consumo, que la correlación estudiada resulta insuficiente y es necesario plantear a la misma bajo otro enfoque: el “de los senderos energéticos”, que toman en cuenta en un mismo plano tres aspectos fundamentales, a saber, intensidad energética del PBI, ingreso medio y el consumo medio y que se desarrollará al final del capítulo (Ver gráficos 4A a 4E). Analizada la evolución histórica y la situación internacional parece conveniente formular una primera hipótesis acerca del comportamiento de la relación entre el consumo de la energía total y la actividad económica, principalmente por las indicaciones que podría proporcionar acerca de las necesidades futuras de abastecimiento energético. En las etapas iniciales del desarrollo, el consumo de energía crecería, en general, con menor intensidad que el producto bruto y, por lo tanto, se registraría un consumo unitario decreciente (elasticidad-producto bastante inferior a la unidad). En cambio, más adelante, a niveles intermedios del desarrollo -cuando ocurren acentuados cambios en la estructura de producción- caracterizados principalmente por una mayor expansión de la industria y otras actividades cuyos insumos de energía son proporcionalmente mas altos y el incremento de los consumos domésticos adquiere mas fuerza-, los abastecimientos de energía crecerían por lo menos con intensidad similar al aumento del producto bruto (elasticidad-producto cercana a la unidad). Finalmente al lograrse un alto nivel de desarrollo y una más estable estructura de los diversos sectores productivos, el consumo unitario volvería a ser decreciente, debido esta vez a la posibilidad de un mejor rendimiento en el uso de la energía y a una saturación parcial del consumo doméstico.

40

Gráfico 4A SENDERO ENÉRGETICO REGION-USA-EUROPA 700

EF/PBI EN KEP/1000 US$

600

500 8000 KEP/H 7000 KEP/H

400

300

200

2800 KEP/H

500 KEP/H 2200 KEP/H

100 2000

7000

12000

17000

22000

27000

PBI/HAB EN US$-1980

REGION

USA

EUROPA

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y de AIE-2000

Gráfico 4B SENDERO ENERGÉTICO 1980-2000 PAISES DE LA REGION 700

900 KEP/H

1400 KEP/H

EF/PBI EN KEP/1000 US$

600

600 KEP/HAB 500

400

300

200

350 KEP/H 100 1000

2000

3000

4000

5000

6000

PBI/HAB EN US$-1980

REGION

BRASIL

ARGENTINA

URUGUAY

PARAGUAY

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

41

Gráfico 4C SENDERO ENERGETICO QUINQUENAL BRASIL 560 KEP/H

500 KEP/H

470 KEP/H 300

2000

400 KEP/H

1990

BRASIL

275 1995 1980

1985

250 2500

2750

3000

3250

3500

PBI/HAB EN US$-1980

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

Gráfico 4D

SENDERO ENERGETICO QUINQUENAL ARGENTINA 1050KEP/H

250

1400 KEP/H

750 KEP/H

225

1995

2000

1990 1985

200

ARGENTINA 1980

175

150 4000

4250

4500

4750

5000

5250

5500

5750

6000

PBI/HAB EN US$-1980

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

42

Gráfico 4E

SENDERO ENERGETICO QUINQUENAL URUGUAY 630 KEP/H 715 KEP/H

250

820 KEP/H

590KEP/H

1985

1980 URUGUAY

225

2000

1990 1995 200 2000

2250

2500

2750

3000

3250

3500

3750

4000

PBI/HAB EN US$-1980

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

Gráfico 4F

SENDERO ENERGETICO QUINQUENAL PARAGUAY 650

645 KEP/H 1995

2000 600

590 KEP/H 1990 PARAGUAY

550

525 KEP/H

1985 1980

500

450 1100

1150

1200

1250

1300

PBI/HAB EN US$-1980

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

43

¿Cómo podrían servir las consideraciones formuladas hasta el momento respecto de la posición relativa de los países para predecir el curso futuro del consumo de energía de los países cuando crezca su ingreso? Debe responderse que, si bien la proyección de las necesidades de un país en cuanto a su sector energético implica un análisis específico detallado tanto de las necesidades de los distintos sectores, cuanto de las posibilidades de abastecimiento según los recursos naturales del país, las correlaciones mostradas aquí pueden servir de instrumentos para analizar en forma preliminar y a grandes rasgos problemas de esta especie. Ellas permitirían dar aproximadamente la situación presente del consumo de un país en relación con otros y aportar de esta manera un criterio más para poder establecer tasas adecuadas de consumo. El comportamiento histórico de la relación consumo-unidad de producto es un buen instrumento para realizar proyecciones de la demanda, ya que se puede referir al país precisamente en estudio, con lo que se tomarán en cuenta automáticamente las características económicas que influyen en la demanda de energía. Claro está que un análisis de tal naturaleza debería tener muy en cuenta la forma en que en el futuro puede variar esta misma estructura económica para hacer, de acuerdo a ella, las alteraciones necesarias en la tendencia histórica. Sin embargo nunca se insistirá lo suficiente en que todo cuanto precede son solo generalizaciones que fijan el orden de magnitud de los fenómenos y más bien sugieren pautas metodológicas.

44

B.

Consumo de energía regional por fuente; sustitución y precios.

1. Consideraciones Generales Analizada la evolución del consumo global de energía, en la región, corresponde examinar cómo se ha satisfecho la demanda base de las diferentes formas de energía. Esto reviste marcada importancia porque el problema más serio en las proyecciones del abastecimiento de energía, no es predecir su magnitud total, sino elegir entre las muchas combinaciones de medios que pueden utilizarse para satisfacerla. Éstas serán función de los recursos naturales que posea el país, de la magnitud y características de la demanda, de la existencia de usos que requieran ciertas formas irremplazables, de las tendencias mundiales en lo que hace al uso y disponibilidad de los diferentes combustibles, de la existencia de instrumentos para su uso, etc. Las facilidades de distribución internacional están haciendo que los recursos naturales de un país no tengan una importancia decisiva en la estructura del sector energético, aún cuando por consideraciones de política económica resulte conveniente el fomento de la utilización de estos elementos autóctonos, aunque ello implique inversiones o costos ligeramente superiores. Muchas son las consideraciones que podrían aducirse para reforzar la importancia de llegar en cada caso a ubicar con cierta precisión las posibilidades de las diversas formas energéticas frente a un problema de abastecimiento. El análisis de la experiencia en la región a este respecto se confinará, como en general se hará en este estudio, a destacar rasgos sobresalientes y precisar el contorno general del fenómeno. Una primera distinción entre formas de energía se ha hecho ya en el estudio de la evolución del consumo total al considerarse separadamente las formas comerciales de las que no lo son (véase de nuevo el cuadro 1). Allí se vió que las formas no comerciales si bien han prácticamente mantenido su valor absoluto, han experimentado una baja notable en su participación porcentual en el total de la energía consumida del 21% en 1980 al 9% en 1999. Tal es el proceso natural de desplazamiento de las formas de energía de más bajo rendimiento. En el cuadro 8 se aprecia mejor la evolución que el consumo de energía, según las distintas formas comerciales, ha tenido en la región. Cuadro 8 Consumo Bruto Total Mercosur Por Formas De Energía Comercial. 106 TON. DE PETRÓLEO EQUIVALENTE

PETRÓL

HIDRO

NUCLEAR

GAS NATURAL

CARBON MINERAL

OTROS

1980 1989 1999 Porcientos del total

84,2 84,6 110,8

13,0 22,9 33,1

0,5 1,4 1,3

12,1 23,6 39,0

6,3 10,1 12,0

10,8 15,3 34,7

1980 1989 1999 Tasas de crecimiento Anual 1980-1989 1989-1999 1980-1999

66,3% 53,5% 48,0%

10,2% 14,5% 14,3%

0,4% 0,9% 0,5%

9,5% 15,0% 16,9%

5,0% 6,4% 5,2%

8,5% 9,7% 15,0%

0,04% 2,73% 1,4%

5,81% 3,75% 4,8%

10,26% -1,42% 4,3%

6,95% 5,13% 6,0%

4,82% 1,76% 3,3%

3,53% 8,51% 6,0%

COMERCIALES

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

Es clara la gran pujanza de la demanda de gas natural subiendo del 9,5% al 16,9%.

45

El cuadro 9 permite observar esta evolución relativa en los países de la región. Cuadro 9 Composición Del Consumo Bruto De Energía En Los Países De La Región. PETROL

HIDRO

62,3% 65,5% 86,5% 60,2%

3,6% 13,5% 13,5% 8,3%

PETROL

HIDRO

38,1% 52,5% 78,6% 44,1%

3,7% 18,3% 17,0% 16,8%

NUCLEAR

Año 1980 Argentina Brasil Uruguay Paraguay

1,3% 0,0% 0,0% 0,0% NUCLEAR

Año 1999 Argentina Brasil Uruguay Paraguay

GAS NATURAL

CARBON MINERAL

26,3% 1,4% 0,0% 0,0% GAS NATURAL

2,0% 0,0% 0,0% 0,0%

OTROS TOTAL COMERC

2,7% 6,3% 0,1% 0,0% CARBON MINERAL

50,6% 4,5% 0,7% 0,0%

3,8% 13,4% -0,2% 31,5%

100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

OTROS TOTAL COMERC

1,6% 6,8% 0,0% 0,0%

3,9% 17,9% 3,6% 39,2%

100% 100% 100% 100%

En Argentina en los años sesenta el petróleo había subido a un 72% del consumo total, como consecuencia del desplazamiento del carbón y los vegetales, luego decrece en el 80 al 62,3% y en el 99 al 38,1%, como consecuencia del más razonable aprovechamiento del gas natural.3 Algo similar sucedió en Brasil. La leña en 1930 representaba el 75% del consumo y en los sesenta el 45%. Desde el punto de vista de estos movimientos relativos del consumo de las diversas formas de energía entre 1980 y1999, la posición de los países estudiados en lo que respecta al consumo bruto de cada una de dichas formas se aprecia en el cuadro 9 y 10 para la región Cuadro 10 Composición Consumo Bruto De Energía De Las Fuentes Primarias Por Páises De La Región. PETROL

HIDRO

NUCLEAR

Año 1980 Argentina Brasil Uruguay Paraguay Total

3

CARBON MINERAL

OTROS COMERC

31,5% 65,6% 2,3% 0,6% 100,0%

11,6% 85,3% 2,3% 0,5% 99,7%

100,0% 0,0% 0,0% 0,0% 100,0%

90,6% 9,4% 0,0% 0,0% 100,0%

18,0% 82,0% 0,0% 0,0% 100,0%

12,5% 87,0% 0,0% 2,0% 101,4%

PETROL

HIDRO

NUCLEAR

GAS NATURAL

CARBON MINERAL

OTROS

81,0% 18,9% 0,1% 0,0% 100,0%

8,5% 91,5% 0,0% 0,0% 100,0%

7,3% 88,8% 0,3% 2,9% 99,3%

Año 1999 Argentina Brasil Uruguay Paraguay Total

GAS NATURAL

21,1% 75,8% 1,9% 1,2% 100,0%

7,1% 90,0% 1,4% 1,5% 100,0%

100,0% 0,0% 0,0% 0,0% 100,0%

No olvidar apara las conclusiones el venteo de gas hasta los 80

COMERC

46

Estos cambios efectuados en las matrices energéticas de los países de la región se debieron fundamentalmente a los cambios en los diferentes escenarios internacionales y no por la aplicación de políticas energéticas, hasta la fecha prácticamente inexistente en los países del MERCOSUR (al menos de forma orgánica, clara y sistémica). Previo a la segunda guerra mundial, Argentina sustituyó carbón y Brasil primordialmente leña, respondiendo a la inercia de las necesidades de la primera guerra mundial (la guerra del carbón). Posterior a la segunda guerra mundial (la guerra del petróleo) y a la llamada crisis petrolera del 73 (1980-1990) los créditos internacionales fueron dirigidos hacia la sustitución del petróleo por hidroelectricidad. Ante los permanentes conflictos en el medio oriente más la actual realidad de Venezuela, el capital financiero internacional apuntó a la sustitución del petróleo por gas natural, ya sea para generación eléctrica o refinados, razón por la cual es impensable pretender una integración energética de la región sin la inclusión de Bolivia, propietaria de las mayores reservas comprobadas de gas natural en el sur. Estos cambios provocados por diferentes conflictos de intereses internacionales y no por políticas energéticas claras, produjeron cambios sensibles, en lo que hace a la energía, en el comercio exterior de la región. Esta situación la exponen las cifras consignadas en los cuadros 11 y 12.

Cuadro 11 Evolución De Las Importaciones De Combustibles En Los Países De La Región.

PETROLEO Y DERIVADOS 3

10 tep

Argentina Brasil Uruguay Paraguay Total

2888 45677 2058 497 51119

%

GAS NATURAL 3

10 tep

1980 5,6 1888 89,4 0 4 0 1 0 100 1888

PETROLEO Y DERIVADOS 3

%

10 tep

100 0 0 0 100

2492 35831 2646 1286 42256

GAS NATURAL

%

1999 5,9 84,8 6,3 3 100

3

10 tep

%

349 364 20 0 734

47,6 49,7 2,7 0 100

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y otos.

Cuadro 12 Comercio Exterior De Combustibles En Los Países De La Región Y Bolivia. Año 1999. 3

Argentina Brasil Uruguay Paraguay Bolivia

3

Petróleo y derivados 10 tep Gas natural 10 tep Importación Exportación Saldos Importación Exportación Saldos 2492 20050 17558 349 2815 2466 35831 6447 -29384 364 0 -364 2646 332 -2314 20 0 -20 1286 6 -1281 0 0 0 356 0 -356 0 1849 1849

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y otros.

47

2. Electricidad Interesa el análisis de la evolución del consumo de electricidad por cuanto se trata de una forma avanzada de utilización de la energía, cuyo desarrollo es condición previa del progreso económico y social. No solo ha hecho posible el aprovechamiento mucho más intenso de fuentes renovables como la hidráulica, sino también una multiplicidad de nuevos empleos de todo tipo de energía en el proceso productivo y social. El desarrollo industrial, la mecanización general y el progreso urbano son prácticamente función de la oferta de electricidad. Por ello el consumo de ésta viene a ser un indicador de gran significación, tanto para el problema especifico de la energía como para apreciar la situación general de los países. Durante el periodo que se viene estudiando en este trabajo el consumo total de electricidad en la región ha aumentado con tasas medias superiores al crecimiento del producto y bastante más significativas que las del petróleo (ver cuadro 8). No olvidar que el período arrastra los efectos internacionales ya mencionados anteriormente de la sustitución del petróleo por hidroelectricidad. Lo expuesto en los cuadros 13, 14 y 15 refleja parte de lo citado.

Argentina Brasil Paraguay Uruguay

Cuadro 13 Evolución De La Tasa De Aumento Del Consumo De Electricidad (en % Anual) En Los Países De La Región. Años Industrial Comercial + AL.P Residencia Transporte Otros 1980 1990 2% sd -3% 2% -1% 1991 2000 4% 9% 6% 5% 3% 1980 1990 6% 5% 7% 5% 3% 1991 2000 2% 5% 5% 0% 11% 1980 1990 3% 2% 3% 0% sd 1991 2000 1% 8% 6% sd sd 1980 1990 4% 22% 9% sd sd 1991 2000 4% 5% 11% 1% sd

TOTAL

2% 6% 6% 4% 3% 5% 9% 8%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 sd: No existen datos en el año base del cálculo

La tasa media de crecimiento (cuadro 13) en el período en estudio se sitúa promedialmente en la región entre un 6 y 7%, o sea no muy lejana a la duplicación que cada diez años caracteriza este rubro, aun en países mas desarrollados. Por otra parte algunos países registran tasas de crecimiento superiores al promedio señalado, lo cual sumado al bajo crecimiento vegetativo y a la alta intensidad de migración de la región, ha permitido un crecimiento considerable del promedio disponible por habitante de 1856 kWh./hab.(ver cuadro 14). Cuadro 14 Consumo De Electricidad Y Capacidad Instalada En Los Países De La Región. De De origen Total kWh por Kwh res/ origen hidráulico GWh habitante hab térmico (GWh) (GWh) Argentina Brasil Uruguay(a) Paraguay

69% 7% 28%* 0%

31% 93% 72% 100%

70974 305087 6289 4281

1940 1871 1905 799

563 499 840 516

Año 1999 Coeficiente de electricidad Kep Electr. / kep tot 0,12 0,2 0,22 0,14

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 (a)Año de sequía para Uruguay, siendo en años hídricos normales del orden del 90%.

Capaci dad instalad a (MW) 21763 62890 2115 7512

48

Las tasas por habitante varían desde 799 kWh/hab hasta 1940 kWh/hab. Si a este valor se le restaran los “subsidios encubiertos” de la región, la relación sería de un valor sensiblemente menor al inducir a una mayor ineficiencia plasmada en un alto consumo de kWh/ unidad de producto terminado. Tal es el caso de la empresa ALUAR (Aluminios Argentinos, destinados a la industria de la aviación) para cuyo fin fue construida la represa de Futaleufu. Futaleufu ha vendido a la empresa ALUAR (actividad altamente electrointensiva) el kWh a U$S 0.02, mientras que las empresas similares en el mundo, ALCAN (Aluminios de Canadá) y otras europeas y americanas, presentan un costo superior a los U$S 0,06/kWh. Sin embargo todas estas empresas concurren al mercado mundial con un mismo nivel de precios y con un consumo de electricidad por unidad producida mucho menor. Esto habla de un subsidio del subsector eléctrico a determinada rama de actividad industrial y demuestra la falta de competitividad, o de eficiencia, de este tipo de industria, en este caso en Argentina. Este tema será tratado en el capítulo IV, precios y tarifas de energéticos. En otras palabras para concurrir al mercado spot internacional y poder competir, ALUAR necesitó un subsidio estatal. Los diferentes valores del coeficiente de electricidad (en la región) demuestran que este no solo es función del grado de desarrollo. El hecho de que un país disponga de abundantes recursos de energía hidráulica y que padezca a la vez de una relativa escasez de combustibles, puede conducir a una elevación del coeficiente de electricidad, fenómeno fácilmente comprobable en el Brasil. Por ejemplo recuérdese el caso de la Argentina y del Brasil, según aparece en el cuadro 5 del capítulo 1, el consumo de energía comercial por habitante ascendía a 1705 kilogramos de petróleo equivalente en el primero de estos países y a solo 997 en el segundo. En cambio el coeficiente de electricidad en Brasil es de 0,2 y en la Argentina de 0,12

Nótese en el cuadro 14 que la relación entre la generación térmica e hidráulica (salvo Argentina que se autoabastece en petróleo) muestra que es muy superior la generación hidráulica. Durante los años anteriores la relación fue aun mayor, debido que en los últimos años no han existido inversiones en obras civiles de hidroelectricidad. El hecho de que exista una relación tan alta en generación hidroeléctrica respecto de la térmica, muestra como en el período la inversión en esta materia fue muy elevada. Al ser emprendimientos de una larga vida útil y de muy alta densidad de capital, tienen un índice de rotación de capital muy bajo, lo cual vuelve a confirmar la tendencia del período de sustituir petróleo por hidroelectricidad, aun con largos períodos de repago. El mayor uso relativo que la región hace respecto de los refinados del crudo, aparece claramente ilustrado en el coeficiente de electrificidad, que prácticamente se duplica, para el período en estudio, en lo que hace a la región (0,1 en 1980, pasando a 0,18 en 1999).

Cuadro15-A Consumo De Electricidad En Usa, Europa Y La Región.

Región USA Europa

Consumo Absoluto-1999 TWh %/USA 387 28% 1362 100% 1164 85%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y AIE

49

Cuadro15-B Consumo Unitario De Electricidad En Usa, Europa Y La Región.

Región USA Europa

Consumo 1999 Kwh/hab %/USA 1856 37% 4992 100% 2528 51%

Tasa acumulativa de crecimiento anual 1980-1985 1986-1990 1991-1995 1996-2000 5% 4% 3% 4% 5% 6% 2% 1% 13% 7% 2% 1%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y AIE

Gráfico 5-A Correlación Entre El Consumo De Electricidad Por Habitante Y El Producto Bruto Interno Por Habitante. Período 1980-1999.

CORRELACION UNITARIA ENTRE Efinal Electrica / PBI 5500 2,6204

y = 1E-08x 2

R = 0,8331 4500

REGION

3500 5,8764

y = 3E-22x

USA

2

R = 0,7534 2500 2,3308

y = 9E-06x 2

R = 0,3738

EUROPA

1500

500 2000

7000

12000

17000

US$/hab

22000

27000

50

Grafico 5- B Correlación Entre El Consumo De Electricidad Por Habitante Y El Producto Bruto Interno. Países De La Región; Período 1980-1999. REGION: CORRELACION UNITARIA ENTRE Efinal Electrica / PBI 2500 1,4968

y = 0,0039x 2 R = 0,5458 2000 2,1128

KWH/HAB

y = 7E-05x R2 = 0,2921

1,348

y = 0,0249x 2 R = 0,7223

1500

ARG

BRA 1000

URU 500 0,6627

PARG

y = 4,0587x R2 = 0,0022 0

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

US$/HAB

Grafico 6 Evolución De Intensidad Eléctrica Del PBI. Usa, Europa Y Países De La Región. RELACION CONSUMO FINAL DE ENERGIA ELECTRICA/ PBI de 1980

0,80

0,70

0,60 ARGENTINA BRASIL

0,50

URUGUAY 0,40

PARAGU REGION

0,30 USA EUROPA

0,20

0,10

0,00 1980

1982

1984

1986

1988

1990 AÑOS

1992

1994

1996

1998

2000

51

Para situar a la región es interesante efectuar comparaciones con áreas desarrolladas y fuera de la región, en base de los respectivos niveles de ingreso, siguiendo el mismo método que se empleó para analizar la posición de los países en cuanto al consumo de energía total. La correlación entre el consumo y los ingresos anuales por habitante correspondientes al promedio 1980-1999 puede apreciarse en el gráfico 5A y 5B.La situación relativa de los países indica que existe una relación bastante estrecha entre los consumos de electricidad y los correspondientes niveles de ingreso.Los países latinoamericanos mas avanzados se sitúan junto a los mas industrializados en tanto que los de bajo nivel de ingreso aparecen, como es lógico, en los valores mas bajos de esta correlación4. Se puede hablar de una correlación lineal, que en este caso presenta una pendiente mayor que en el caso planteado de la energía.

Existiría una elasticidad de 1,66 promedio región entre los aumentos porcentuales del producto y del consumo de electricidad, ambos por habitante, lo que cuantifica la potencialidad de esta forma de energía. Se nota también que existe un mayor grado de correlación, es decir, los países se sitúan más cerca de una línea de tendencia media, la que resulta así más representativa. Sin embargo por la mayor pendiente de esta es posible encontrar para un mismo ingreso, mayores diferencias relativas de consumo de electricidad en diferentes países o regiones. Se puede comprobar también que los niveles de consumo de electricidad dependen, además del ingreso y de la estructura de producción, del tipo de recursos naturales. En efecto los países que antes mostraban consumos semejantes de energía total por unidad de producto como consecuencia de economías similares, registran ahora consumos unitarios de electricidad dispares. En el gráfico 6 se ha representado la evolución histórica de los consumos por unidad de producto bruto para los mismos países considerados en el estudio de la energía total. El consumo de electricidad crece siempre más que el producto bruto, lo que se resuelve en aumentos constantes de los consumos unitarios, si bien con diferencias en lo que hace a las tasas de aumento de un país a otro. (Véase el cuadro 16)

Cuadro16 Produción De Electricidad Por Unidad De Producto Bruto.

Argentina Brasil Uruguay Paraguay Región

Promedio 1980-1999 KWh/dólar de 1980 0,26 0,48 0,40 0,39 0,42

Año 1999 KWh/dólar de 1980 0,33 0,60 0,49 0,66 0,52

Tasa 80-84 2,14% 6,01% 5,85% 3,97% 5,15%

Tasa Tasa Tasa 85-89 90-94 95-99 1,49% -1,06% 2,61% 1,47% 0,98% 1,96% -0,63% 0,24% 2,00% 6,67% 7,40% 3,03% 1,70% 0,18% 2,00%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000.

La diferencia de los consumos unitarios de cada país son, como se ha dicho, son más importantes que en el caso de la energía total.

4

El PBI es una de las variables explicativas fundamentales del consumo de energía, pero no la única. El análisis y validación estadística de modelos explicativos se efectuará en la Parte III de esta tesis.

52

3. Petróleo a) Consumo La dinámica de la demanda de los derivados del petróleo presenta puntos de similitud con la de la electricidad. La evolución de la demanda de los refinados del crudo se expone en el cuadro 17. Si bien las cifras consignadas son válidas para el período del estudio (20 años), representan la cola del siglo XX, por lo cual es interesante revisar en forma sucinta el comportamiento anterior que fue sensiblemente diferente y que marca a lo largo de 100 años una tendencia estadística prácticamente irreversible.

Cuadro 17 Evolución Del Consumo De Derivados Del Petróleo, Total De La Región

1980 1990 1999 80-90 90-99 95-99

Gasolina Disel OIL Fuel Oil Miles de toneladas kTEP 18219 22051 17333 22640 26837 8518 32124 40058 9764 2,0% 3,6% 2,4%

1,8% 4,1% 3,0%

Kerosene

GLP+ otros

TOTAL(kTEP) % Livianos 3696 5236 66536 74% 3343 8673 70010 88% 4716 10679 97340 90% Tasas acumulativas de crecimiento anual -6,3% -0,9% 4,7% 0,5% 1,6% 1,4% 3,5% 2,1% 3,4% 0,2% -0,1% 4,1% 2,2% 2,4% 0,3%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

Desde1930 hasta 1937 (año previo a la guerra del petróleo) la demanda creció a una tasa del 3% anual. El período comprendido entre 1948 y 1960 el crecimiento de la demanda se efectuó a una tasa promedio anual del 10%. A pesar de la guerra de Corea y el conflicto por el canal de Suez, Medio Oriente y su crudo estaban seguros bajo la tutela de Sha de Irán (el sargento del Golfo). Desde 1960 a 1980 (Vietnam, crisis del 73, la caída del Sha y conflictos en Medio Oriente) el crecimiento fue menor con una tasa del orden del 5% anual, situándose el consumo promedio 5 por habitante, para la región, en el orden de los 340 Kep . Efectuándose una sustitución del crudo por hidroelectricidad, proceso que arranca con la Alianza Para el Progreso y continúa con la necesidad de colocar, con tasas redituables, un tremendo volumen de petrodólares, a través de los regímenes militares de la región. Nótese que este valor absoluto del consumo por habitante es prácticamente el mismo que para 1990 (381 Kep). Las señales de este decenio se arrastran, para la región, durante el período siguiente 19801990 con un crecimiento negativo de la demanda (-1,2%, cuadro 17). El sub período 1990-1999 mantiene la tendencia, sobretodo en su segunda mitad (1995-1999), producto de todo lo anterior y del conflicto del Golfo en 1992, y signado por la sustitución del crudo por el hasta ahora tan postergado gas natural. Salvo Argentina en el resto de los países el crudo se importa y su precio tiende a depender, a diferencia del pasado, progresivamente de la política cambiaria de los países y no de sus 6 propios costos . Para analizar la composición de la demanda de los refinados del crudo, es conveniente dividirlos en los que constituyen un bien de consumo y aquellos directamente relacionados con la actividad productiva, es decir en livianos y pesados. La relación entre livianos (gasolinas, kerosén) y pesados (fuel oil, diesel oil) tiene importancia en la medida que indica la posibilidad de satisfacer la demanda en base a la refinación local o regional del crudo. 5 6

ONU Comisión económica para A. Latina 1980 Materials Policy Commission, resources for freedom, vol III, the Oulook for Energy Sources, June 2002

Kep/hab 434 381 467 -1,2% 2,1% 1,4%

53

El crecimiento de los componentes livianos, frente aumento del consumo de los pesados es una marcada tendencia en la región y el mundo a minimizar la presencia del fuel oil en las matrices energéticas de llos mismos (ver cuadro 18, se tomo solo el fuel oil en pesados). Esta situación determina la enorme importancia de las refinerías locales y estratégicamente la importancia de que estas sean estatales (Brasil, Paraguay y Uruguay) o privadas (Argentina).

Cuadro 18 Petróleo: Porciento De Producción De Productos Livianos En El Consumo De Derivados Del Petróleo En Usa, Europa Y Total De La Región. 1980

1985

1990

1995

1999

Región

73,9%

85,8%

87,8%

88,6%

90,0%

Europa

64,5%

75,3%

76,6%

79,2%

81,7%

Estados Unidos

79,6%

88,5%

89,0%

93,6%

95,2%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

En cuanto de la situación de la región en lo que hace a los refinados del crudo las cifras consignadas en el cuadro 19 son de interés para un comentario breve. Con el fin de facilitar la comparación entre los diferentes países en lo que hace al consumo de refinados del crudo, se ha establecido una correlación con el nivel de ingreso, en forma similar a la que se hiciera en el caso de la energía total y de la electricidad. Se tomó para ello el consumo de gasolinas y gasoil, por las características muy particulares que presentó en el pasado y un cambio sustancial a estas características operado en los últimos años en la región. Las gasolinas fueron hasta el final de los 70as prácticamente insustituibles (para uso de automóviles), características que fueron perdiendo paulatinamente (políticas tributarias mediante) en la medida que la relación de precios entre refinados cambió drásticamente antes y después de impuestos. Esta situación distorsionó brutalmente el mercado de refinados, alejándolo del mercado perfecto con las consecuentes pérdidas sociales. De esta forma las gasolinas fueron progresivamente sustituidas por gas oil según los precios relativos del combustible y el tenor de precios de los vehículos. Sin embargo la correlación entre el consumo de gasolinas y gasoil con el producto bruto interno, ambos por habitante, sigue teniendo validez y se puede apreciar en el gráfico V.

Cuadro 19 Consumo De Derivados Del Petróleo Año 1999 Países De La Región. NAFTA GAS-OIL gasolina

Argentina Brasil Uruguay Paraguay

4841 26691 358 234

Disel-olí

10142 28218 801 897

FUELDISEL – OIL

346 9015 318 86

KEROSEN

GLP y TOTAL OTROS

1717 2946 33 19

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

1880 8565 129 105

18926 75434 1639 1341

% LIVIANOS

kep/hab

0,98 0,88 0,81 0,94

517 463 497 250

54

Gráfico 7 Correlación Entre El Consumo De Gasolina Y Gasoil Por Habitante Y El Producto Bruto, Promedio 1980-1999 Y= Consumo de gasolina y gasoil por habitante (kep) X= Producto Bruto por habitante (dólares de 1980)

CORRELACION GASOLINA- PBI/H

250 -0,2522

y = 1475,7x 2

R = 0,0225 200

y = 4E-05x

2,4219

y = 5E-07x

R = 0,4275

150

1,8548

2

R = 0,6407

2

ARG BRS 100 URU

1,3621

y = 0,0015x

1,1016

y = 0,0148x

2

R = 0,8975

2

50

PRY

R = 0,0368

0 1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

PBI/h

CORRELACION GAS-Oil/h- PBI/h

300

y = 0,0019x

1,3698

2

R = 0,7955 250

y = 0,0026x

1,3734

2

R = 0,8115 200

y = 0,0002x

1,6792

2

R = 0,4989

ARG

150 1,944

BRS

y = 2E-05x 2

R = 0,6647

URU

100

y = 1,9232x

0,5584

PRY

2

50

R = 0,0039

0 1000

1500

2000

2500

3000

3500

PBI/h

4000

4500

5000

5500

6000

55

También en este caso se insinúa una tendencia bastante marcada alrededor de una línea recta que daría una elasticidad de aproximadamente 1,85 y 1,94 para gasolina y gasoil respectivamente. b) Producción Para una mejor comprensión de este ítem es conveniente analizar en conjunto las cifras consignadas en los cuadros 20 y 21

Cuadro 20 Evolución De La Producción De Petróleo Crudo En Los Países De La Región.

Argentina Brasil Uruguay Paraguay

1980 499 180 0 0

Producción en miles de m3 1985 1990 466 467 541 589 0 0 0 0

1995 677 686 0 0

1999 810 1091 0 0

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

Cuadro 21 Evolución De La Capacidad De Refinación De Petróleo Crudo En Los Países De La Región.

Argentina Brasil Uruguay Paraguay

MBBL/día

1980 Porciento del consumo

679 1466 48 8

195% 158% 184% 97%

Porciento de la producción de petróleo crudo 136% 814% inf inf

MBBL/día

2000 Porciento del consumo

625 1961 37 7,5

141% 116% 122% 39%

Porciento de la producción de petróleo crudo 82% 175% inf inf

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

El cuadro 21 presenta características bastantes particulares en lo que hace a su columna “porciento del consumo” que no es otra cosa que la capacidad de refinación respecto del consumo de los refinados del crudo. Argentina en 1980 tenía una capacidad de refinación del 195%, en otras palabras sus refinerías están sobreequipadas en un 95% respecto al consumo. En 1999 presenta un sobredimensionamiento del 41%, sin embargo esta cifra no ha sido producto de inversiones en nuevas plantas de refinación, sino de la gran sustitución que ha efectuado el gas natural en los refinados del crudo.

56

4. Gas natural Cuadro 22 Evolución De Las Reservas Probadas De Gas Natural En Países Del MERCOSUR Más Bolivia 9 3 10 m

Argentina Bolivia Brasil Paraguay Uruguay Total

1980 641 119 53 0 0 813

1985 682 134 93 0 0 908

1990 579 118 115 0 0 811

1995 535 110 154 0 0 799

1999 707 370 229 0 0 1305

2001(a) 763 1940 220 0 0 2923

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 (a)Se adiciona el 2001, dada la importancia de los descubrimientos probados en Bolivia

Cuadro 23-A Evolución Del Consumo De Gas Natural En Países De La Región Más Bolivia Y Chile. 9 3 10 m 1980 1985 1990 1995 1999 Argentina 6,52 9,23 11,55 15,40 17,80 Bolivia 0,05 0,09 0,20 0,37 0,44 Brasil 0,90 1,79 2,78 3,78 5,06 Paraguay 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Uruguay 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Chile(Impor) (a) xxxx Xxx xxx xxx 3,80 TOTAL 7,47 11,11 14,53 19,55 27,11 Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 (a)Se adicionan las Importaciones de Chile desde la región, estando en funcionamiento 4 gasoductos operativos entre 1996 y 1999.

* R/P en Años

Cuadro 23-B Evolución De R/P De Gas Natural En Países De La Región Más Bolivia Y Chile. 9 3 10 m 1980 1985 1990 1995 1999 109 82 56 41 48

2001 (a) 44

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 (a) A la fecha 2002 se destacan cuantiosas nuevas reservas posibles y aumento de las probadas en Bolivia como en zonas del Perú. Lo que marca la relatividad de la evolución R/P asociado en el período 1980-1998 al aumento del consumo y a “pocas” exploraciones en zonas potenciales de GN. Este punto se amplía en el ítem “Recursos De La Energía”.

57

5. La sustitución entre las diversas formas de energía En esta parte de la tesis se encara la sustitución de manera global entre las diversas formas del consumo final de energía para intuir la dirección que en los últimos 20 años ha tomado la región en su conjunto y en forma desagregada por países. En ítems posteriores se completará el criterio de sustituciones al incorporar el análisis sectorial. El cuadro C24 expone las participaciones (%) de cada fuente de energía final para los años del estudio. Posteriormente y basados en C24 se calculan algunos indicadores de la “Sustitución” en la región en el período de análisis, los que se muestran en los cuadros C25A al C25E Finalmente y conceptualmente con otro enfoque se muestra en el cuadro C26, por fuente final, el peso de cada país en la región.

a) Los Mercados por países y región Cuadro 24 Participación, 1980-1999, De Fuentes Finales En El Consumo Total Final De Energía, Por Países De La Región (en %). A ño 1980

Gas Nat ARG 27,8 BRA 1,1 URU . 0,0 PRY . 0,0 REGION 8 ARG 1999 50,7 BRA 4,5 URU . 0,7 PRY . 0,0 REGION 17

Car Leña Elec. Min 2,9 1,6 8,7 4,8 28,8 11,2 0,1 17,3 12,0 0,0 69,0 3,7 4 22 10 1,6 1,0 11,9 6,8 13,1 19,7 0,0 12,8 22,3 0,0 45,4 14,1 5 10 18

Gas lic. 3,2 2,8 2,0 0,9 3 2,5 4,6 4,2 2,9 4

Gaso l/Alc 16,0 11,8 11,1 6,1 13 7,9 17,7 12,6 6,5 15

Ker y Tur 3,9 2,0 5,8 0,9 3 3,0 1,8 1,1 0,5 2

Dies Oil 18,4 14,9 20,3 14,0 16 17,6 18,7 28,3 25,0 19

Fuel Oil 16,8 16,1 29,9 2,3 16 3,1 7,4 17,8 2,4 6

Coques 0,1 0,3 0,2 0,0 0 0,1 0,6 0,0 0,0 0

Car Veg 0,6 4,2 0,0 3,2 3 0,4 2,5 0,1 3,3 2

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

b) La “Sustitución” entre fuentes en los países y en la región Los indicadores que se proponen a efecto de medir y analizar la sustitución y sus manifestaciones concretas mensurables son:

• Índice “Velocidad de Penetración o Retirada de la Fuente i” Mide en el período de análisis, de 20 años, la proporción final respecto de la inicial del período de la fuente de análisis correspondiente en el sector de estudio (total de la energía, residencial, etc.). El índice es siempre mayor a cero, salvo no existencia de la fuente en el año inicial donde es infinito; si el índice es mayor a la unidad corresponde a una fuente penetrante, de lo contrario es una fuente en retirada. • Índice “Mercado disputado (%) entre las fuentes”. Mide la porción de mercado que fue objeto de disputa, en el período, entre las fuentes en un sector de estudio dado (total de la energía, residencial, etc.). El índice es positivo o nulo, por definición. • Índice “Coeficiente de Penetración-Retirada de Mercado (%) ó Porción del Mercado Penetrado o Perdido (In/Out) por la Fuente i”. Mide la participaciones porcentuales, del período de estudio, de la fuente de análisis correspondiente en el sector de estudio (total de la energía, residencial, etc.) respecto del mercado disputado medido por el índice anterior. El índice puede ser positivo, negativo o nulo; indicando en el primer caso una fuente que penetró o ganó mercados, en el segundo que se retiro o perdió porción del mercado y en el caso de ser nulo representa que la fuente mantiene su porción de mercado.

Gases 0,1 1,9 1,2 0,0 1 0,1 2,6 1,2 0,0 2

58

Mercados Disputados, Velocidad De Penetración E Índices In/Out De Mercado, Para La Energía Final Total. Cuadro 25 A REGIÓN Fuente GN Electricidad Disel-OIL Gasolinas GLP Carbón.M Gases Coques Ker C.Vegetal Fuel-Oil Leña

Mercado Disputado Velocidad 2,10 1,68 1,17 1,15 1,41 1,24 1,30 1,72 0,82 0,60 0,39 0,47

Cuadro 25B

23,4% %IN/OUT 37,7% 30,3% 11,7% 8,5% 5,0% 4,3% 0,02 0,8% -1,9% -5,6% -42,8% -49,7%

Cuadro 25C

BRASIL Mercado Disputado Fuente Velocidad Electricidad 1,76 Gasolinas 1,49 Disel-OIL 1,25 GN 4,27 Carbón.M 1,40 GLP 1,66 Gases 1,33 Coques 1,96 Ker 0,90 C.Vegetal 0,59 Fuel-Oil 0,46 Leña 0,46

ARGENTINA 26,3% %IN/OUT 32,3% 22,3% 14,4% 13,2% 7,3% 7,0% 2,4% 1,0% -0,8% -6,6% -33,0% -59,6%

Mercado Disputado fuente Velocidad GN 1,83 Electricidad 1,37 Gases 0,82 Coques 0,65 C.Vegetal 0,60 Leña 0,65 GLP 0,79 Disel-OIL 0,96 Ker 0,78 Carbon.M 0,57 Gaslinas 0,49 Fuel-Oil 0,19

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

26,2% %IN/OUT 87,7% 12,3% -0,1% -0,2% -0,9% -2,1% -2,6% -2,9% -3,3% -4,7% -30,8% -52,3%

59

Cuadro 25D URUGUAY Mercado Disputado Fuente

Velocidad

Cuadro 25E

22,8% %IN/OUT

PARAGUAY Mercado Disputado fuente

Velocidad

23,9% %IN/OUT

Electricidad Disel-OIL

1,87 1,40

45% 35%

Disel-OIL Electricidad

1,78 3,83

45,9% 43,6%

GLP

2,10

10%

GLP

3,11

8,2%

Gaslinas GN

1,13 -

7% 3%

Gaslinas Fuel-Oil

1,06 1,05

1,5% 0,4%

C.Vegetal

2,37

0%

C.Vegetal

1,03

0,4%

Gases Carbón.M

0,93 0,20

0% 0%

GN Carbón.M

-

0,0% 0,0%

Coques

0,01

-1%

Coques

-

0,0%

Leña Ker

0,74 0,20

-20% -21%

Gases Ker

0,62

0 -1,4%

Fuel-Oil

0,59

-53%

Leña

0,66

-98,6%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

Estos indicadores permiten reflejar claramente todo lo comentado en capítulos anteriores respecto a las políticas energéticas (propias o inferidas), a saber:

• • • •

La región, a diferencia de los países industrializados, en el proceso de desarrollo salteó el uso masivo del carbón mineral, pasando directamente del uso de biomasa y carbón vegetal al de petróleo y electricidad. En particular, la región como un todo, sustituyó la biomasa y el carbón vegetal por hídro-electricidad, GN y gasoil. Dentro de los derivados del petróleo sustituyó fuel, por GN y gasoil especialmente en el sector industrial y en el de generación eléctrica. En particular para Uruguay se observa la penetración masiva de la electricidad derivada de la entrada de Salto Grande en 1979 y la del gasoil derivada de una política tarifaria especial (se vera en posteriores ítems).

60

c) La “Participación” entre países por fuente final de energía.

La participación por fuente entre países de la región. Este nuevo concepto de análisis regional apunta a comparar las simetrías o asimetrías, de existir, de Políticas Energéticas en la región y eventuales grados de evolución de determinados energéticos. Por fuente se calcula la evolución de la participación de los países, o sea el peso relativo de cada país en la participación de una fuente determinada. Los resultados están en el cuadro C26.

Cuadro 26 Región: La Participación Por Fuente 1980-1999 (en %). Año

Gas Car Nat Min 90,6 18,0

Leña

Elec.

1,9

BRA

9,4

82,0

.

URU

0,0

.

PRY

0,0

1999

REGION KBEP ARG

81,0

8,5

2,7

18,2

16,7

14,4

38,5 25,5

13,2

6,1

5,1

1,0

BRA

18,9 91,5

88,9

78,9

80,9

83,9

60,4 70,5

82,6

93,9

92,1

98,2

1980

ARG

21,7

Gas Gasol/ Ker y Dies Lic Alc Tur Oil 29,1 32,6 39,8 30,3

Fuel Coque Car Gases Oil Veg 26,9 15,6 5,0 1,6

92,8

76,0

69,3

65,4

56,1 66,5

69,9

83,1

93,7

97,0

0,0

1,3

1,5

1,2

1,3

3,6

1,9

1,6

1,3

0,0

0,4

0,0

4,0

0,4

0,4

0,6

0,4

1,1

0,2

0,0

1,2

0,0

113479

30939

138915

27618 172264

86902 45383

238205

176930

2648 34815

15267

.

URU

0,1

0,0

1,6

1,6

1,3

1,1

0,7

1,9

3,6

0,0

0,1

0,8

.

PRY

0,0

0,0

6,9

1,3

1,1

0,7

0,4

2,1

0,6

0,0

2,7

0,0

172434

292345

67149

246516

105244

7001

31866

30544

REGION

280495 86535

35013 310215

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

Del cuadro anterior queda claro el peso absoluto de Brasil, a la fecha, en todos los energéticos de usos final salvo el GN, que según los planes de infraestructura (a ver más adelante) una vez operativos 3 o 4 gasoductos hacia brasil provenientes de Bolivia y Argentina, lo dejarían a este como primer consumidor también en este energético. Lo anterior marca claramente que las decisiones que tome Brasil en materia energética son, dentro de los escenarios regionales futuros a plantear en la parte III de esta tesis, la variable más importante a tener en cuenta. Lo anterior es sin desmedro de otras variables regionales (acuerdos o infraestructura nueva entre Argentina o Paraguay y el Uruguay) que sumen elementos a dichos escenarios futuros a definir.

61

6. Los precios finales e impuestos en la energía. a) Introducción En esta parte se analizan los precios en la región y su evolución última. EI objetivo subyacente es cuantificar en la región el rumbo de la política energética en cada país asociado a la política de precios y por ende cuantificar cuánto le cuesta a los diferentes sectores acceder a diferentes energéticos, sin perder la referencia del resto del mundo También se buscarán identificar las asimetrías en las relaciones de precios finales entre países, especialmente en lo que respecta a los sectores productivos, buscando marcar aspectos del área energía que se presenten como “cuellos de botella” de la integración económica y social de la región, y por ende energética. Siendo esta última un impulsor obligatorio e insustituible para alcanzar una verdadera integración económica b) Metodología de exposición de Resultados Se propone presentar los resultados separados en dos secciones:

• •

Precio de acceso a energéticos de los sectores en la Región y el Mundo Asimetrías Regionales y medida de la relación precio final-impuestos de energéticos

Precio de Acceso a Energéticos Se analiza primero para la región el pasado reciente. O sea los precios medios al consumidor de diferentes energéticos en la última década, que se presentan en el cuadro C27. Se pretende comparar los precios relativos entre los energéticos en cada país, para lo que se debe pasar los precios en unidades propias (USD/ KWh., Ton, lt, m^3, kg, etc.) a precios en una unidad base, la que definimos como USD/Tep. Presentamos en los cuadros C28A y C28B los precios medios en base común referidos a la electricidad residencial para la última década. Para tener idea comparativa con los países desarrollados (OCDE) se presenta en el cuadro C29 los precios medios al consumidor en base común, referidos a la electricidad residencial. Se muestran los datos del año 2000, para la región y para países OCDE. Asimetrías Regionales Se presenta en el cuadro C30 la evolución en la última década de los precios medios en base común de la energía eléctrica residencial, adicionando la comparación en la última década entre los países respecto al precio medio mínimo o referencia de la región. Pensando en el sector productivo y manejando de otra manera la misma información presentada en los cuadros anteriores, se presentan los cuadros C31 y C32. Se plantea el número de MWH que puede adquirir cada sector por lo que cuesta adquirir 1 Tep de otros sustitutos. Por último se analizan en los cuadros C33 a C38, para el año 2000, los costos y precios de los energéticos fundamentales para la región con alguna referencia al mundo.

62

Cuadro 27 Fuente

Año

Argentina

Brasil

Uruguay

Paraguay

Región

Electr. Res

90

0,0727

0,0584

0,0823

0,0456

0,0648

USD/kWh

94

0,0994

0,0800

0,1145

0,0491

0,0858

99

0,1407

0,0809

0,1509

0,0574

0,1075

tasa 90-99

6,8%

3,3%

6,3%

2,3%

5,2%

0,2%

5,7%

3,2%

tasa 94-99

7,2%

GN Res

90

58,28

58,2800

USD/km^3

94

179,24

179,2400 76,22

4,6%

99

203,98

tasa 90-99

13%

140,10 9,2%

tasa 94-99

3%

-4,8%

GLP

90

38,95

22,09

58,55

36,12

38,93

USD/BBL

94

74,32

36,92

55,64

38,81

51,42

99

87,44

59,22

56,57

47,31

62,64

tasa 90-99

8,4%

10,4%

-0,3%

2,7%

4,9%

tasa 94-99

3,3%

9,9%

0,3%

4,0%

4,0%

Electra. Ind

90

0,0676

0,0441

0,0662

0,0342

0,0530

USD/kWh

94

0,0784

0,0491

0,0700

0,0389

0,0591

99

0,0787

0,0349

0,0695

0,0332

0,0541

tasa 90-99

1,5%

-2,3%

0,5%

-0,3%

0,2%

tasa 94-99

0,1%

-6,6%

-0,1%

-3,1%

-1,8%

GN Ind.

90

107,41

148,55

127,98

USD/km^3

94

103,15

175,83

139,49

99

121,72

81,96

101,84

tasa 90-99

1,3%

-5,8%

-2,3%

tasa 94-99

3,4%

-14,2%

Fuel-Oil

90

22,00

25,72

34,24

26,54

-6,1% 27,13

USD/BBL

94

22,54

30,03

22,54

28,80

25,98

99

23,31

22,24

22,18

26,41

23,54

tasa 90-99

0,6%

-1,4%

-4,2%

0,0%

-1,4%

tasa 94-99

0,7%

-5,8%

-0,3%

-1,7%

-2,0%

Gasolinas

90

77,13

91,71

115,41

93,08

94,33

USD/BBL

94

91,96

91,87

104,05

63,09

87,74

99

117,01

102,08

121,91

60,72

tasa 90-99

4,3%

1,1%

0,5%

-4,2%

100,43 0,6%

tasa 94-99

4,9%

2,1%

3,2%

-0,8%

2,7%

Diesel(Gasoil)

90

50,27

44,88

68,79

62,05

56,50

USD/BBL

94

42,67

63,60

51,44

44,29

50,50

99

64,07

44,44

64,54

34,41

51,87

tasa 90-99

2,5%

-0,1%

-0,6%

-5,7%

-0,9%

tasa 94-99

8,5%

-6,9%

4,6%

-4,9%

0,5%

KEROSENE

90

36,41

51,07

52,86

66,58

51,73

USD/BBL

94

43,21

59,02

54,62

51,47

52,08

99

69,00

56,49

63,88

44,53

58,48

tasa 90-99

6,6%

1,0%

1,9%

-3,9%

1,2%

tasa 94-99

9,8%

-0,9%

3,2%

-2,9%

2,3%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

63

Evolución, 1980-1999, De Los Precios Finales Relativos De Las Fuentes Secundarias, Para Los Países De La Región.

C28-A Año Electr.Res Electr.Ind GN-Res GN-Ind GLP Fuel-Oil Gasoil Naftas KERO

90 100% 93% 8% 15% 46% 17% 43% 75% 33%

Argentina 94 100% 79% 19% 11% 65% 13% 27% 65% 28%

99 100% 56% 15% 9% 54% 9% 29% 59% 32%

C28-B 90 100% 76% 0% 26% 33% 25% 48% 111% 57%

C28-C Año Electr.Res Electr.Ind GN-Res GN-Ind GLP Fuel-Oil Gasoil Naftas KERO

90 100% 80% 0% 0% 62% 24% 52% 99% 42%

URUGUAY 94 100% 61% 0% 0% 42% 11% 28% 64% 31%

99 100% 46% 0% 0% 32% 8% 27% 57% 28%

C28-D 90 100% 75% 0% 0% 69% 33% 85% 144% 95%

C28-E Año Electr.Res Electr.Ind GN-Res GN-Ind GLP Fuel-Oil Gasoil Naftas KERO

90.0 100% 82% 9% 20% 52% 24% 55% 103% 52%

Brasil 94 100% 61% 0% 23% 40% 21% 50% 81% 48%

PARAGUAY 94 100% 79% 0% 0% 68% 33% 57% 91% 68%

REGION 94.0 100% 69% 22% 17% 52% 17% 37% 72% 40%

Fuente 28A a 28E: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

99.0 100% 50% 14% 10% 50% 12% 30% 66% 35%

99 100% 43% 10% 10% 63% 16% 34% 89% 45%

99 100% 58% 0% 0% 71% 26% 38% 75% 51%

64

Cuadro 29 Evolución De Los Precios De La Elecricidad Residencial En Los Países De La Región. Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

C29 País\Año Arg Brs Ury Pry Region

90 845 679 957 530 753

USD/TEP 94 1156 930 1331 571 997

99 1636 941 1755 667 1250

Relativa a la mínimo por Año 90 94 99 159% 202% 245% 128% 163% 141% 180% 233% 263% 100% 100% 100% 142% 175% 187%

Cuadro 30 Región: Precios De La Elecricidad Residencial Año 2000. USD/TEP ARG BRS URU PRY Region

1493 852 1446 643 1109

%/Min 232% 132% 225% 100% 172%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

Cuadro 31 Región: Los Precios Finales Relativos A La Elecricidad Residencial, Año 2000. Fuente Gasolina hasta 92 RON Gasolina más de 92 RON Gasolina más de 95 RON Gasoil Kerosene Fuel Bajo tenor de azufre Fuel Alto tenor de azufre GLP doméstico GN-resid GN-IND GN Centrales Elec Electricidad RES Electricidad COM Electricidad IND

ARG 82% 94% 102% 40% 43% 14% 0% 65% 10% 6% 5% 100% 91% 60%

BRS 117%

51% 66% 27% 77% 63% 17% 100% 83% 61%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la Sec. Del MERCOSUR - 2000

PRY 139% 144% 147% 60% 70% 36%

URU 92% 106%

109%

42% 45% 20% 13% 55%

100% 83% 60%

100% 91% 52%

65

Cuadro 32 7 Precios Relativos A La Elecricidad Residencial, Países OECD; Año 2000. Fuel IND

Fuel Res

Gasoil

Gasolina (Sp)

GN IND

GN Res

Elec. IND

Elec. Res

Australia

0%

0%

0%

58%

15%

36%

70%

100%

Austria

7%

26%

44%

70%

11%

26%

76%

100%

Belgium

8%

17%

42%

71%

7%

27%

36%

100%

Canada

21%

45%

68%

74%

15%

45%

64%

100%

Rep Checa

18%

44%

82%

130%

23%

35%

77%

100%

Denmark

9%

29%

33%

53%

#¡SD/FD!

31%

31%

100%

Finland

20%

36%

74%

131%

14%

24%

50%

100%

France

12%

28%

56%

96%

15%

36%

35%

100%

Germany

7%

16%

37%

57%

10%

19%

47%

100%

Greece

22%

36%

60%

89%

22%

39%

56%

100%

Hungary

16%

38%

101%

117%

21%

24%

75%

100%

India

86%

45%

122%

207%

206%

100%

Ireland

20%

38%

57%

85%

16%

28%

48%

100%

Italy

12%

48%

47%

75%

9%

41%

69%

100%

Japan

8%

16%

25%

45%

18%

52%

67%

100%

Korea

35%

55%

71%

162%

82%

100%

Mexico

11%

#¡SD/FD!

55%

87%

13%

#¡SD/FD!

61%

100%

Netherlands Nueva Zelandia

10%

28%

38%

67%

9%

25%

36%

100%

41%

#¡SD/FD!

41%

80%

25%

45%

38%

100%

Norway

50%

72%

102%

150%

47%

100%

Poland

11%

39%

61%

102%

19%

34%

57%

100%

Portugal

15%

#¡SD/FD!

44%

78%

19%

49%

56%

100%

South Africa

54%

#¡SD/FD!

134%

161%

63%

#¡SD/FD!

43%

100%

Spain

9%

21%

36%

53%

10%

29%

39%

100%

#¡SD/FD!

48%

61%

91%

33%

100%

Switzerland

13%

21%

61%

79%

22%

38%

64%

100%

Turkey

15%

65%

71%

106%

22%

27%

95%

100%

Reino Unido

15%

21%

92%

115%

12%

25%

49%

100%

USA

11%

28%

33%

37%

12%

25%

50%

100%

País

Sweden

7

Elaboración propia a partir de datos de AIE-2000.

#¡SD/FD! #¡SD/FD!

#¡SD/FD! #¡SD/FD!

#¡SD/FD! #¡SD/FD!

#¡SD/FD! #¡SD/FD!

66

Cuadro 33 Número De Mwh Adquiribles Por El Precio De Un Tep De Gn, Gas Oil Y Fuel Oil En los Países “OECD”, AÑO 2000.

País/ Sector País Australia Austria Belgium Canadá Chinese Taipei Dinamarca Finlandia Francia Alemania Grecia Hungría India Irlanda Italia Japón Corea México Holanda Nueva Zelandia Norway Polonia Portugal South Africa España Sweden Switzerland Turquía Reino Unido USA

Gas oil 0,0 6,8 13,6 12,2 8,4 12,6 17,2 18,6 9,0 12,6 15,7 6,9 13,8 7,9 4,3 10,1 10,6 12,2 12,4 25,4 12,5 9,0 36,2 10,7 21,1 11,2 8,7 21,8 9,1

INDUSTRIAL GN 2,4 1,7 2,3 2,8 5,3 #¡SD/FD! 3,2 5,0 2,4 4,6 3,3 #¡SD/FD! 3,8 1,5 3,2 #¡SD/FD! 2,4 2,8 7,5 #¡SD/FD! 3,8 3,9 17,0 2,9 #¡SD/FD! 4,1 2,7 2,8 3,2

Fuel 0,0 1,1 2,6 3,9 2,5 3,3 4,7 4,0 1,8 4,7 2,5 4,8 4,9 2,0 1,5 4,9 2,1 3,4 12,4 12,5 2,3 3,1 14,7 2,8 #¡SD/FD! 2,3 1,8 3,5 3,0

Fuente cuadros 32 y 33: Elaboración propia a partir de datos de AIE-2000

GN 4,1 3,0 3,2 5,3 4,9 3,6 2,8 4,1 2,2 4,6 2,8 #¡SD/FD! 3,3 4,8 6,0 #¡SD/FD! #¡SD/FD! 2,9 5,2 #¡SD/FD! 4,0 5,7 #¡SD/FD! 3,4 #¡SD/FD! 4,4 3,2 2,9 3,5

RESIDENCIAL Fuel 0,0 3,0 2,0 5,3 #¡SD/FD! 3,4 4,1 3,2 1,8 4,1 4,4 5,2 4,4 5,6 1,9 6,3 #¡SD/FD! 3,3 #¡SD/FD! 8,4 4,5 #¡SD/FD! #¡SD/FD! 2,4 5,6 2,4 7,6 2,4 3,8

Gas oil 0,0 5,1 4,9 7,9 5,9 3,8 8,6 6,5 4,3 7,0 11,7 14,2 6,7 5,5 2,9 8,3 6,4 4,4 4,8 11,9 7,1 5,1 15,6 4,1 7,0 7,1 8,2 10,7 4,6

67

Cuadros 34 Número De Mwh Adquiribles Por El Precio De Un Tep De, Gn, Gas Oil Y Fuel Oil, Año 1999. Países De La Región.

C34-A 1999 Argentina Brasil Uruguay Paraguay

Residencial Por 1 tep de: Gn Fuel 1,75 1,09 1,14 1,81 0,97 3,03

Industrial Por 1 tep de: Gn Fuel 1,86 1,95 2,83 4,20 2,10 5,24

Gasoil 3,32 4,00 3,12 4,37

Fuente OLADE, SIEE 2000/Datos hasta 12/1999

C34-B Residencial Por 1 tep de: 2000 Gn Fuel Gasoil Argentina 1,2 1,6 4,7 Brasil

7,4

3,2

5,9

Uruguay Paraguay

(a)

1,5 4,2

4,8 7,0

Industrial Por 1 tep de: Gn Fuel Gasoil 1,2 2,7 7,9 3,2

5,2

9,7

3,0 7,0

9,4 11,7

Fuente MERCOSUR Subgrupo N9, “Políticas Energéticas”, Año 2000. (a) El GN llegó en marzo del 2003 a Uruguay, estando por reglamentarse aún algunos aspectos del uso de GN, especialmente para la industria y para el uso en transporte.

Gasoil 6,39 11,79 6,70 9,77

68

Cuadro 35 Los Impuestos Y La Distorción Finalgasoil/Nafta. DISTORCION-Precio Relativo del Disel (disel/nafta super) Precio al consumidor Nafta súper Centavo USD/ Lt

ALTA Menor 0,55

MEDIA De 0,55 a 0,75

BAJA De 0,75 a 0,9

NO DISTORCION Mayor 0,9

MUY BAJO Menor 31,3

YemenIndonesia Egipto – Irán Arabia Saudita Siria Jordania Burma Myanmar

Venezuela-Argelia Angola-Malasia Ecuador-Libia Uzbekistán

Bahrein Kuwait Rep Sudan

Omán- Ghana Turkmenistán Nigeria- UAE

Trinidad y Tobago Vietnam Etiopia Bangla Desh Azerbaiján Kyrgyzstan

Filipinas Rumania Laos Ucrania Rusia Maldiva Tailandia

Botswana Namibia Swaziland Guyana Mongolia USA China Tayikistán

Chipre Sri Lanka Chile

Pakistán-Albania HaitíRep Dominicana Armenia-Congo Líbano-Nepal Tunisia-Mauritania El Salvador-Malí Corea NortePapua Nueva GuineaIndia BhutánCabo Verde Burkina Faso Costa Rica-Gabón Nueva Zelanda ColombiaCambodia Surinam Gambia- México Honduras

GranadaPanamá Jamaica Guatemala Canadá Benin Taiwán Bulgaria Togo Lituania Bosnia Camerún Kenya Nicaragua Chad Latvia

Estonia Lesotho Mozambique Malawi Eslovaquia Sudáfrica Serbia Australia Eslovenia

Brasil Uruguay Paraguay Iceland

Malta-Hong Kong Israel- Palestina MadagascarBolivia Moroco-Perú Portugal-Burundi Senegal-Japón Corea Sur-Belgica MacedoniaTurquía FranciaAlemania Italia-Holanda ARGENTINA

BAJO De 31,3 a 47 Impuestos hasta 50%

MEDIO De 47 a 61 Impuestos De 50% hasta 100%

ALTO Mayor 62 Impuestos Mayores al 100%

Congo (Rep Dem.) Rwanda Noruega Tanzania Hungría Grecia Rep Irish Liechtenstein Reino Unido

Fuente datos: Elaboración propia, actualizando cuadro base de ARPEL 1999

Cálculo del Precio de referencia de la Nafta Super: Precio de Referencia Crudo Estabilizado 31,5 USD/bbl =19,8 centavo USD/lt Costos fijos cadenas refinería, distribución regional 4,5 centavo USD/lt Costos locales distribuir y margen industria 7 centavo USD/lt Precio referencia al consumo sin impuestos de la NAFTA SUPER, 31,3 centavo USD/lt.

69

Cuadro 36 Distorsión En El Precio Final Del Gasoil Relación Gasoil/Nafta Super-Año 2000 Países De La Región. Tipo deNafta Gasolina hasta 92 RON Gasolina más de 92 RON Gasolina más de 95 RON

ARG 0,57 0,49 0,45

BRS 0,48

PRY 0,49 0,47 0,46

URU 0,51 0,44

Fuente: SEC MERCOSUR 2000.

Cuadro 37 Relación De Impuestos Y Precios Finales Gasoil/Nafta Super-2000 Países Darrollados Y De La Región

USA REINO UNIDO ITALIA ALEMANIA FRANCIA ARGENTINA BELGICA HOLANDA CHILE Paraguay BRS URU

Impuestos 112%

precios 89%

98% 73% 70% 66% 63% 56% 54% 34% 25% 23% 20%

102% 81% 80% 78% 70% 73% 68% 60% 51% 52% 42%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del “Energy Détente 2001”.

70

Cuadro 38 Impuestos (%) Por Sector De Consumo A La Electricidad, Año 2001, Algunas Empresas De Los Países De La Región. RESIDENCIAL EDENOR-EDESUR PROV-ARG EDEN-ARG CEMIG-BRS mas 90 EPEC-ARG LIGHT-BRS mas de 300 kwh/mes CPFL-BRS mas de 220 kwh/mes EDENOR-EDESUR CAPITAL-ARG UTE-URY EDEMSA-ARG LIGHT-BRS de 50-300 kwh/mes CPFL-BRS de 50-220 kwh/mes ANDE-PRY CEMIG-BRS 0-90 kwh/mes LIGHT-BRS 0-50 kwh/mes CPFL-BRS 0-50 kwh/mes

IVA 21 21 30 21 25 25 21 23 21 18 12 10 0 0 0

OTROS 23,17 22,7 3,65 10,6 3,65 3,65 6,98 3,69 5,1 3,65 3,65 0 3,65 3,65 3,65

TOTAL 44,17 43,7 33,65 31,6 28,65 28,65 27,98 26,69 26,1 21,65 15,65 10 3,65 3,65 3,65

COMERCIAL EPEC-ARG EDENOR-EDESUR PROV-ARG EDEN-ARG EDENOR-EDESUR CAPITAL-ARG EDEMSA-ARG UTE-URY LIGHT-BRS CPFL-BRS CEMIG-BRS ANDE-PRY

IVA 27 27 27 27 27 23 21,95 21,95 20,48 10

OTROS 10,6 7,66 7,2 6,98 2,1 3,69 2,65 2,65 2,65 0

TOTAL 37,6 34,66 34,2 33,98 29,1 26,69 24,6 24,6 23,13 10

INDUSTRIAL EDENOR-EDESUR PROV-ARG EDEN-ARG EDENOR-EDESUR CAPITAL-ARG EPEC-ARG EDEMSA-ARG UTE-URY LIGHT-BRS CPFL-BRS CEMIG-BRS ANDE-PRY

IVA 27 27 27 27 27 23 21,95 21,95 20,48 10

OTROS 13,17 7,2 6,98 5,6 2,1 3,69 2,65 2,65 2,65 0

TOTAL 40,17 34,2 33,98 32,6 29,1 26,69 24,6 24,6 23,13 10

Fuente: Secretaría del MERCOSUR, Sub Grupo 9, Grupo de tareas C, año 2001 i) En el caso de Brasil el IVA significa el equivalente al impuesto ICMS, modificado a efecto de poder comparar y que representen la carga real sobre la tarifa. Fórmula de ajuste: IVA-equivalente = ((100/(100-alícuota ICMS%))-1)*100 ii) En el caso de los Comerciales e Industriales a efecto de la comparación, es de orden no usar el IVA dado que este puede ser descontado generalmente.

71

C. Consumo de energía regional por sectores, la sustitución. 1. Consideraciones generales. En los capítulos precedentes se ha estudiado el consumo de energía en los países de la región y la evolución de los diferentes tipos y fuentes con que se satisface. Para completar el cuadro corresponde analizar ahora cómo ese consumo se distribuye entre los diversos sectores que integran la actividad económica total, lo que es esencial para una cabal comprensión del problema de la energía. Se ha visto la importancia que presenta la estructura del consumo de energía por sectores económicos para explicar las diferencias que se presentan en los consumos de energía total por unidad de producto bruto de cada país. Pero la distribución del consumo por sectores económicos también tiene importancia para ajustar los cálculos de las previsiones del curso futuro de la demanda y su composición según las diferentes formas de energía. Comparando el consumo de la energía de los distintos sectores con la producción de los mismos, se pueden determinar las correspondientes tasas de consumo de energía por unidad de producto. Estas tasas unitarias permiten definir fácilmente en un año futuro si se dispusiera de una proyección del crecimiento de los diversos sectores económicos, y se formularan las hipótesis necesarias sobre la variación que dichas tasas unitarias pudieran experimentar con el tiempo como consecuencia de cambios tecnológicos, mejoras de los equipos, aumentos de la productividad, etc. Los sectores económicos en que se divide el consumo de energía para los efectos de estos estudios, pueden ser variados y dependen de las características específicas de cada país, o de las necesidades del análisis de cada caso. En capítulos anteriores se ha sugerido ya una primera división del destino de la energía como factor económico: el consumo directo por la población, que participa de las características de los bienes de consumo indispensables, y el vínculo con la producción, el cual puede asimilarse a las materias `primas. Una adecuada distribución de sectores consumidores debería partir de la subdivisión de éstos en dos grandes grupos, ya que, en todo caso, ellos tienen características específicas que sería conveniente tener siempre en cuenta. Al respecto es oportuno clasificar los consumos en la siguiente forma: a) Actividades relacionadas con la producción i) Industriales y mineras de destacado consumo específico de energía. ii) Industriales en general iii) Agrícolas iv) Transportes correspondientes b) Actividades vinculadas con el consumo Desafortunadamente por falta de estadísticas básicas ha sido imposible clasificar en esta forma los consumos de energía de los países de la región. Se ha procesado la información existente de manera de poder visualizar, aunque en forma relativa, que en las primeras etapas del desarrollo económico el consumo de energía como bien de uso final, predomina sobre el destinado a la producción, y que su importancia relativa disminuye a medida que la economía progresa. A la inversa, el consumo destinado a las actividades productoras, especialmente el de la industria y los transportes, adquiere cada vez mayor preponderancia. En cuanto a la diferencia de los consumos de energía por unidad de producto bruto de los distintos sectores de la actividad económica, es también poco lo que la falta de datos básicos permite decir de manera concluyente. Sin embargo valiéndose de investigaciones parciales que se han realizado para algunos casos en que se contó con información relativamente consistente, se han confeccionado índices que muestran la relación entre el consumo unitario de energía del sector industrial, residencial y comercial y transporte con toda la economía en su conjunto.

72

2. El Consumo por sectores. Cuadro 39 Participación (%) Sectorial En El Consumo Final Total De Energía. Países De La Región. Total Final R(%) I(%)* C(%) Transporte ktep Argentina 1980

22%

37%

2%

39%

26896

1999

22%

36%

8%

34%

41579

1980

23%

45%

3%

28%

88562

1999

15%

45%

6%

34%

133767

1980 1999

49% 35%

31% 34%

0% 1%

19% 30%

1975 3884

Uruguay 1980

33%

32%

5%

30%

1849

1999

30%

24%

8%

37%

2381

Brasil

Paraguay

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

Cuadro 40 Tasa De Variación (% Anual) De La Participación En El Consumo Final Total De Energía, De Los Diferentes Sectores De Consumo. Países De La Región. R(%)

I(%)*

C(%)

Transporte

Argentina 1980-89

-0,2%

0,3%

16,4%

-1,1%

1990-99

4,0%

4,0%

2,2%

4,0%

1980-89

-1,2%

2,8%

4,0%

2,1%

1990-99

1,2%

2,0%

5,2%

3,9%

1980-89 1990-99

3,3% -0,2%

4,6% 3,2%

16,4% 4,6%

3,8% 7,4%

Uruguay 1980-89

-0,3%

-0,8%

0,4%

-0,9%

1990-99

1,9%

0,9%

5,6%

5,8%

Brasil

Paraguay

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

73

Cuadro 41 Consumo Final Total Unitario De Energía Por Sectores. Países De La Región. (Kep/Hab) RES

IND*

COM

Transporte Total Final

Argentina 1980

213

353

21

370

957

1999

253

408

86

389

1136

1980 1999

174 124

334 368

25 47

211 281

744 820

Paraguay 1980

312

198

2

122

634

1999

253

243

10

218

724

1980

207

264

34

189

635

1999

218

247

58

270

721

Brasil

Uruguay

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y de AIE-2000

OBS: 1) Para los cuadros 39, 40 y 41 el sector Industrial incluye minería, agro, pesca y construcción.

74

Cuadro 42-A Participación De Fuentes En Mercados Sectoriales Por País – 1980. GN

Elec

Nafta

Gas- Oil

Ker

C. M

Leña,C.V GLP

Otros

Argentina R

30,0%

21,4%

0,0%

15,7%

11,0%

0,0%

5,4%

16,5%

0,0%

I

29,3%

15,4%

0,0%

36,0%

0,0%

0,2%

0,1%

0,2%

18,8%

C

100%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

0%

Trans

0,0%

0,2%

53,9%

38,9%

7,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

Brasil R

0,0%

9,7%

0,0%

0,0%

1,4%

0,0%

75,4%

12,9%

0,6%

I

0,8%

15,2%

0,1%

39,3%

0,3%

1,1%

25,0%

0,5%

17,6%

C

0,0%

70,7%

0,0%

16,4%

0,1%

0,0%

7,7%

3,9%

1,2%

Trans

0,0%

0,3%

39,1%

54,0%

6,5%

0,1%

0,0%

0,0%

0,0%

R

0,0%

3,1%

0,0%

0,0%

1,7%

0,0%

93,4%

1,8%

0,0%

I

0,0%

5,2%

0,0%

3,8%

0,0%

0,0%

53,1%

0,0%

38,0%

C

0,0%

53,9%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

46,2%

0,0%

-0,1%

Trans

0,0%

0,0%

30,6%

65,3%

0,0%

0,0%

4,1%

0,0%

0,0%

R

0,0%

16,6%

0,0%

2,5%

19,2%

0,0%

52,9%

8,0%

0,7%

I

0,0%

12,2%

1,7%

69,0%

0,8%

0,4%

10,4%

0,2%

5,4%

C

0,0%

44,4%

0,0%

26,5%

0,0%

0,0%

26,4%

0,0%

2,7%

Trans

0,0%

0,3%

43,9%

53,0%

2,8%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

Paraguay

Uruguay

Cuadro 42-B Participación De Fuentes En Mercados Sectoriales Por País – 1999. GN

Elec

Nafta

Gas Oil

Ker

C. M

Leña,C.V GLP

Otros

Argentina R

62,1%

19,1%

0,0%

0,0%

2,8%

0,0%

4,8%

11,1%

0,0%

I

40,0%

19,2%

0,0%

19,3%

0,0%

0,2%

0,3%

0,2%

20,8%

C

50,2%

45,2%

0,0%

3,6%

0,0%

0,0%

0,0%

0,9%

0,0%

Trans

8,8%

0,3%

28,0%

52,6%

10,3%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

R

0,4%

34,8%

0,0%

0,0%

0,2%

0,0%

33,6%

30,7%

0,3%

I

5,3%

21,6%

0,0%

21,2%

0,0%

3,8%

17,5%

1,3%

29,2%

C

0,7%

79,5%

0,0%

11,4%

0,0%

0,0%

1,9%

6,3%

0,3%

Trans

0,3%

0,2%

41,8%

51,5%

6,2%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

Brasil

Paraguay 0,0%

17,5%

0,0%

0,0%

0,2%

0,0%

75,5%

6,7%

0,0%

I

0,0%

5,9%

0,0%

6,6%

0,0%

0,0%

40,5%

0,0%

47,0%

C

0,0%

93,6%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

6,4%

0,0%

0,0%

Trans

0,0%

0,0%

20,0%

76,8%

1,4%

0,0%

0,6%

1,2%

0,0%

R

0,0%

33,1%

0,0%

5,4%

3,7%

0,0%

42,2%

14,8%

0,9%

I

2,4%

20,6%

1,7%

60,1%

0,2%

0,1%

8,5%

1,1%

5,2%

C

0,0%

70,3%

0,0%

25,5%

0,1%

0,0%

1,7%

0,4%

2,0%

Trans

0,0%

0,0%

38,6%

60,9%

0,5%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

Uruguay

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

75

3. La “Sustitución” entre fuentes y por sectores. Se calculan sobre la base de las participaciones de las fuentes de energía final (cuadros 42) en 20 años, los mismos índices de fuente que en el capítulo 2, a saber velocidad de penetración (%) y porcentaje IN / OUT del mercado disputado por país y por sector de consumo.

Argentina C43-A Residencial Fuente GN Elec Gas-Disel Oil Ker Leña + C.Veg GLP

Comercial Fuente Elec. Gas-Disel Oil GLP GN

Mercado % IN/OUT 100,0% -7,0% -48,8% -25,8% -1,8% -16,6%

32% Velocidad 2,07 0,89 0 0,25 0,89 0,68

Industrial Mercado Fuente % IN/OUT GN 63,8% Elec 22,6% Otros 12,5% Leña + C.Veg 1,1% Carb. Min 0,1% GLP 0,0% Gas-Disel Oil -100,0%

17% Velocidad 1,36 1,24 1,11 2,33 1,10 1 0,54

Mercado % IN/OUT 90,9% 7,3% 1,8% -100,0%

50% Velocidad #¡DIV/0! #¡DIV/0! #¡DIV/0! 0,50

Transporte Mercado Fuente % IN/OUT Gas-Disel Oil 53,1% GN 34,1% Ker 12,6% Elec 0,3% Nafta -100,0%

26% Velocidad 1,35 #¡DIV/0! 1,46 1,34 0,52

Brasil C43-B Residencial Fuente Elec. GLP GN Otros Ker Leña + C.Veg

Mercado % IN/OUT 58,0% 41,2% 0,8% -0,7% -2,8% -96,5%

43% Velocidad 3,60 2,38 #¡DIV/0! 0,52 0,13 0,45

Industrial Mercado Fuente % IN/OUT Otros 44,5% Elec 24,8% GN 17,3% Carb. Min 10,2% GLP 3,3% Nafta -0,3% Ker -1,2% Leña + C.Veg -28,9% Gas-Disel Oil -69,6%

26% Velocidad 1,66 1,42 6,40 3,34 2,76 0,00 0,09 0,70 0,54

Comercial Fuente Elec GLP GN Ker Otros Gas-Disel Oil Leña + C.Veg

Mercado % IN/OUT 74,5% 19,8% 5,7% -0,5% -8,1% -42,2% -49,2%

12% Velocidad 1,12 1,59 #¡DIV/0! 0 0,23 0,70 0,24

Transporte Fuente Nafta GN Elec Carb. Min Ker Gas-Disel Oil

3% Velocidad 1,07 #¡DIV/0! 0,78 0,00 0,96 0,95

Mercado % IN/OUT 89,5% 10,5% -2,0% -2,6% -8,6% -86,3%

76

Uruguay C43-C Residencial Fuente Elec. GLP Gas-Disel Oil Otros Leña + C.Veg Ker

Mercado % IN/OUT 62,6% 25,9% 11,0% 0,6% -40,7% -59,3%

26% Velocidad 1,99 1,85 2,16 1,20 0,80 0,19

Industrial Mercado Fuente % IN/OUT Elec 71,6% GN 20,7% GLP 7,7% Nafta 0,0% Otros -1,5% Carb. Min -2,4% Ker -5,2% Leña + C.Veg -16,2% Gas-Disel Oil -74,8%

12% Velocidad 1,70 #¡DIV/0! 5,84 1,00 0,97 0,24 0,23 0,82 0,87

Comercial Fuente Elec GLP Ker Otros Gas-Disel Oil Leña + C.Veg

Mercado % IN/OUT 98,1% 1,4% 0,5% -2,4% -3,8% -93,8%

26% Velocidad 1,58 #¡DIV/0! #¡DIV/0! 0,77 0,96 0,06

Transporte Fuente Gas-Disel Oil Elec Ker Nafta

Mercado % IN/OUT 100,0% -3,4% -29,3% -67,3%

8% Velocidad 1,15 0 0,19 0,88

Paraguay C43-D Residencial Fuente Elec GLP Ker Leña + C.Veg

Mercado % IN/OUT 74,9% 25,1% -7,6% -92,4%

19% Velocidad 5,71 3,66 0,13 0,81

Industrial Mercado Fuente % IN/OUT Otros 71,6% Gas-Disel Oil 22,4% Elec 5,9% Leña + C.Veg -100,0%

13% Velocidad 1,24 1,75 1,14 0,76

Comercial Fuente Elec Otros Leña + C.Veg

Mercado % IN/OUT 99,7% 0,3% -100,0%

40% Velocidad 1,74 0,12 0,14

Transporte Fuente Gas-Disel Oil Ker GLP Leña + C.Veg Nafta

40% Velocidad 1,17 #¡DIV/0! #¡DIV/0! 0,15 0,65

Mercado % IN/OUT 81,4% 10,0% 8,5% -24,8% -75,1%

Fuente cuadros 43ª al 43D: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

77

Cuadro 44 Consumo Final Unitario De Energía Por Sectores Y Por Fuentes. Año 1980 -(Kep/Hab) GN

Elec

Nafta

Gas Oil

Ker

C. M

Leña,

GLP

Otros

Total

R

64

46

I

104

54

0

33

24

0

12

0

127

0

1

0

35

0

213

1

66

C

21

0

0

0

0

0

353

0

0

0

21

Trans

0

1

199

144

26

0

0

0

0

370

R

0

17

0

0

I

3

51

0

132

2

0

131

22

1

174

1

4

84

2

59

334

C

0

17

0

Trans

0

1

82

4

0

0

2

1

0

25

114

14

0

0

0

0

211

R

0

10

0

I

0

10

0

0

5

0

292

6

0

312

7

0

0

105

0

75

C

0

1

198

0

0

0

0

1

0

0

Trans

0

2

0

37

79

0

0

5

0

0

122

R I

0

34

0

5

40

0

109

17

2

207

0

32

5

182

2

1

27

0

14

264

C

0

15

0

9

0

0

9

0

1

34

Trans

0

1

83

100

5

0

0

0

0

189

Argentina

Brasil

Paraguay

Uruguay

Cuadro 45 Consumo Final Unitario De Energía Por Sectores Y Por Fuentes. Año 1999 -(Kep/Hab). GN

Elec

Nafta

Gas-Oil

Ker

C. M

Leña

GLP

Otros

Total

R

157,1

48,4

I

163,1

78,3

0,0

0,0

7,0

0,0

12,2

0,0

78,8

0,0

0,9

1,3

28,2

0,0

253

0,8

85,1

408

C

43,2

38,9

0,0

Trans

34,3

1,2

109,1

3,1

0,0

0,0

204,7

40,0

0,0

0,0

0,8

0,0

86

0,0

0,0

0,0

389

R

0,4

43,0

0,0

0,0

0,2

0,0

41,5

38,0

0,4

123,5

I

19,6

79,7

C

0,3

37,7

0,0

78,2

0,0

5,4

0,1

13,9

64,3

4,9

107,4

368,2

0,0

0,0

0,9

3,0

0,1

Trans

0,9

0,6

117,5

47,4

144,7

17,6

0,0

0,0

0,0

0,0

281,3

R I

0,0

44,4

0,0

14,4

0,0

0,0

0,5

0,0

191,2

16,9

0,0

253

0,0

16,0

0,0

0,0

98,4

0,0

114,1

C

0,0

243

9,8

0,0

0,0

0,0

0,0

0,7

0,0

0,0

10

Trans

0,0

0,0

43,6

167,3

3,1

0,0

1,3

2,6

0,0

218

R

0,0

72,2

0,0

11,8

8,0

0,0

92,2

32,4

1,9

218

I

6,0

50,9

4,3

148,3

0,4

0,2

21,0

2,7

12,9

247

C

0,0

40,7

0,0

14,8

0,1

0,0

1,0

0,2

1,2

58

Trans

0,0

0,0

104,0

164,2

1,4

0,0

0,0

0,0

0,0

270

Argentina

Brasil

Paraguay

Uruguay

Fuente cuadros 44 y 45: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000.

78

D.

Recursos e infraestructura energética, el contexto mundial.

1. Consideraciones generales. Cuadro 46 Reservas Energéticas En Los Países De La Región Más Bolivia Y Perú. Año 2000. Petróleo (1)

Gas Natural (2)

Carbón (3)

6

10 TEP

Brasil(8) Argentina Uruguay Paraguay Región Bolivia Perú Total (7)

1198 406 0 0 1604 67 46 1721

182 634 0 0 816 643 203 1663

Potencial (4) Hidroeléctrico. Potencia Energía GW

4532 59 0 0 4591 0 0 9215

TWh

197025 33311 34908 5902 537 91 4323 731 236793 40034 39478 6674 58867 9952 375310 60366

6

Uranio (5) 6

Com Veg. (6) 6

RESERVAS TOTALES 6

10 TEP

10 TEP

10 TEP

10 TEP

8328 1475 23 183 10009 1669 2488 15091

4022 156 0 0 4178

855 150 15 62 1081 142 194 1508

19116 2881 38 244 22279 2521 2931 33376

0 0 4178

TEP/HAB

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y del BID (1) Se tomaron solamente las reservas probadas al año 2000, con 1kep/kg. (2) Se tomaron solamente las reservas probadas al año 2001, con 0,83 tep/l m^3 (3) Se tomaron las reservas probadas y posibles al año 2001, con 0,7 tep/tn. Solo el 20% es aprovechable dado el alto contenido de cenizas y azufre en la región. (4) Se tomaron 50 años de la energía hídrica potencialmente desarrollable, con un tiempo de utilización anual de 3390 hs. Para la equivalencia kwh /petróleo se utilizo el equivalente calórico medio de una maquina termica, afectando los kwh por 2675 kcal/kwh/10700 kcal/kep . (5) Se tomaron solamente las reservas probadas al 2000, con 13000 tep/tn uranio. (6) Se tomaron las reservas estimadas al 2000 en un período de 15 años, promediando el rendimiento energético ponderado en 0,26 tep/tn. Variando entre 0,75 para el carbón vegetal y 0,23 para el bagazo. (7) Incluye valores correspondientes a Chile. (8) No se computan 6215 x 106 TEP asociados al “petróleo en roca”

El cuadro C46 resume (en unidades comparables) las reservas parciales, totales y por habitante para cada país, el Mercosur y el Mercosur ampliado. Se destaca que el 45% de las reservas energéticas son de los recursos Hídricos, seguidas del carbón mineral con casi el 28 %, nuclear con 12%, petróleo 5%, GN con cerca del 5% y finalmente los combustibles vegetales con el 4,5 %. Es de orden indicar que Bolivia y Perú aportan casi el 50% de las reservas de GN, las que mayoritariamente serán usadas por Brasil y Chile. Si bien el orden lógico en el uso de la reservas es el marcado antes, los países a la hora de cubrir sus necesidades energéticas han ido descartando este orden por varias razones. Las primeras son claramente de orden económico según la visión de las empresas trasnacionales y de los países desarrollados, las segundas son aspectos ambientales y políticos locales que llevan por ejemplo al rechazo en algúnos países (sin fundamentos sólidos) del uso de la electricidad a partir de energía nuclear. Este capítulo, más halla de una recopilación profunda y científica de la información busca obtener escenarios energéticos regionales para ser usados en la prospectiva energética del Uruguay, parte III de esta tesis. Por ende y centrados en Uruguay, la variable relevante para definir estos escenarios es la política energética que defina Brasil para los próximos 30 o 40 años, y en menor medida la Argentina en cuanto a su política explícita de GN (la que depende también de Brasil)

113 78 11 44 102 297 112 124

79

Presentamos la misma información del cuadro C46 en los cuadros siguientes C47 y C48 de manera de tener más indicadores para responder las necesidades energéticas de la región, especialmente de Brasil.

Cuadro 47 Potencial De Recursos Energéticos Conocidos Calculo De Los Años De Duración Del Consumo Último, Año 2000, De Petróleo, GN E Hidroelectricidad. Países De La Región Más Bolivia, Perú Y Chile. PAÍSES

BRASIL ARGENTINA URUGYAY PARAGUAY TOTAL MERCOSUR BOLIVIA PERU CHILE TOTAL

Combustibles Petróleo GN 17,5 10,1 0 0 14,8 37,3 9,5 15,5 14,9

18,2 17,9

17,9 125,0 125,1 31,4

Hidroelectricidad hasta la explotación total del recurso en años (1) Consumo fijo + 2% Ac +3% Ac 102 43 37 66 34 29 11 9 8 16 12 11 85 39 32 1711 130 97 454 85 65 87 40 33 112 45 37

(1)

Para el cálculo de los años se utilizó la ecuación no lineal a=R/P(n=a). Donde a son los años a calcular, R son las reservas a la fecha y P es la producción anual, supuesta con crecimiento constante de Po* (1+ tasa)^n para el año n. Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000, BID y CEPAL

El cuadro C47 marca con claridad varios aspectos, el primero es que con la estructura actual de consumo final y eficiencias de uso el MERCOSUR tiene reservas del orden de los 15 años para el petróleo y de 18 años para el GN. En segundo lugar la electricidad en un escenario optimista de crecimiento anual, agotaría los recursos hídricos existentes entre 32 y 40 años, siendo en particular para Brasil de 37 a 43 años. La adición estratégica de Bolivia y Perú, eleva los 18 años del GN de la región para 31 años, dato en principio poco confiable pues se refiere a la producción actual, la que aumentará hasta el 2010 especialmente para cumplir los contratos de Brasil con Bolivia. De todas maneras como se verá en el cuadro siguiente C54, y suponiendo consumos optimistas de Brasil, las reservas se mantienen superiores a 35 años al adicionar solamente las actuales reservas posibles confirmadas este año ( 2002) de Bolivia. El petróleo y sus 15 cortos años de reservas plantea la necesidad de explorar urgentemente nuevas zonas o intentar sustituir por GN los usos disputables. El sector petrolero fue y es esencial para el ingreso de divisas en el caso de Argentina o ahorro de las mismas en el caso de Brasil. Lo último es razonable pero la experiencia de países con más de 30 años de GN, en especial Argentina muestran que con suerte del 20 al 25 % del mercado de energía total final pudo ser sustituido en 20 años por GN (se vio esto en ítems anteriores), por ende el gran uso y consumo seguro radica en la transformación energía de GN para electricidad. Retomando el horizonte de análisis nos planteamos ¿Con qué cubrirá Brasil su consumo de electricidad dentro de 20 o 30 años?, para responder esto se presenta el cuadro siguiente:

80

Cuadro 48 La Cobertura Del Servicio De Electricidad Recursos Potenciales Destinables, Reservas En Twh. Países De La Región Más Bolivia Y Perú. PAISES/Fuente

HIDRO

GN

33311 5902 91 731

742 2579 0 0

18706 726 0 0

9787 128 0 0

ENERGÍA CONSUMIDA(TWh) 2000 Ac (1). 2020 Ac. 2030 9059 16039 327,3 2494 4415 90,1 224 397 8,10 1268 2244 45,8

40034

3321

19432

9915

471,3

13044

23095

6674 9952

2617 828

0 0

0 0

3,9 21,9

108 606

191 1073

56661

6767

19432

9915

497

13758

24359

(2)

BRASIL ARGENTINA URUGYAY PARAGUAY TOTAL MERCOSUR BOLIVIA PERU TOTAL MERCOSUR+2

URANIO CARBÓN MINERAL

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000, BID y CEPAL 1. Ac.: Energía Acumulada hasta la fecha, con un crecimiento anual acumulativo del 3%. 2. Para transformar en energía eléctrica (energía secundaria) las fuentes primarias, se tomaron rendimientos calóricos en centrales tipo del 40% para el Uranio, 35% para el GN, 20% para el carbón mineral.

Conclusiones Independientemente de la política que adopte Brasil en materia energética, se desprende del cuadro anterior y de la infraestructura actual y proyectada ciertos límites técnico-energéticos que permiten dimensionar el problema planteado (abastecimiento eléctrico de Brasíl):

• •

•

Si todas las reservas probadas más posibles de GN se destinaran a Brasil y se transformase en electricidad, se cubriría del orden del 50 % de la energía eléctrica esperada, acumulada hasta el año 2030. Si mantengo la participación del GN en Argentina y Brasil actuales, y el resto de reservas probadas más probables se destina a Brasil para transformar en electricidad, se cubriría del orden del 40% de la energía eléctrica esperada, acumulada hasta el año 2030. Si duplico la infraestructura actual (2 gasoductos Bolivia-Brasil + 2 gasoductos Argentina-Brasil) y los utilizo al máximo de sus capacidades unos 85 millones de m3/día, se cubriría a lo sumo el 20% de la energía eléctrica esperada, acumulada hasta el año 2030.

•

Se desprende que Brasil deberá indefectiblemente utilizar otras fuentes primarias, para cubrir la electricidad para los próximos 30 años.

•

Necesariamente tendrá un “mix” basado en los recursos hídricos, carbón, nuclear y vegetales.

•

Se esperaría mayoritariamente el uso del recurso hídrico dada la abundancia y teniendo en cuenta que los otros no cubren por sí solos la meta de “TWh” del 2030 y presentan inversiones mayores o a lo sumo del orden (incluyendo externalidades ambientales).

•

En particular, se plantea un escenario de alta probabilidad de aprovechamientos nuevos en la Cuenca del Plata, los que afectan directamente al Uruguay

81

2. Reservas y Recursos Energéticos Se presenta el estado a la fecha (año 2001) de las reservas de los recursos energéticos fundamentales y la infraestructura para aprovecharlas. Se pretende tener una idea general de la distribución de recursos energéticos y del consumo a nivel mundial, marcando las regiones geopolíticas de mayor relevancia en dichos tópicos También se busca evidenciar a través de la relación reservas-producción, cuales energéticos son los pilares para el desarrollo de las próximas 3 décadas y para la integración energética de la región.

a) El Petróleo: Reservas, Producción y Refinación

Cuadro49 Reservas Mundiales Y Consumo De Petróleo En %. La Relación “R/P” Para Diferentes Zonas Geopolíticas. RESERVAS(%) R/P(años) CONSUMO(%) 5,9 MEDIO ORIENTE 65,4 83,2 6,2 AL Y C 11,5 34,3 3,3 AFRICA 7,3 26,8 5 EX URSS 6,2 22,7 27,6 ASIA + AUSTRALIA 4,2 15,6 30,4 AMERICA NORTE 3,6 10,4 21,4 EUROPA 1,8 7,7 73 MBBL/DIA TOTAL 1048 MMBBL 40 OPEP 77,8 74,3 NO OPEP 22,2 12,5 Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y AIE

Cuadro 50 MERCOSUR Ampliado: Petróleo, Reservas Y La Relación “R/P” . RESERVAS(%) PRODUCION(%) MILLONES BBL

BRASIL ARGENTINA URUGUAY PARAGUAY SUB-TOTAL BOLIVIA PERU CHILE TOTAL

8485 2879 0 0 11364 477 323 30 12194

MILES BBL/DIA

1329 781 0 0 2110 35 93,1 5,3 2243,4

R/P Años

17,5 10,1 0 0 14,8 37,3 9,5 15,5 14,9

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000, BID y CEPAL

82

Cuadro 51 La Refinación Del Petróleo En El Mundo.

ASIA + AUSTRALIA AMÉRICA NORTE EUROPA EX URSS AL Y C MEDIO ORIENTE ÁFRICA TOTAL

CAPACIDAD(%) CONSUMO(%) Cap/Con(%) 27,6 103,4 25,7 30,4 84 23 21,4 104,3 20,1 5 214 10,7 6,2 138,7 8,6 5,9 154,3 8,2 3,3 127,8 3,8 111 82 MBBL/DIA 73 MBBL/DIA

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y AIE

Cuadro 52 MERCOSUR Ampliado: Refinación De Petróleo. CAPACIDAD CONSUMO(%) Cap/Con(%) k BBL/DIA k bep/DIA BRASIL 1961 1684,3 116,4 ARGENTINA 625 443,3 141 URUGUAY 37 30,3 122,2 PARAGUAY 7,5 19,6 38,3 SUB-TOTAL 2630,5 2177,5 120,8 BOLIVIA 47 47 100 PERÚ 196 147,9 132,5 CHILE 227 217,3 104,5 TOTAL 3100,5 2589,7 119,7 Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000, BID y CEPAL

b) El GN: Reservas, Producción Cuadro 53 Reservas Mundiales, Producción Y Consumo De GN %. La Relación “R/P” Para Diferentes Zonas Geopolíticas.

EX URSS MEDIO ORIENTE ASIA + AUSTRALIA ÁFRICA AL Y C NORTE AMÉRICA EUROPA TOTAL

RESERVAS(%) 36,2 36 7,9 7,2 5,2 4,3 3,1 155 10^12 ( m^3)

Producción(%) 26,9 9,1 11,1 4,9 7,5 28,9 11,6 2,52 10^12 ( m^3)

R/P años Consumo(%) 82,8 22,5 243,3 7,5 43,8 12,1 90,4 2,3 42,6 3,8 9,2 31,9 16,4 19,8 61,5 2,41 10^12 ( m^3)

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y AIE2000

83

Cuadro 54 Región Ampliada: GN, Reservas Probadas Y La Relación “R/P” PRODUCIÓN

R/P

10^9 (m^3)

10^9 (m^3)

Años

219,8 763,5 0 0 983,3 774,8 245,1 2003,2 2086,4 2678,4 3383,4

12,1 42,7 0 0 54,8 7,1 1,96 63,8 **66 **70 **80

18,2 17,88

RESERVAS PROV BRASIL ARGENTINA URUGUAY PARAGUAY SUB-TOTAL BOLIVIA PERÚ TOTAL 1 *TOTAL 2 *TOTAL 3 *TOTAL4

17,94 125 125,1 31,4 31,6 38,3 42,3

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000, BID y CEPAL y VMEH (Vice Ministerio de Energía e Hidrocarburos de Bolivia). * TOTAL 2, adiciono las reservas probadas de Bolivia en el 2003=83,2 10^9 (m^3) TOTAL 3, adiciono las reservas posibles de Bolivia en el 2003=592 10^9 (m^3) TOTAL 4, adiciono las reservas probables de Bolivia en el 2003=70510^9 (m^3) **Estimación de la producción futura en el momento de pasar las reservas posibles y probables a probadas. Fundamentalmente se adicionan los mercados mas importantes, a saber Brasil y Chile en un escenario de fuerte penetración del GN en estos países, lo que marca que el valor R/P esta del lado seguro. Brasil adicionaría 16 millones de m3/día para el 2015, por los gasoductos internacionales.

84

Mapa De Cuencas Petroleras Y Gasíferas De América Latína.

MP- 1

85

El Mercado Energético. Infraestructura De Transporte De GN.

MP- 2

86

c) El Carbón, Reservas y Producción

Cuadro 55 Reservas Y Producción Mundiales De Carbón Mineral %. La Relación “R/P” Para Diferentes Zonas Geopolíticas

ASIA + AUSTRALIA AMÉRICA NORTE EX URSS EUROPA ÁFRICA AL Y C MEDIO ORIENTE TOTAL

RESERVAS(%) 29 25,3 23,6 12,8 5,7 3,6 0 976 10^9 ton

R/P(años) 149,3 235,3 277,9 249,9 241,7 226,1 0 212

PRODUCCIÓN (%) 42,6 23,7 18 9,2 5 1,5 0 4,6 10^9 ton

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 y AIE

Cuadro 56 Carbón Mineral, Reservas Y La Relación “R/P”. Los Países De La Región.

BRASIL ARGENTINA URUGUAY PARAGUAY TOTAL

RESERVAS

PRODUCION

R/P

10^6 ton

10^3 ton

Años

32371 424 0 0 32795

4109 186 0 0 4295

7878 2280 0 0 7636

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000, BID y CEPAL

El carbón mineral presenta características diferentes en Argentina y Brasil. En Argentina el yacimiento por excelencia es Río Turbio, Santa Cruz, siendo la característica esencial del carbón el bajo contenido energético por tonelada (alto contenido de ceniza y azufre). Lo ultimo marca la no viabilidad económica de explotar este recurso, a tal punto que se importan en Argentina el 70% del carbón de consumo interno. En el caso de Brasil hay cuantiosas reservas, 32370 millones de toneladas, siendo los estados de R.G do Sul y S.Catarina los poseedores de más del 95 % de de las mismas. Del total de reservas, el 84% corresponde a carbón energético para centrales térmicas y el resto es carbón metalúrgico usado como reductor en las fabricas de acero. Las reservas explotables son del orden del 50%, o sea equivalen a 10520 millones de tep, de los cuales 8837 millones de tep corresponden al uso potencial en generadores térmicos. Esto último marca una variable importante para las futuras decisiones del gobierno brasilero a la hora de fijar futuras políticas energético-sociales, en el sentido de que el GN utilizado exclusivamente para centrales térmicas y duplicando la infraestructura actual de gasoductos limítrofes, cubriría solo del 25 al 30 % del consumo de electricidad para el año 2020 ( como se marcó en hojas anteriores).

87

d) Los Esquistos Bituminosos (Lutitas)-“Hidrocarburos en Roca”. Un caso aparte a indicar en Brasil son las reservas enormes de Esquistos Bituminosos, siendo estas las segundas del mundo con un 24% luego de las de USA con el 66% en un total del orden de 600000 millones de metros cúbicos de hidrocarburos en roca. Si bien a la fecha la tecnología, los impactos ambientales y los sobre-costos asociados a la explotación y traslado de las rocas, no permiten un uso masivo, representan un potencial valioso para usos en termoeléctricas como en Rusia o Turquía, o directamente obtener hidrocarburos líquidos. Estimándose del 5 % recuperable efectivamente, se tendría un potencial de 6215 millones de tep, para lo cual se estimó un rendimiento medio de 550 a 1100 kcal/kg. f) La Energía Nuclear, Reservas Probadas y Potencia Instalada. La producción en las centrales nucleares en la región ha sido muy discontinua por diferentes problemas tecnológicos o de impactos ambientales en la década de los 90, lo que marca que los históricos de electricidad generados no representan fielmente la evolución de la participación nuclear en la generación de electricidad. Se presentan en el cuadro C56 las plantas instaladas o en fase de proyecto terminado a la fecha, así como las reservas probadas de uranio en la región. Las potencias instaladas en Brasil y Argentina son la suma de las centrales: Brasil Angra I, 626 MW Reactor Westinghouse, operación 1985 Angra II, 1245 MW, Reactor KWU Alemán, operación 2001 Angra III.1400 MW, Proyecto terminado, financiamiento trancado. Argentina Atucha I, 370 MW, operación 1972 Embalse, 644 MW, peracion 1983 Atucha II, 745 MW, operación 1988, con indisponibilidades en varios años. Los últimos sondeos estiman que las reservas posibles y probables de Uranio en Brasil y Argentina serían del orden de 2 a 3 veces las probadas, dado que no se invierte en exploración desde la década de los 80. Cuadro 57 PAÍSES RESERVAS RESERVAS RESERVAS POTENCIA Ton Uranio 10^6TEP TWh * INSTALADA MW BRASIL 309370 4022 46767 3275 ARGENTINA 12000 156 1814 1763 URUGYAY 0 0 0 0 PARAGUAY 0 0 0 0 TOTAL MERCOSUR 321370 4178 48581 5038 Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000, BID y CEPAL *Se tomó un rendimiento de la central del 40 %, y una equivalencia energética de 13000 Tep/Tonelada de Uranio, y de 0,086 millon tep/TWh.

Por último marcamos dos aspectos, el primero en cuanto al tipo de uranio utilizado en Brasil y Argentina, marcando que en esta se utiliza uranio natural y en Brasil uranio enriquecido. En segundo lugar indicar que la exploración minera se suspende en los 90 en Argentina, siendo la única cantera la de “Cerro Solo” en el centro patagónico. La producción es exclusivamente para las centrales nucleares. En el caso de Brasil la explotación rentable se da en los “Pozos de Caldas” en Minas Gerais y en “Lagoa” en Bahía, estando en fase de viabilizar zonas de “Itataia” en Ceará. La producción no siendo exclusiva es mayoritaria para las centrales nucleares en Brasil.

88

g) Energías renovables El papel de las energías renovables en la región es, dependiendo de las políticas energéticas nacionales, de de vital importancia a efectos frenar los crecientes impactos ambientales que provocan los energéticos no renovables (incluyendo las grandes represas hidráulicas), así como la dilapidación de estos recursos de manera no sustentable y en sectores que no adicionan al desarrollo generando valor agregado para las naciones de la región. Las energías renovables, por sí solas, juegan un papel menor desde el punto de vista de intercambios físicos directos de gran volumen (comercial) en la región. Sin embargo atendiendo a los expresado en el primer párrafo, y en la medida de que existan reservas de magnitud considerable, indirectamente inciden en los intercambios de energéticos no renovables tanto aumentando la cantidad exportable (aumento de divisas) como disminuyendo las cantidades importadas (ahorro de divisas). Desde el punto de vista regional Brasil es el único que cuenta con un potencial tal, que según la política energética del país, puede incidir eventualmente en toda la región. Sin embargo desde el punto de vista nacional de cada país, en mayor o menor medida el manejo del potencial renovable puede servir para una política energética sustentable, para la universalización de los servicios energéticos en todas las zonas, para incidir sobre la mano de obra local y reducción de costos globales si consideramos las externalidades que provocan las no renovables. El abordaje a fondo de esta temática escapa a los objetivos de esta tesis y de hacerlo de forma seria y científica implicaría un tiempo de magnitud no menor al estipulado para ésta.

Se mencionan de todas maneras las siguientes zonas y recursos energéticos potenciales en la región:

•

Argentina: Potencial Eólico de 3000 a 8000 MW en la Patagonia y Pampa

•

Brasil : Potencial Eólico de 1500 a 3000 MW en el Norte y Nordeste

•

Brasil: Potencial de Biomasa 4000 MW de bagazo caña de azúcar y residuos de papeleras y celulosa.

•

Brasil: Biodisel, con el 10% de plantaciones de “dendé” en la parte degradada en el amazonas, Brasil sería el primer productor del Mundo de Biodisel.

•

Uruguay: 500000 Ha para usos forestales. Dependiendo del uso final de la madera y leña, se estima que se cuenta con un potencial energético efectivo (20 % rendimiento) para CT del orden de magnitud que ronda el 50% de toda la energía eléctrica consumida en el Uruguay en 1999.

•

Brasil: Mini y Pequeñas Centrales Hidráulicas DE 9,8 GW con potencias de menores a 30 MW y 4,7 GW con potencias entre 30 MW y 50 MW. Se marca que a la fecha solo el 8% de los 15.5 GW están instalados.

•

Uruguay: Se tienen 230 MW instalables en todo le país ( se detalla en Parte III).

89

3. El Recurso Hídrico y “La cuenca del Plata” Cuadro 58 La Energía Hídrica Y Su Participación En La Generación Total Eléctrica (Gwh), Países De La Región.

BRASIL ARGENTINA URUGUAY PARAGUAY SUB-TOTAL BOLIVIA PERÚ CHILE TOTAL

HIDRO 80,0% 44,5% 98,3% 98,9% 75,4% 53,8% 80,4% 51,1% 73,5%

TERMICO 15,6% 46,8% 0,7% 1,1% 19,9% 46,2% 14,2% 48,9% 22,2%

NUCLEAR 4,4% 8,5% 0,0% 0,0% 4,7% 0,0% 0,0% 0,0% 4,1%

OTROS 0,0% 0,1% 1,0% 0,0% 0,0% 0,0% 5,5% 0,0% 0,3%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

La Cuenca Del Plata: “El Triángulo Energético De La Región”. Mp-3

TOTAL(TWh) 327,3 90,1 8,10 45,8 471,3 3,9 21,9 42,5 539,6

90

La Cuenca Del Plata: Total De Aprovechamientos. MP-4

91

Aprovechamientos Hídricos De Todas Las Cuencas Y Centrales Térmicas De Río Grande Do Sul. MP-5

92

Cuadro 59 Nuvos Aprovechammientos Hidroeléctricos Binacionales (a). RIO

PARANÁ

URUGUAY

PILCOMAYO

TARIJA

BERMEJO

BENI

PAISES

ARG-PRY

PROYECTO

MW

EMA (4) (GWh)

COSTO TOT (1) 10^6 USD

NIVEL ESTUDIO

CARACT PRINCIPALES

YACYRETA

3100

20000

8000 (2)

FINAL(5)

Gen Eléctrica. Navegación

CORPUS

2880

19300

3700

PB

ITATI-ITACORA

1660

11300

2500

INV

GARABI

1800

6100

1800

PB

RONCADOR SAN PEDRO

2700 745

9300 3700

3200 2000

PF PF

CAIPIPENDI

210

S/d

600

INV

ASTILLEROS

106

504

350

EP

SAN TELMO

68

275

210

EP

POLVAREDA

27

60

S/d

EP

ALARACHE

24

95

S/d

I

LAS PAVAS

147

288

210(3)

INV

DESECHO CHICO

36

78

S/d

EP

ARRAZAYAL

166

526

200

EP

40

S/d

S/d

S/d

ARG-BRS

ARGBOL-PRY

ARG-BOL

ARG-BOL

CACHUELABRS-BOL ESPERANZA

PASO CENTURION 32 S/d S/D INV TALAREVA 6 S/d S/d INV (a)No incluye proyectos Nacionales. (1) Precios a diciembre de 1994 (2) Inversión final (3) Incluye Obra Hídrica y Compensador. (4) Energía Media Anual (5) Final: Terminada con previsión de ampliación. Terminología: INV: Inventario, I : Idea, E.P : Evaluación Preliminar, PB : Proy Básico, P.F : Prefactibilidad.

YAGUARON

URY-BRS

Gen Eléctrica Compensador de Yacyreta. Gen Eléctrica Gen Eléctrica, Navegación Piscicultura Idem Idem Gen Eléctrica, Riego, Control Sedimentos Idem Gen Eléctrica, Riego Riego, Compensador de San Telmo Gen Eléctrica, Riego, Control Sedimentos Gen Eléctrica, Riego Agua potable Control Sedimentos y crecidas Riego, Compensador de Las Pavas Gen Eléctrica, Riego, Control Sedimentos Gen Eléctrica Gen Eléctrica Gen Eléctrica

93

4. Infraestructura de interconexiones eléctricas.

MP-6

94

Cuadro 60 Inerconexiones Eléctricas Proyectadas O En Construcción EXTREMOS TERMINALES

TENSIÓN kV.

Long km

MW

COSTO TOT 10 ^6 USD

Itaipu-Corpus-Yacyreta

500

3*375

3*1000

150*3

Garabí:ARG-BRS Gran Mendoza(ARG)Polpaico(Chile) Candiota(BRS)- San Carlos (URY) Santo Tome(ARG)-Sao Borja(BRS) Mundo Novo (BRS)Salto de Guayrá(PRY)

500-230

0

900

250

220

275

200

50

500

400

300

150

132- 230

0

50

30

Esr Conv 50/60 Hz

34

¿

20

S/d

Local, fronteriza

230

890

100

¿

Desde Perú, CTE a GN 200 MW Inst

Acre-Rondonia

CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES Territorio Brasil. 3 Líneas trifasicas Est. Conv 50/60 Hz Simple Terna, Sin Hilo guardia Est. Conv 50/60 Hz, LEAT simple terna

Fuente: Informe BID-INTAL “Integración Energética Cono Sur” Costos según BID, de fecha 1997.

Con las actuales centrales hidráulicas funcionando (Itaipú, Salto Grande y Yacyretá) más las potenciales de Garabí, Roncador, San Pedro, Compensador Salto Grande en el Río Uruguay, así como Corpus e Itatí-Itacora en el río Paraná, la región (Cuenca del Plata) es el mayor centro comercial y de importancia económica y demográfica del MERCOSUR. Adicionando que la Cuenca del Plata es la única compartida por los 4 países y se sitúa en el baricentro del mercado eléctrico regional, al que ubicamos en el mapa como “triángulo energético de la región”. La interconexión fuerte de este anillo de “centrales hidroeléctricas” es fundamental para la explotación final del recurso hídrico, la seguridad de suministro y el ahorro de combustible. Destacamos, centrados en Uruguay, la interconexión directa de San Carlos-Candiota que tendría características exportadoras y las interconexiones indirectas de Itaipu,Corpus-Yacyreta y Garabi que tendrían características importadoras a través de diferentes circuitos de transmisión del lado argentino.

95

5. Infraestructura de GN y petróleo actual y proyectada MP-7

96

MP-8

97

Cuadro 61 Gasoductos Proyectados O Nuevos (Últimos 4 Años).

Proyecto

Diam Pg

Long Volumen a Costo Características km Transportar 10^6 USD Principales 10^6 m^3/dia

METHANEX San Sebastián(Arg) Cabo Negro(Chile)

12

48

2

25

GAS ANDES La Mora(Arg)Santiago(Chile)

24

467

6 a 10

290

24/26

806

8 a 10

870

12

350

0,7 a 2,7

160

Terminado. Inv final 1000 MUSD, Metrogas+CT nueva renca +ampliación en Argentina. Terminado, Inv final 1700MUSD, 322 km de ramales adicionales Mercado Industrial y res del sur de chile. Tot 250 MUSD

38/42

3100

8 a 39

2665

Provisión de GN Arg para Brasil y Paraguay

s/d

465

2,3

130

Terminado

s/d

s/d

10

s/d

18

265

3

80

32

1803

8 a 30

1860

20

557

7

223,5

s/d

8301100

2 a 4,1

500 Arg 400 Bol

12/14

846

0,3 a 3,2

95

30

1300

?

700

-

-

15 pico

300-400

30

1500

10 a 15

TRASANDINO Neuquén(Arg)Santiago(Chile)

GAS SUR Neuquén(Arg)VIII Region(Chile) NO Arg-San Pablo Aguarague(Arg) San Pablo(Brs)

Parana(Arg)Uruguayana(Brs) Aguarague(Arg)Porto Alegre(Brs) Parana(Arg) Fray Bentos(URU)

Bolivia-Brasil Rio Grande(Bol) San Pablo(Brs) Rio Grande-Puesrto Suarez (Bolivia)

Boliva/Arg Tocopilla(Chile) Vuelta Grande(Bol)Asunción(Pry) Camisea(Peru)Santa Cruz(Bol) Santa LuciaUuruguay

Montevideo-Poro Alegre

Terminado.Provisión de GN para la industria de metanol.

CT de 300MW en Brasil Abastecimiento a Chaco, Formosa, Misiones y Porto Alegre- Sao Borja Terminado. Abastecería a Entre Ríos y CT en FRay Bentos Terminado. Sociedad abierta PetroBras-YPFB, ramales 1300 km CT, Puerto Suárez, abastecería a Matto Grosso de electricidad. CT chile y exportación de GNL a Japón, USA y México Mercado Res, Ind, CT y transporte GNC. Ramales 1100 km, 75 MUSD

Abastecimiento Brasil

“Peak shaving” para Bs.Aires y provisión de Brasil y Uruguay CT e industrias del SUR 400-500 Brasil, ramales Uruguay

En el caso del gasoducto Bolivia-Brasil, dada la influencia efectiva o no que tendrá en la orientación del mercado de GN en la región y eventual ampliación de la infraestructura para transportar GN a Brasil, ampliamos la información: Consta de 3000 km troncales, con un diámetro de 32 pulgadas y tendrá para el 2015 unas 16 estaciones compresoras (4500 HP) a efectos de poder despachar unos 30 millones de m^3/dia de los cuales por contrato se aseguran 15 millones de m^3/dia para el 2010.

98

Cuadro 62 Plan Brasil, 2000-2010, De Utilización De Gn En Centrales Térmicas.

Ubicación CT Cuenca Urucu Manaus, AM Manaus, AM Porto Velho,RO Porto Velho,RO Nordeste Pecém,CE Suave, PE Macau, RN RN SE Camacari,BA BA AL Cuenca Campos Sao Mateus,ES Victória,ES Río das Ostras,RJ Macae, RJ Cabiúnas, RJ Duque Caxias, RJ RJ Regap, MG Igarapé, MG Cuenca Santos Cubatao, SP Gasoducto Bolivia Cuiaba, MT Campo Grande I,II Paulinia, SP Jundiaí, SP San Pablo, SP San Pablo,SP Santo André, SP ABS, SP Santa Branca, SP SP Araucaria, PR Joinville, SC SC Gasoducto Argentina Uruguayana, RS Porto Alegre, RS Porto Alegre, RS TOTAL BRASIL

Prevista Inversores

2000-05 2005-10 2000-05 2005-10

BR,Electronorte,Electrobras CEAM, El Paso, Manaus Ener

2003 2004 2003 2003 2003 2002 2006-08 2008-10

BR,Gaspetro,CSN,Texaco Petrobrás, Shell Petrobrás, Coteminas Cosern Petrobrás, Energipe Patrobrás, ABB S/D BR, CEAL, Algás, Trikem

2003 2004 2001 2002-07 2008 2003 2003 2002 2002

Petrobrás, Escelsa CVRD, Petrobrás BR, Light,Cerj,Escelsa Fumas, El Pa,BHP,BG,Light Riogás,Endesa,Cach,Dourada BR,PRS,Sideco,LG&E BTB Petrobrás,Fiat Cemig

2002

Petrobrás,Shite,Marubeni

2001 2002 2002 s/d 2005 2001-05 2004 s/d 2003 2004 2005 2006 s/d

Enron, Shell,Trasnredes MSGas,Gerasul,Tractebel OPP,Ultrajas,Petrobras,Cesp Entergy, Cesp s/d EMAE, Comgas Rolis-Royce,PQU,Comgas GE,El Paso,Iitec,ITS Part Electroger Cogera BR, BHP,BG,El Paso,Copel Celesc,SCGas Celesc,SCGas

2002 2003 2004-10 2001-10

AES Ipiranga, Tehint Gaspetro,Sulgas,CEEE Nacionales y Extranjeras

Gaspetro,Ceron Ceron

Fuente: Berman, C, 1999. “Programa Brasil Sustentable y Democrático”

MW

Consumo 10^6 m^3/dia

1.171 450 326 300 95 3.120 240 480 330 100 80 460 1200 230 4.185 150 250 720 480 120 1108 501 600 255 950 950 9.510 480 300 650 830 900 400 400 2000 990 620 480 600 860 1.800 600 500 700 20.735

4,7 1,8 1,3 1,2 0,4 12,8 1 2 1,4 0,4 0,35 1,85 4,8 1 17,12 0,63 1,05 3,03 2,02 0,55 4,42 2,00 2,40 1,02 4,00 4,00 41,48 2,30 1,26 3,00 3,32 4,00 2,00 2,00 8,00 4,00 3,60 2,00 2,40 3,60 7,90 2,40 2,50 3,00 82,00

99

E.

Los rendimientos en el uso de la Energía.

1. Consideraciones generales. En los capítulos precedentes se han definido las principales características del consumo de energía en la región, en sus diversas formas y en relación a los más importantes sectores que la emplean. Pero el consumo bruto de un país o de un sector de su economía no basta para determinar el verdadero grado de desarrollo de la energía, ya que este es función tanto de cantidad la energía consumida como del rendimiento con que se la utiliza. Para formarse una idea más cabal del problema es imprescindible establecer un balance energético en las diversas etapas del proceso de la energía. AsÍ al analizar las diferencias entre la energía bruta (etapa i) y la energía final (etapaii) se evidencian los bajos rendimientos que presentan la extracción, adecuación y transporte del elemento, posteriormente para medir la energía útil (etapa iii) es necesario conocer la eficiencia con que la energía fue utilizada (los aparatos de utilización). Lo que precede indica que el coeficiente total de rendimiento, es decir el que resulta de dividir la energía útil o aprovechada por la energía bruta, no representa la forma como actúa el sistema energético. Para interpretar adecuadamente las características de eficiencia de este sistema es necesario analizar los rendimientos en cada sector consumidor de energía. Conviene recordar que los rendimientos que se logran en la utilización de la energía no solo varían considerablemente entre los diferentes sectores consumidores sino que además mejoran dentro de cada sector, con ritmo y características muy distintas como resultado del avance técnico y de la presión de coyunturas y factores económicos. Por otra parte desde que el uso doméstico de combustible tiene un rendimiento diferente al de la demás ramas, el predominio porcentual de ese modo de consumo puede mejorar o empeorar el coeficiente global de rendimiento, oscureciendo el hecho -si tal fuera el caso- del buen o mal uso industrial de la energía y viceversa. Si por ejemplo, se observa que en los Estados Unidos el rendimiento en todos los sectores de (7) consumo aumento 6% durante el periodo comprendido entre 1981 y 2001, queda de relieve lo equivocado que resultaría basarse solo en las cantidades de energía consumidas por un sector, o en su participación porcentual en el total. Suponiendo que esta no haya variado para un sector en un periodo dado, no se prueba por eso que dicho sector haya permanecido estancado. Por el contrario, la energía aprovechada habría aumentado en la proporción en que mejoraron los rendimientos Es evidente entonces que el análisis del consumo de energía en la región tiene forzosamente que ser completado con un estudio de las eficiencias con que tal consumo se realza en sus principales sectores, y la coyuntura económica asociada. Simultáneamente es necesario analizar como influye el marco institucional e impositivo en el uso eficiente de la energía diferenciando los usos fundamentales, a saber:

•

Calor (proceso y calefacción directa).

•

Frío (conservación de alimentos y acondicionamiento ambientes (ventilador, aire acon).

•

Fuerza Motriz (industrial, bombeo de agua).

•

Iluminación.

•

Electroquímica y otros (electrodomésticos, etc)

100

Teniendo en cuenta que la investigación en los rendimientos de la etapa final, o sea entre la energía útil y la final, solamente puede realizarse de manera seria y científica a partir de encuestas específicas a los consumidores y que; la validación, conclusión y propuestas socio –energéticas asociadas a dicha encuesta por sí sola basta para una plan de tesis o maestría en el área mencionada; en esta monografía y a partir de la información disponible se orienta a analizar esencialmente para Uruguay los usos donde el nuevo energético del país, el GN, puede y debería penetrar(si las condiciones regionales son las adecuadas) a efectos de generar una política energética que apunte entre otras cosas al ahorro de divisas al país. En resumen la temática de rendimientos se desarrollará de manera general en este capítulo apuntando a los rendimientos de las cadenas energéticas y marcando una idea de los rendimientos para la economía referente de la región, Brasil y promedio de América Latina. Posteriormente se retomará la temática de rendimientos y eficiencias específicamente para Uruguay en la Parte IV de esta tesis, inserta ya en la propuesta de una política energética en materia de eficiencia Los ítems a desarrollar serán de manera esquemática: Parte II, ítem D:

•

Rendimientos Efinal / Ebruta globales y por cadena energética, para la región y por países.

•

Rendimientos Eutil/Efinal, una idea del mercado referencia en la región, Brasil y los rendimientos estándar medios de América Latina.

•

El estado del conocimiento de balances de energías útiles del Uruguay

Parte IV, Uruguay:

•

Validación y Análisis de la información disponible oficial de los usos por sectores de consumo y/o poder adquisitivo y los rendimientos finales.

•

Los rendimientos totales actuales y el vínculo fuente-usos fundamentales.

101

2. Rendimientos entre el consumo bruto y el consumo final (neto- consumo del sector).

a) Cadena Energética Agregada

Cuadro 63 Eficiencia Global Final Del Setor Energía.

País Argentina Brasil Uruguay Paraguay Región

Rendimiento E.final / E.bruta 71,2% 79,5% 85,8% 82,9% 77,6%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000

Presentamos en primera instancia en el cuadro anterior un indicador global, la “Eficiencia Global del Sector Energía”, calculado como la relación entre la oferta bruta y el consumo final total para el año 1999. Este indicador, al agregar todas las cadenas energéticas en una cadena teórica, no tiene asociado una cadena física real. Por lo que solo tiene sentido a efectos de saber en cada país o región cuanta energía se pierde en el proceso de alimentar la demanda final de energía(sin tomar los aparatos de utilización). Si los países o regiones a comparar utilizan fuentes primarias en proporciones similares, se podría efectuar una comparación entre los sectores energéticos respectivos. En tal sentido, según el cuadro de eficiencia Global, Argentina es el país mas ineficiente, sin embargo es sabido (capítulos anteriores) que gran parte del GN es transformado en electricidad y que Argentina cuenta con reservas de GN. Reforzamos lo dicho al comienzo de párrafo marcando que:

•

Cada país utiliza los recursos que la naturaleza le dio y puede explotar.

•

El indicador Global esencialmente se utiliza para un país, midiendo las propuestas de oferta de la energía y sus formas de uso, o sea la matriz energética.

•

El indicador Global debe utilizarse con cuidado para comparar países o regiones.

•

Debe completarse su información con el de la cadena real desagregada.

Como se vio en los primeros capítulos de esta tesis todos los países de la región tienen ofertas primarias muy diferentes, por lo que el indicador “Eficiencia Global” solo se utilizará para cuantificar las perdidas totales de energía de un país dado.

102

b) Cadena Energética Desagregada Se presentan los rendimientos energía final/energía bruta para cada cadena física real. Adicionando en este caso que parte del energético se transforma en otras energías secundarias, por lo que se agrega una columna con Energía transformada/Energía bruta. Esto permitirá identificar casos como el argentino, donde el rendimiento global del consumo final es bajo, debido fundamentalmente a que gran parte del energético GN no se pierde si no que se transforma en otro energético, la electricidad. Al igual que el indicador global, estos indicadores desagregados nada dicen respecto a la etapa final, o sea rendimiento Eútil/Efinal.

Cuadro 64 Energía Transformada Y Eficiencia Final Por Cadena Energética

Energético

GN Cr Min Leña Pr Caña Otros Prim Electr. Kro (1) Gasolina Kero Dies-Oil Fuel-Oil Coques Car Veg Gases Oreos Sec No Energ

Argentina Ef/Ebr Et/Eb 46,77% 38,48% 3,57% 95,76% 41,07% 58,93% 95,78% 4,20%

Brasil Ef/Eb Et/Eb 56,89% 19,46% 20,63% 77,37% 63,19% 36,81% 40,72% 31,62%

Uruguay Ef/Eb Et/Eb 100% 0% 100% 0% 99% 1% 96% 4%

96,67% 82,34% 103,33% 98,42%

3,33% 0,00% 0,00% 0,00%

71,80% 81,86% 99,07% 92,76%

28,20% 0,00% 0,00% 6,11%

93% 82% 94% 96%

7% 0% 5% 3%

91,76% 92,34% 17,85% 158,70% 100,00% 26,35%

0,00% 1,53% 43,75% 0,00% 0,00% 16,44%

100,13% 92,84% 74,61% 26,07% 96,61% 26,07%

0,00% 5,49% 15,48% 71,41% 0,00% 7,89%

98% 96% 61% 100% 100% 36%

0% 4% 32% 0% 0% 0%

28,14% 100,60%

59,45% 0,00%

95,10% 98,28%

3,72% 0,00%

3% 100%

0% 0%

Paraguay Ef/Eb Et/Ebr

87,72% 0,00%

12,26% 100,0%

97,78% 72,01% 99,91% 99,89% 100,00 % 99,16% 100,0%

2,22% 0,00% 0,00% 0,00%

100,0%

0,00%

100,0%

0,00%

0,00% 0,81% 0,00%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos del SIEE- OLADE versión 9/2000 (1) Porcentajes superiores al 100%, se ajustan a 100% asignado a errores por ajuste (SIEE-OLADE).

Nomenclatura Ef: Energía final; Eb: Energía Bruta; Et: Energía ingresada para Transformación Secundaria (incluye pérdidas)

Se desprende de este cuadro que varios energéticos primarios son transformados de manera importante a efecto de obtener energéticos secundarios, fundamentalmente electricidad, GLP y GLN. En particular para Uruguay, el único energético primario transformado en cantidades importante es el fuel-oil, que es usado en la Central Térmica a vapor “Batlle” en lo momentos del fallas en el sistema interconectado nacional, en el pico de carga anual o eventualmente en períodos de bajas hídricas.

103

3. Rendimientos entre el consumo útil y el consumo final

•

Caso Referencia: Brasil. Fuente: Economía y Energía (www.ecen.com/eee10)

Rendimientos Medios por sector en %:

Sectores Energético Residencial Comercial Industrial Transporte Total

Cuadro 65 Rendimiento 1996 76% 45% 54% 71% 40% 58%

Rendimientos Medios por Usos en % Cuadro 66 USOS Rendimiento 1996 Fuerza Motriz 51% Calor Proceso 74% Calor Directo 57% Otros 41% Total 58% Otros: Iluminación, Electroquímica y otros

Rendimientos Medios por Fuente en % Cuadro 67 Fuentes Rendimiento 1996 GN/Gas/GLP 61% Cr Veg/Leña/Bagazo (*) 35% Electricidad 77% Bio-Combustible 73% Gasolina/Kero/Diesel/Alcohol 40% Total 58% (*) El rendimiento medio esta influenciado fuertemente por el uso industrial, que tiene rendimientos del orden del 50%, especialmente por la mejora en los quemadores y calderas industriales. Siendo el rendimiento residencial del orden del 15 al 20 %.

104

•

Rango de rendimientos medios estándar de América Latina Fuente: IDEE-2001, Ejercicios del sector Residencial y transporte con LEAP

Sector Residencial-Rendimientos en %: Cuadro 68 Fuente/USO

Cocción

Calentamiento de Agua

Calefacción

Refrigeración y

Iluminación

Otros Artefactos

5-11

90

Conservación alimentos Leña Solar Gas DIstr. GL Kerosene C. Vegetal Electricidad

12-23 48-54 44-48 29-35 7.5 80

5-15 50 53-59 43-48 30-35 90

5-7 60 48-52 43-45 34-38 7 80

80

Sector Transporte-Rendimientos de los Motores en %: Cuadro 69 Motor Rendimiento Nafta 18 Alcohol 18 GNC 18 Diesel 24 Turbina CJ 18 Fuel Oil 7 Eléctrico 85

•

Estado del conocimiento de balances de energía úti en Uruugay:

El Uruguay no cuenta con encuestas actualizadas que permitan en general tener datos confiables de los consumos útiles de energía y de los rendimientos en la utilización. Los últimos datos oficiales datan de 1988 y 1992 para los sectores residencial e industrial respectivamente Dichos estudios fueron realizados por la dirección nacional de energía (DNE) del MIEM. Es de recalcar que el cambio, o mejor dicho desaparición de gran parte, del sector industrial en la década de los 90 hace con que estos datos recabados sean simplemente un dato histórico referencial. En cambio en el sector residencial si bien algunas fuentes incorporaron en la última década algunos aparatos de utilización nuevos, los datos con correcciones pueden ser utilizados a efectos de simular los rendimientos medios del año base de estudio. Esta temática se retomará y ampliará en particular en la Parte IV de esta tesis “Diagnóstico Energético del Uruguay”, donde se buscará estimar de estas encuestas el potencial mercado disputable por el GN al nivel de uso final.

105

III.

Dimensionar la magnitud del problema: la prospectiva energética regional; propuesta metodológica y ensayos de modelos para la prospección.

A. Propuesta metodológica para la prospectiva energética. 1. La metodología. En los capítulos precedentes, de la parte II, se han examinado las principales características de la evolución del consumo de energía, así como las condiciones en las que se ha efectuado su abastecimiento. Teniendo en cuenta la experiencia histórica reciente, la necesidad de superar la escasez y los bajos rendimientos en la utilización de la energía (visualizados en la parte II, junto a hipótesis 8 acerca del desarrollo futuro ) así como la evolución de las relaciones entre el desarrollo futuro y el sector de energía (así como dentro del mismo sector) se han realizado algunas proyecciones preliminares de la demanda de energía (en particular para Uruguay y en general para el resto de 9 la región) en un período relativamente razonable (hasta el año 2025) .

Los años que abarcan estas proyecciones parecen constituir un plazo adecuado para este tipo de análisis, ya que es suficientemente largo para que puedan plasmarse inversiones cuyo período de maduración es a veces considerable, y el propio tiempo constituye un plazo prudente para que puedan extrapolarse las características comprobadas del consumo de energía y no influyan factores difíciles de cuantificar, como lo sería, por ejemplo, el desarrollo de nuevas fuentes o procesos energéticos(hidrógeno líquido, celdas de combustible, etc.), de usos masivos no antes de 2025-30.

En estas proyecciones (elaboradas con fines estrictamente ilustrativos) se tienen en cuenta los límites de la capacidad de sustitución entre las distintas fuentes (para diferentes escenarios de desarrollo), la relativa autonomía de la demanda de la electricidad y de algunos combustibles líquidos etc. Conocida la demanda potencial, se pasa al estudio de las posibilidades de la oferta. Como es sabido las fuentes disponibles de energía son, dentro de ciertos límites, reflejo de la posibilidad de su propia utilización, pues ampliarlas exige importantes inversiones que no siempre se justifican a menos de proyectarse su inmediata explotación.

Por ello, la evaluación de las fuentes sobre la base del conocimiento histórico es de alcance limitado, sin embargo, ese conocimiento puede ser bastante para indicar las líneas de una política de exploraciones destinada a la habilitación de nuevas fuentes o a la ampliación de las conocidas. A ese respecto, es también conveniente el conocimiento más completo posible del aprovechamiento de esas fuentes de energía, tanto en lo concerniente a la extracción, conversión y transporte como a su utilización final para la producción de bienes y servicios. La mejora de los rendimientos en cualquiera de esas etapas equivale a incrementar las reservas disponibles de energía en la misma proporción en que aumenta el rendimiento.

Conocidas las previsiones acerca de la demanda y analizada la potencionalidad de las fuentes internas, queda por saber cómo se satisfará aquella combinando la expansión de la producción interna y las importaciones. 8

9

Cuya metodología, así como simulaciones y cálculos, será ampliada a lo largo de esta parte III.

Si bien se simuló y proyectó hasta el año 2025, a efectos de la estimación de necesidades de energía y capacidades adicionales se definió el año 2020 como el de análisis.

106

Mientras la primera se deriva principalmente de las clases y las riquezas de reservas energéticas nacionales, la segunda depende de la previsible capacidad para importar. La forma en que estas tres variables (demanda, importación y potencialidad de las fuentes internas) se combinan (para configurar lo más importante, sobre todo la política de producción) es el problema que habrá de resolverse en cada caso concreto y siempre de una manera provisional. Tendrá que ser, por tanto, materia de estudio permanente.

No debe olvidarse que siempre hay más de una solución posible al problema de la oferta interna de energía y que difícilmente se logrará resolverlo sin un cierto margen de arbitrio. La ventaja de un estudio de la naturaleza del presente es hacer posible el planteamiento de soluciones alternativas, dejando posibilidades de modificar las decisiones iniciales sin grandes pérdidas de tiempo o de recursos. La determinación de las metas que deben alcanzar la producción interna y las importaciones de combustibles compatibles con las perspectivas de la capacidad para importar, permitirá evaluar la necesidad de recursos para inversión en el sector. Los resultados de esa evaluación deberán confrontarse con el monto total de los recursos destinados a capitalización en los diversos sectores de la actividad económica. De este análisis tendrá que resultar una cuantificación de la parte que debe cubrirse con moneda extranjera. Con él se obtendrá, en fin, un punto de partida para el estudio de las alternativas que se presentan en el financiamiento de las referidas inversiones.

El primer punto suscita interés como medio de comprobar las modificaciones que deberían introducirse en la orientación de las inversiones. Por ejemplo, si las proyecciones indican la necesidad de elevar considerablemente la tasa de las inversiones netas que se orientan corrientemente hacia el sector energético, se tendrá en ello una medida del esfuerzo necesario para modificar la composición de las inversiones.

El segundo punto se refiere a la cobertura en divisas: presenta la posibilidad de sustitución de materiales y equipos importados por similares de producción interna a la región, o de servicios extranjeros por los que pueden pagarse en moneda nacional, problema que, para su adecuada solución, debe englobarse en un programa general. Por último, los métodos de financiamiento de las inversiones hay que estudiarlos en íntima conexión con el costo de los servicios y la política de precios10. En un programa general de desarrollo, los problemas básicos son la tasa de ahorro y el monto de recursos externos disponibles. Pero en lo concerniente a los programas de energía, tienen importancia también los que se refieren a los problemas concretos de los recursos destinados a la capitalización y de la contribución de los organismos internacionales de crédito. Estos últimos están hoy día sumamente comprometidos, consecuencia de políticas que han privilegiado al sector financiero frente al productivo, por lo cual cobra gran importancia la capitalización o inversión mediante el capital de riesgo11

Tanto la política de precios como la fiscal forman parte de una política que sirve a la vez para absorber recursos destinados a la capitalización y para influir en la estructura y el nivel de la demanda. Toda medida que influye en los costos relativos de las distintas formas de energía, 10

Revista Ingeniería (ROU) junio 2001 Nª 34

11

CEPAL Desarrollo económico para América Latina 2002, documento E/CN,21/703

107

debe considerarse desde aquel doble punto de vista. Mas aún, debe tenerse en cuenta que esos costos siempre tienen repercusiones indirectas sobre el balance de pagos.

Para proyectar las necesidades de consumo de energía es preciso partir del conocimiento de los siguientes factores: o

o o o

Cuáles han sido, en el pasado reciente, las características sobresalientes del consumo de energía, su vinculación con la actividad económica (energía/producto) y con la población (energía/habitante) y sus relaciones con el cuadro internacional. Cuál ha sido y cómo ha variado su composición; Cuál se espera que sea la tasa de crecimiento del producto bruto por habitante y las variaciones en su estructura, así como el aumento de la población; Cuánta energía se espera que se produzca en cada país y cuánta habrá que importar de cada tipo.

Es frecuente, en análisis de esta naturaleza, recurrir a una solución simplificada del problema y limitarse a proyectar independientemente para cada tipo de energía las tendencias históricas de los consumos registrados durante determinado período. Ello envuelve, sin embargo, riesgos de consideración, y las proyecciones así elaboradas pueden conducir a una sobreestimación o subestimación de las necesidades futuras, con una equivocada asignación de recursos y elevadas pérdidas sociales que algún día deberían ser calculadas.

El resultado que se obtenga con la proyección de las tendencias históricas será bueno siempre y cuando las modificaciones futuras correspondan a dichas tendencias, pero será erróneo si cambia el ritmo o las características del desarrollo económico. Puede ocurrir, por ejemplo, que el período histórico considerado coincida con un ritmo muy pequeño del desarrollo económico o con una situación de escasez de energía. Proyectar de acuerdo con él llevaría a cifras muy bajas. A la inversa un aumento muy rápido del consumo de energía en el período adoptado como base, podría constituir el reflejo del paulatino alivio de una situación de escasez desde el punto de vista de la disponibilidad de energía y, en consecuencia, alcanzado ya un nivel más normal de abastecimiento, el crecimiento de las necesidades futuras puede ser de menor intensidad.

En este estudio se ha preferido determinar las necesidades futuras de energía vinculándolas con el desarrollo económico, en vez de limitarse a una mera extrapolación de las tendencias históricas en los consumos de cada tipo de energía, ya sea para el aspecto global o sectorial. Partiendo de los datos estadísticos disponibles, se ha utilizado (para la región; para Uruguay se presentan otras desagregaciones, diferentes escenarios de desarrollo, sustitución, etc.) el método de proyección global del consumo de energía final y bruta, así como la producción de electricidad total final y bruta, vinculándolo con la hipótesis de desarrollo económico.

El análisis de los capítulos anteriores, de la parte II, ha indicado que el consumo de energía total (final) en los países de la región conduce a la conclusión de que la relación entre el consumo de la energía total y el producto bruto se modifica entre límites muy estrechos (ver parte II, gráfico 3 12 y parte III en su apartado B) . Algo similar ocurre cuando se examinan las variaciones de esa relación para un mismo país durante un período de tiempo suficientemente largo. 12

La constatación empírica de este margen estrecho (E/PBI) en el tiempo no implica causalidad del PBI sobre la energía (E); materia sobre la que se profundiza en el mencionado apartado B de esta parte III.

108

De ahí que se haya estimado partir, en una primera etapa, con una proyección del consumo global de energía total basándose en las proyecciones generales del producto bruto.

Cuadro 70 Proyecciones Del Producto Bruto Para El 2020 Países De La Región País

PBI del 2000 (en USD de 1980)

Tasa anual de crecimiento del PBI 2004-2020

Tasa anual del crecimiento de la población.

PBI del 2020 (en USD de 1980)

2000- 2020 En MM USD

En porcentaje

En porcentaje

En MM USD

Argentina

210.000

3,5

1,33

377.000

Brasil

493.000

3,5

1,6

885.000

Paraguay

6300

3

1,5

10.400

Uruguay

12500

3

0,65

20.660

Región

721.800

3,5

1,4

1.293.060

Fuentes año base: SIEE 1999, Oficinas de Estadística y Censos de la Región.

Aunque el método no se ha aplicado en el presente trabajo para el estudio en detalle del Uruguay, es indudable que las proyecciones de la energía mediante el análisis discriminado de los distintos sectores económicos permite ajustar mas acertadamente la distribución del consumo total de energía, según los distintos combustibles y electricidad y analizar profundamente las posibilidades de sustitución de un tipo de energía por otro. Más, para ello hubiera sido necesario contar con proyecciones por sectores del desarrollo económico de los distintos países, lo que desafortunadamente no ha acontecido.

El análisis por sectores permitiría valorar las influencias de los cambios previsibles de la estructura económica del país (por ejemplo, la mayor importancia relativa de las actividades manufactureras) y los consumos destacados de ciertas industrias específicas: siderurgia, generación térmica de electricidad, etc. No obstante que en esta primera etapa el estudio es de carácter general para la región, se ha trabajado principalmente con las cifras globales del consumo de energía, sin entrar en el análisis detallado de los cambios futuros de la estructura de ese consumo, se considera que los resultados así obtenidos (en función de diversos procedimientos y controlados con coeficientes derivados) resultan aproximados en grado suficiente.

El hecho de carecer de cifras detalladas del consumo de energía para los sectores económicos, no invalida las proyecciones correspondientes a la demanda global, pues en el presente estudio se han tomado en cuenta, en lo posible, tanto los cambios eventuales de estructura (sobretodo la mayor incidencia de las actividades industriales), como los consumos destacados por industrias especiales.

Por otra parte en aquellos países con cierto grado de desarrollo, el método global y sectorial no presenta grandes diferencias. El informe de un grupo de expertos respecto del método empleado para prever el consumo de energía eléctrica, revela que ambos procedimientos encuentran

109

aplicación en muchos países de Europa. Se agrega, sin embargo, que, el método que adopta un 13 incremento medio (general de aumento) parece ser el que está más en boga. Asimismo, además de las tendencias históricas y características propias de cada país, se han considerado en los cálculos los indicadores que sugieren comparaciones con otros países y las conveniencias económicas que se juzgaron oportunas. Elaborada la proyección global14 se ha procedido a examinar la composición de ese consumo total entre los diversos tipos de energía. Determinadas las necesidades del abastecimiento energético, se ha procedido a cotejarlas con los recursos energéticos que tiene cada país y el grado de aprovechamiento de los mismos que podría alcanzarse hacia 2020, a fin de examinar las posibilidades de la producción nacional para satisfacerlas y la magnitud de los saldos que resultarían en cada país y tendrían que ser importados.

La determinación de las proporciones con que los recursos propios de hidroelectricidad, petróleo, gas natural, etc., podrán contribuir al abastecimiento del consumo de energía de los diferentes países, se ha basado en un estudio general de las posibilidades de dichas fuentes y de los planes para su aprovechamiento que se encuentran en vías de realizarse en el curso de los próximos quince años.

Ya se ha dicho que un análisis de esta especie no puede llegar a conclusiones definitivas, porque ello significaría el estudio comparado de una serie de alternativas de desarrollo relativo de los diferentes recursos que, combinados con los componentes de importación de combustibles en cada caso, llevarán la solución más conveniente para cada país. Tarea de esa naturaleza no cabe dentro del marco de este estudio preliminar para la región, aunque esos análisis son básicos para sentar políticas nacionales de la energía y concluir cuáles son las metas ideales de producción local de las diferentes formas energéticas.

Las hipótesis de producción que se adopten deben considerarse, pues, solo como alternativas, no necesariamente las más recomendables, y requieren ser ajustadas mediante estudios más detenidos, sobre cada país en particular. Dentro de este enfoque general, la naturaleza del recurso da las mejores directivas para la producción que es dable esperar de él, ya que en la mayoría de los países se decide destinar los medios necesarios para su explotación precisamente en función de sus posibilidades.

En la parte II se ha analizado la situación actual de los recursos de energía con que cuenta cada uno de los países de la región. Es la base para estimar la posible producción. Sin embargo el conocimiento de la cuantía de los recursos existentes no proporciona por sí mismo un dato completo para establecer las posibilidades de la producción nacional, ya que es menester analizar las posibilidades reales de la explotación que determinan las conveniencias económicas15. Esta circunstancia es muy importante en lo que hace a fuentes cuyo aprovechamiento debe hacerse “en vivo” y cuyo radio de influencia se halla limitado por razones de índole técnica y económica, como es el caso del potencial hidroeléctrico. Asimismo, aún cuando exista el recurso en cantidad abundante, la demanda probable puede no justificar un aprovechamiento total y si sólo parcial.

13

Véase EP/75 de enero de 2002; ECE_EP/Workpaper N°23(ECE) nov 2002 Véase modelos para la proyección y escenarios en anexos 1 y 2. 15 Ejemplo de esto es Chile y sus reservas de petróleo y GN al sur del país, las que, si bien existentes presentan riesgos de inversión así como enormes inversiones adicionales en los transportes correspondientes. 14

110

Para proyectar la producción no se ha entrado en el análisis cuantitativo de caso por caso para establecer la relación numérica entre la producción posible y la cuantía de los recursos. En todos los casos en que se ha podido, las producciones se han calculado considerando los planes nacionales existentes, ajustando los plazos a la meta de 2020 e introduciéndoles pequeñas modificaciones para encuadrarlas en los criterios establecidos para este trabajo. Cuando se ha carecido de planes nacionales concretos, se ha recurrido a las recomendaciones de misiones técnicas, y, en los casos en que no se disponía de tal información, se ha procedido sobre la base de hipótesis fundadas en directivas de aplicación general.

Es indudable que el conocimiento de los recursos está en continua evolución y la magnitud de los mismos tiende a aumentar a medida que las necesidades ejercen mayor presión, motivo por el cual es probable que en el futuro puedan modificarse las hipótesis aquí establecidas. Es así como las posibilidades, todavía inciertas, de que se concreten en el breve plazo las grandes reservas petroleras y de gas natural anunciadas en el Brasil, han obligado a establecer dos hipótesis alternativas de producción.

Las crecientes necesidades del consumo indispensable para el desarrollo económico y las dificultades cada vez mayores que ocasionan los gastos de divisas de las importaciones de combustibles en algunos países, obligan a los gobiernos a dedicar el máximo esfuerzo para incrementar la producción nacional y para que (en los casos de posibles sustituciones de un combustible por otro) se tomen medidas para alcanzar el uso más racional, conveniente y complementario de las diferentes fuentes de energía.

Por otra parte, sobre la producción de un cierto recurso influye en muchos casos la exigencia de consumos no sustituibles, sobre todo cuando va aparejado un imperativo de economía de divisas o de resguardo del abastecimiento frente a emergencias internacionales. Por ejemplo, las industrias siderúrgicas en vías de formación están exigiendo la prospección y aprovechamiento de carbones coquificables en la región en que se establezcan. Las crecientes demandas de derivados del petróleo inducen a muchos países a programar incrementos de la producción de crudo y de la refinación local.

De estas mismas circunstancias se pueden extraer también directivas de desarrollo del recurso hidroeléctrico, que en países que están en posesión de este recurso aún no se han plasmado en planes concretos (Ej. Brasil). Conocidas la demanda total y la producción nacional, las importaciones aparecerían por diferencia entre la demanda total y la producción nacional, siendo necesario comprobar si encuadran o no dentro de las disponibilidades de divisas del país.

La producción nacional y las importaciones de energía son interdependientes. Como las proyecciones efectuadas para el consumo total son bastante precisas, las variaciones que en realidad ocurran en las cifras previstas de producción nacional, habrá que compensarlas con mayores o menores importaciones. De igual modo, el mayor o menor consumo de un determinado tipo de energía con respecto a lo que en este estudio se establece, deberá compensarse con un mayor o menor consumo de otro tipo que lo sustituya.

Las cifras de producción nacional que se consignan, corresponden solo a la parte que se consume para las actividades internas del país. Se ha aplicado este criterio por considerar que el petróleo de exportación debe equipararse a cualquier otro producto destinado a mercados internacionales, su objeto es proporcionar divisas, por consiguiente no influye sobre el sistema energético interno del país.

111

Conocida la demanda, su composición interna según las diferentes formas de energía y las proporciones a satisfacerse con producción nacional y con importaciones, puede procederse a calcular las inversiones necesarias en moneda nacional y extranjera. Las previsiones se han efectuado separadamente para cuatro países: Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay. Sobra advertir que el carácter de los cálculos que se harán en las secciones siguientes, a los que no puede atribuirse en absoluto el carácter de pronóstico sino sólo el de órdenes de magnitud. Así los consumos de energía consignados en los capítulos que siguen constituyen simplemente cifras prudentes que habría que alcanzar para mantener el ritmo de desarrollo económico a la tasa que se ha adoptado. 2. Descripción Matemática de la Metodología de Proyección de la Demanda. RC-1

Efinal _ com _ total(t , Escj) = ModeloEF _ Tot _ Com(t , Xi); Efinal _ electrica(t , Escj) = ModeloEF _ Elec(t , Xi); Efinal _ combustibles(t , Escj) = Efinal _ com _ total(t , Escj) − Efinal _ electrica(t , Escj); Efinal _ GN (t , Escj) = ModeloEF _ GN (t , Xi) ó Política de Ingreso de GN (t ); Ebruta _ electrica = ( Efinal _ electrica/ η.elect)(%Hidro + %Termico + % Re novables); Potencia_ Bruta _ Pico = Ebruta _ electrica/ 8760 / fc _ anual; %Sustitución _ electricidad ; %Sustitucion _ electricidad _ máxima Ebruta _ GN (t , Escj) = ( Efinal _ GN (t , Escj) + GN _ Transformación(t , Escj) / η.gn; fc _ anual = fc _ base + ( fc _ meta − fc _ base) •

GN _ Transformado(t , Escj) = GN _ Centrales.Elec(t , Escj) + otros(t , Escj); GN _ CentralesElec(t , Escj) = Ebruta _ electrica(t , Escj) • %Termico• %GN • ρ / ηcentral; Ebruta _ derivados(t , Escj) = ( Efinal _ combustibles(1 − kotros) − Efinal _ GN ) / η.deriv; Ebruta _ petroleo(t , Escj) = ( Ebruta _ deriados − %importación _ derivados) / η.refineria; Pol. de Ing. GN (t ) = %Sus.deriv • Efinal _ derivados• ρ1 + %Sus.leña • Efinal _ Leña • ρ 2 + %Sus.elec • Efinal _ electrica• ρ 3 = %sustitución _ total • Efinal _ total; Nomenclatura Utilizada: t: Tiempo en años; Escj: escenario j de caracterización económico social y energética. Xj: especificación del “Escj” en el modelo formulado y descrito por las variables Xi(ej PBIh). Efinal_com_total (t,Escj): energía final total en el año t, derivada del escenario j. ModeloEF_Tot_Com (t,Xi): evaluación en el año t y para la especificación Xi, del modelo final adoptado, econométrico o tendencial, para proyectar la energía final total. Efinal_eléctrica (t,Escj): energía final eléctrica en el año t, derivada del escenario j. ModeloEF_Elec (t,Xi): evaluación en el año t y para la especificación Xi, del modelo final adoptado, econométrico o tendencial, para proyectar la energía eléctrica final. Efinal_combustibles (t,Escj): energía final de combustibles totales en el año t, derivada del “Escj”.

112

Efinal_GN (t,Escj): energía final de GN en el año t, derivada del “Esc j”, pudiendo ser de un 16 17 modelo de proyección o de una política de ingreso del vector GN a la matriz energética nacional. Ebruta_eléctrica (t,Escj): la correspondiente a la Efinal_electrica luego de sumarle las pérdidas en las cadenas. Su producción se planifica se efectuará en % respectivos hídricos, térmicos y otros. Potencia_Bruta_Pico (t,Escj): la correspondiente a la potencia media bruta eléctrica del año t, dividida por el factor de carga anual (Fc). Fc_anual_base: el factor promedio correspondiente a la historia última. Fc_anual_meta: el factor máximo que se lograría al sustituir el máximo teórico de electricidad. GN_Transformado (t,ESCj): gas natural transformado en otras energías secundarias en el año t, derivado del escenario j. GN_CentralesElect (t,Escj): gas natural transformado en centrales eléctricas térmicas a GN en el año t, derivado del escenario j. Ebruta_derivados (t,ESCj): la correspondiente en el año t, derivado del escenario j, a la Energía final de derivados de petróleo luego de sumarle las pérdidas en las cadenas de distribución de dichos energéticos. Ebruta_petróleo (t,Escj): la correspondiente a la cuota parte de la Ebruta_derivados que es refinada localmente luego de sumarle las pérdidas de refinación. Política de Ingreso de GN (t,Escj): definición de las tasas anuales, y al horizonte, de sustitución por GN de las fuentes de uso final: electricidad, derivados de petróleo y leña.

?: Coeficientes de adecuación de unidades energéticas. ?: Rendimientos varios, de cadenas energéticas medido como porcentaje aprovechado final/bruto. %Sustitución_total: la sustitución porcentual respecto al total de energía final, a lograr en el año horizonte, por GN de las otras formas finales de energía (derivados, electricidad y leña) %Sus.deriv, %Sus.leña; %Sus_elec: la sustitución - porcentual respecto a la energía correspondiente de derivados, leña o electricidad a lograr en el año horizonte- por GN de las formas de energía final actuales según el mercado sustituible correspondiente.

Los modelos matemáticos base de la energía final total y de la energía final eléctrica junto a las tasas de sustitución y de generación térmica en centrales a GN, son las ecuaciones iniciales que permiten resolver el resto de las incógnitas del modelo matemático para todos los años; Sobre los referidos modelos, y en particular su búsqueda, versa el ítem B de esta parte III. Del mismo modo los escenarios de penetración son la base de exploración a partir de simular diferentes tasas de sustitución, etc. y serán analizados en el ítem D.

16 17

Corresponde solamente a Argentina, dado lo maduro del mercado de GN y de las tasas de sustituciones estables. Corresponde a Uruguay y Brasil mayoritariamente, dado que es un vector nuevo o de uso marginal en la matriz.

113

B. Ensayo de modelos de simulación de demanda energética. 1. Introducción: “El estado del arte”. En el área de la planificación global energética, existen varias alternativas de modelos para la 18 proyección de las demandas de energías agregadas o desagregadas , a saber:

• Tendenciales-Extrapolación de históricos. Este modelo, aunque sin fundamento en el cuerpo doctrinario de la economía, en la medida que se incluya en la historia un tiempo suficiente para demarcar un ciclo económico completo (crisis, recuperación, desarrollo, estancamiento), puede ser un formulador de proyecciones robustas en cuanto a las magnitudes en juego. Especialmente la energía agregada, final total, por ser un indicador directo de la economíasociedad en juego, es donde directamente se puede aplicar el sustento conceptual del modelo. Luego la electricidad por ser la energía referencia del “desarrollo capitalista” (ya expuesto en la parte II de esta tesis), por tener una inercia propia de magnitud y por tener una base hídrica muy importante también puede arrojar resultados satisfactorios ante el modelo tendencial.

• Causales –Econométricos. Se busca explicar el comportamiento histórico de las demandas agregadas o desagregadas mediante variables económico- sociales, proyectando finalmente en función de las elasticidades correspondientes. Este modelo puede utilizarse en la medida que los modelos sean válidos estadísticamente, es decir si queremos tener errores pequeños de estimación. • Estructurales- Por áreas y utilizaciones homogéneas. Este método llega mas directamente a los sectores de la sociedad, proyectando (usando alguno de los métodos anteriores) primero por grupo y/o zona los consumos de energías agregadas y desagregadas. Posteriormente adicionando adecuadamente en la cadena se obtienen los resultados globales correspondientes. Siendo de orden su utilización para un estudio a fondo y completo, tiene en contra la cantidad de información desagregada que necesita y los costos de su obtención. En nuestro caso orientado a las grandes líneas energéticas del país en la región y en un 19 contexto académico unipersonal, no se tomará en cuenta dicho método .

• Proyección del Consumo por habitante. Este método, busca utilizar el conocimiento en el campo de la economía energética como disciplina autónoma, especialmente en lo concerniente a los valores razonables o lógicos de los consumos por habitante (aprendidos durante 150 años y en cientos de países). Se proyectan los valores por habitante según este conocimiento y según el estadio actual del desarrollo capitalista de la nación en juego. Los modelos a utilizar según corresponda a la metodología de proyección20, y como propuesta metodológica, son combinación de los dos primeros con el último; más específicamente:

•

Tendenciales-Extrapolación de históricos y Consumos por habitante.

- Los primeros desarrollos metodológicos son de CEPAL y EDF, en la actualidad y luego de los fracasos de las “planificaciones por el mercado” desde el 1999 al 2002, muchas economías desreguladas retoman en el área de estrategias a largo plazo el papel del gobierno como decisor. 19 -En el supuesto de implementar prácticamente las ideas de esta tesis, previamente se necesita obligatoriamente una revisión integral de la energía, iniciándose con encuestas energéticas actualizadas de la realidad (las ultimas datan del 80 y 92), tarea solo posible en el marco de una unidad centralizada y dirigida por expertos en planificación energética integral. 20 Tal el método propuesto en el cuerpo central de la parte III, se proyecta la energía total final y electricidad, obteniendo los combustibles por diferencia. Por último dentro de los combustibles se ajustan según los escenarios energéticos adecuados. 18

114

• Causales –Econométricos y Consumos por habitante. La idea es que a las formulaciones funcionales, validadas luego de consideraciones matemáticas y económicas conceptuales, se les adicione correcciones o ajustes que se desprenden del conocimiento empírico de la disciplina económica de la energía.

El resultado final de este apéndice es, dejar marcadas las relaciones funcionales que razonablemente pueden utilizarse para la proyección de la energía, dichas proyecciones concretamente se realizan en el punto 3 del apartado C de esta parte III, luego de explicitar los escenarios energéticos pertinentes.

115

2.

Modelos de tendencia temporal (“ad hoc”).

a)

Introducción.

Con el objetivo de proyectar las demandas (agregadas o desagregadas), muchas oficinas de planificación utilizan la información histórica, es decir la evolución en el tiempo (t) de una variable determinada de demanda (Y). El procedimiento es ajustar por M.C.O (mínimos cuadrados ordinarios) diferentes funciones, a efectos de modelar el comportamiento futuro con la relación funcional Y (ti)=f (t); con f (t) formas funcionales propuestas. La muestra o el tiempo, al igual que en los modelos causales como se verá más adelante, no puede ser muy pequeña (menor a 5) pues solo contendrá información del corto plazo; del mismo modo no podrá ser muy amplia (mayor a 30) en la medida que el sistema en ese período hubiere tenido más de un cambio estructural de orden, o más de un ciclo económico (crisis, recuperación, desarrollo, estancamiento). Por tanto para estas primeras consideraciones generales se tomaron 20 años de información, los que serán ampliados solo para el caso de Uruguay. El supuesto de dependencia solamente del tiempo de las funciones de demanda, implica un apartamiento absoluto del cuerpo doctrinario y sin justificativo alguno. Por dicha razón estos modelos de tendencia temporal los titularemos como “ad hoc”. Si bien dichas formas funcionales pueden ser cualesquiera, en el área de demanda de energía se restringen a no más de 5 formas funcionales. A saber: lineal, logarítmica, potencial, exponencial, polinomial. El modelo también admite sacar implícitamente y parcialmente el efecto de valores atípicos, mediante la metodología de los promedios móviles de orden variable, o método de suavización. Dichos métodos se aplican a cualquiera de las formas funcionales mencionadas antes. Por las mismas razones mencionadas en párrafos anteriores y especialmente a qué valores históricos pueden ser ajustados solamente si existe justificativo socio-económico evidente, estos modelos los llamaremos binarios o dumies “ad hoc”. En este ítem, y como primer método de proyección para la región y sus países, se presentan los ajustes MCO “pertinentes” a la demanda final total de energía comercial y a las demandas desagregadas de electricidad. Para los combustibles, si bien se calcularán en función de las anteriores (tal la metodología propuesta) y de los escenarios posibles, se presentarán estimaciones de los modelos de dichos consumos. Adicionalmente para las demandas mencionadas, agregadas y desagregadas de electricidad, se presentan para cada modelo (lineal, logarítmico, potencial, exponencial., parabólico) las alternativas o modelos “prudentes” de suavizaciones. Finalmente retornaremos en parte a nuestro objetivo, el de proyección de las demandas de energía, se descartarán en esta etapa aquellos modelos que no tengan un buen ajuste de 2 datos (R menor a 65 %) y aquellos que, aunque válidos matemáticamente, presenten evidentes diferencias en lo empírico-racional con las variables de demanda de nuestro sistema economía-energía.

116

b)

Energía Comercial Final Total

i)

Ajuste de Modelos de Tendencia Temporal

Se chequean 5 modelos de comportamiento temporal, calculando la bondad del ajuste, o sea, 2 el coeficiente de correlación R en cada caso. Los modelos ensayados y presentados en la 21 tabla siguiente son según el vínculo entre la energía comercial final total (Y) y el tiempo (t, con t=1 en el año base), los siguientes: Lineal; Lineal-Logarítmico; Potencial; Exponencial; Polinomio de orden 2 22

Se descartaron otros modelos, como por ejemplo el logarítmico-lineal, dado que se reduce a uno de los presentados luego de trasformarlo con logaritmos. De la misma manera los polinomios de orden superior a 2 tienen un ajuste inferior al parabólico, por lo que no se presentaron. RC-2 Modelo Parámetros Región Brasil Argentina Uruguay

Y= A + B* t

B

9.52

9.72

10.36

6.697

A

635.24

577.60

936.79

469.46

0.522

0.506

0.427

0.195

B

44.00

46.81

46.49

9.816

A

642.1

580.6

947.18

519.00

R2

0.211

0.221

0.162

0.008

B

0.061

0.072

0.042

0.022

LA

6.466

6.363

6.861

6.234

R2

0.225

0.242

0.148

0.012

B

0.013

0.015

0.009

0.013

LA

6.46

6.36

6.85

6.15

0.535

0.520

0.405

0.212

C

1.23

1.00

2.069

2.37

B

-16.31

-11.28

-33.08

-43.03

A

729.98

654.61

1096.06

651.78

0.753

0.647

0.875

0.839

R

Y= A + B *L(t)

Y= A * t

B

Y=A * eBt ó t

Y=A(1+r) B R=e -1=aprox B

Y=A+B.t+C t2

R

R

21

2

2

2

Las cálculos y salidas del sofá EVIEWS se presentan en el Apéndice 1 También se corrieron modelos potencial - exponencial Y =A tBt, dando en algún caso resultados mejores que los otros métodos. La idea no es teorizar y jugar con la matemática, por lo que a efecto de nuestro objetivo es suficiente con los modelos chequeados para el caso de tendencias temporales. 22

117

o

Resultados Gráficos Básicos Región

Gráfico 9 Proyección de la Energía Comercial Total Final Y (kep/hab.) en el tiempo (años) 3000

2500

2000

1500

1000

500 80

85

90

95

00

05

10

Y YEXPONENCIAL YLOG

15

20

25

YLINEAL YPARABOLA YPOTENCIAL

Las series suavizantes utilizadas.

900 850 800 750 700 650 600 80

82

84

86

88

Y YMEDIAMOVIL3 YMEDIAMOVIL2

90

92

94

96

98

YMEDIAMOVIL4 YMEDIAMOVIL5

118

o

Brasil

Gráfico 10 Proyección de la Energía Comercial Total Final Y (kep/hab.) en el tiempo (años) 3000

2500

2000

1500

1000

500 80

85

90

95

00

05

Y YEXP YLINEAL

10

15

20

25

YLOG YPARABOLICO YPOTENCIAL

Las series suavizantes utilizadas.23

850 800 750 700 650 600 550 80

82

84

86

88

Y YPROMEDIOMOVIL2 YPROMEDIOMOVIL3

23

90

92

94

96

98

YPROMEDIOMOVIL4 YPROMEDIOMOVIL5

Si bien las series se ubican en el gráfico con el mismo origen, para las predicciones eventuales el origen de tiempos de cada serie debe ser el entero mas próximo a t=1980+ redondeo( p/2) +/-1

119

o

Argentina

Gráfico 11 Proyección de la Energía Comercial Total Final Y (kep/hab.) en el tiempo (años)

4000

3000

2000

1000

0 80

85

90

95

00

05

Y YEXP YLINEAL

10

15

20

25

YLOG YPARABOLICO YPOT

Las series suavizantes utilizadas.

1250 1200 1150 1100 1050 1000 950 900 80

82

84

86

88

Y YPROMEDIO2 YPROMEDIO3

90

92

94

96

YPROMEDIO4 YPROMEDIO5

98

120

o

Uruguay

Gráfico 12 Proyección de la Energía Comercial Total Final Y (kep/hab.) en el tiempo (años)

4000

3000

2000

1000

0 80

85

90

95

00

05

Y YEXP YLINEAL

10

15

20

25

YLOG YPARABOLOCO YPOT

Las series suavizantes utilizadas.

750 700 650 600 550 500 450 400 80

82

84

86

88

Y YPROMEDIO2 YPROMEDIO3

90

92

94

96

YPROMEDIO4 YPROMEDIO5

98

121

ii)

Modelos con Suavización de Valores Atípicos (Y= Medias Móviles (orden p)

Se presentan las suavizaciones, o en buen romance dumis “ad hoc”, de órdenes p=2 a p=5 para todos los modelos y países.

• Y = A + B* t

Modelo Lineal Parámetros B

M. Móvil (2)

A R

2

B M. Móvil (3)

A R

A R

2

B M. Móvil (5)

Brasil

Argentina

Uruguay

10.76

11.13

10.66

7.94

621.33

561.88

934.16

451.16

0.741

0.756

0.449

0.326

11.4

11.44

10.65

8.53

620.69

561.56

934.75

442.88

0.810

0.828

0.460

0.414

11.01

11.42

10.45

8.94

623.92

565.43

937.45

438.23

0.852

0.873

0.457

0.488

10.85

11.22

10.31

9.31

629.00

571.74

939.34

435.34

0.885

0.909

0.466

0.562

Brasil

Argentina

Uruguay

61.98

47.19

23.41

611.11

544.87

943.01

482.11

0.427

0.483

0.182

0.058

58.91

64.42

45.61

29.32

606.45

539.97

943.71

464.63

0.521

0.592

0.190

0.110

57.94

63.68

42.27

32.80

608.85

542.71

948.17

454.05

0.586

0.674

0.186

0.163

55.60

61.03

39.90

35.55

614.67

550.11

950.49

446.30

0.638

0.739

0.192

0.225

2

B M. Móvil (4)

RC-3 Región

A R

2

• Modelo Lineal-Logarítmico RC-4 Y = A + B * Lt Parámetros Región B 56.91 A

M. Móvil (2) R

2

B A

M. Móvil (3) R

2

B A

M. Móvil (4) R

2

B A

M. Móvil (5) R

2

122

• Modelo Potencial Y = A * tB Parámetros B M. Móvil (2)

M. Móvil (3)

RC-5 Región

Brasil

Argentina

Uruguay

0.077

0.093

0.043

0.043

LA

6.43

6.32

6.86

6.176

R2

0.436

0.490

0.168

0.058

B

0.08

0.097

0.041

0.053

LA

6.42

6.31

6.86

6.145

0.535

0.603

0.178

0.107

0.08

0.096

0.039

0.061

6.42

6.31

6.86

6.125

0.603

0.688

0.176

0.159

0.077

0.092

0.037

0.066

6.43

6.32

6.86

6.110

0.657

0.754

0.183

0.221

RC-6 Región

Brasil

Argentina

Uruguay

0.014

0.016

0.0097

0.0145

6.442

6.342

6.847

6.1192

0.747

0.753

0.431

0.3264

0.015

0.017

0.0098

0.0157

6.441

6.342

6.847

6.1040

0.82

0.83

0.443

0.4100

0.015

0.017

0.0097

0.0166

6.445

6.347

6.849

6.0947

0.86

0.87

0.444

0.4832

0.015

0.017

0.0096

0.0175

6.452

6.357

6.851

6.0887

0.896

0.909

0.456

0.5583

R

2

B M. Móvil (4)

LA R

2

B M. Móvil (5)

LA R

2

• Modelo Exponencial Y = A * eBt Parámetros B M. Móvil (2)

LA R

2

B M. Móvil (3)

LA R

2

B M. Móvil (4)

LA R

2

B M. Móvil (5)

LA R

2

123

• Modelo Parabólico Y = A + B* t + Ct2 Parámetros B

RC-7 Región

Brasil

Argentina

Uruguay

-8.730

-2.068

-33.32

-35.29

0.974

0.660

2.199

2.162

689.56

608.08

1088.07

602.46

0.886

0.819

0.905

0.901

B

-5.44

1.97

-33.569

-30.36

C

0.867

0.498

2.327

2.047

A

675.64

593.11

1082.15

572.51

R2

0.916

0.861

0.928

0.923

B

-3.017

5.056

-34.068

-26.42

C

0.779

0.354

2.473

1.964

668.35

585.59

1078.42

550.20

0.933

0.889

0.944

0.935

B

-1.193

7.15

-33.572

-22.73

C

0.709

0.239

2.581

1.884

665.14

583.95

1070.98

531.47

0.948

0.916

0.9567

0.9495

C M. Móvil (2)

A R

2

M. Móvil (3)

M. Móvil (4)

A R

M. Móvil (5)

2

A R

2

124

iii)

Resumen y Conclusiones sobre los modelos “ad hoc”.

Habiendo chequeado diversos modelos “ad hoc” tendenciales sobre el comportamiento de la energía final total comercial de la región y sus países en el período de 20 años, presentamos resumidamente los resultados que se pueden ver de los cuadros de las partes i) y ii) anteriores:

•

Los resultados para la región en su conjunto son similares en todos los casos (series originales y suavizaciones) a los de Brasil.

•

Según los modelos el mejor ajuste a las series originales en todos los casos fue del modelo parabólico. A continuación y con resultados similares para los modelos lineal y exponencial por un lado y logarítmico y potencial por otro se obtuvieron los siguientes 2 rangos para R : 2 Parabólico -R superior a 65% Lineal-Exponencial -R2 entre 20-54% Logarítmico-Potencial -R2 menor a 25%.

•

Según los países y vinculado al punto anterior se desprende que para todos los países el único modelo con ajuste razonable es el parabólico, siendo el resto de ajustes medianos y algunos francamente malos. En particular para Uruguay se obtuvieron: 2 Parabólico , R = 84%. Exponencial , R2 =21,2; Lineal , R2 =19,5; 2 Potencial , R =1,2%; 2 Logarítmico , R =0,8%.

•

Las series suavizadas presentan una diferencia cuantitativa con las originales en el orden de promedio móvil p=2, siendo los restantes órdenes (de 3 a 5) con tendencias casi idénticas al orden 2. Se puede observar, tal cual la teoría lo expresa, como se pierde información más hallá de los casos atípicos; en la medida que se suben los órdenes de los promedios móviles.

•

Los resultados marcan que el modelo parabólico mejora su ajuste en todos los países con los aumentos de ordenes p.

•

Argentina y Uruguay no obtienen ajustes buenos (sin contar el parabólico) para ningún modelo y orden p.

•

Brasil obtiene buenos ajustes (R2 mayor 65%) para los siguientes modelos y desde el orden “p” de promedio móvil indicado: 2 Modelo Lineal y Exponencial: R =75%, desde p=2. 2 Modelo Potencial y Logarítmico: R = 69%, desde p=4.

•

La región obtiene buenos ajustes (R2 mayor 65%) para los siguientes modelos y desde el orden “p” de promedio móvil indicado: 2 Modelo Lineal y Exponencial: R =74%, desde p=2. 2 Modelo Potencial: R =66%, desde p=5.

A tales resultados matemáticos debemos, darle un manto de “realidad científica” según el conocimiento adquirido por la disciplina económica energética, entre otros marcamos:

•

Descarte absoluto del modelo parabólico como predictivo. Dentro de otras razones: el consumo de energía tiende a saturar en la medida que se avanza en los estadios del desarrollo capitalista; no existe comportamiento social o industrial racional que mantenga sostenidamente consumos unitarios con tasas de aumento de tal magnitud (ver ajuste parabólico en gráficos de hojas anteriores).

125

•

La utilización para muestras pequeñas (N menor 30, siendo el caso típico de los estudios del área) de suavizaciones a las series originales, produce a partir del orden 3 distorsiones o adulteraciones drásticas de los datos reales, no siendo del todo claro qué comportamiento real del consumo están representando dichas series modificadas. Dicha situación podría mejorar si en dicha muestra se incluye un ciclo económico completo en el período de muestra.

•

Si se utilizaran grandes muestras (N mayor 30) para obtener en régimen de largo plazo un comportamiento asintótico estable, a efecto de validar órdenes superiores de suavizaciones, se corre el riesgo de que se incluyan varios cambios estructurales del sector energía. Tales cambios habrán actuado deliberadamente sobre el comportamiento de la demanda, en tal sentido la tendencia resultado del modelo para ser válida debería esperar que en el futuro se produzcan cambios al menos del mismo orden de todos los computados en el período. Afirmación esta última que invalida por lo general el uso de órdenes de suavizaciones (p mayor 3 o 4) para las energías desagregadas en particular.

Las conclusiones sobresalientes de proyecciones de modelos “ad hoc” son:

•

Es un modelo de segundo orden de sustento conceptual metodológico. De todas maneras puede arrojar basado en lo empírico, resultados buenos y sobretodo es un comparador de los otros métodos; fundamentalmente en el mediano y largo plazo.

•

La única forma que un modelo parabólico sea por lejos el de mejor ajuste “ad hoc” al consumo de energía final total de un país por 20 o más años, es que en ese período se hubiera configurado una crisis tradicional de los ciclos económicos, o sea: crisis, caída, estancamiento y recuperación. Afirmación esta última que se comprueba para la región al comienzo de los años 80.

•

De la aplicación a la región, y como resultado final de la validación matemática y conceptual (consideraciones de orden agregado y generales) se desprende que solo para Brasil (por ende también la región) se podrá utilizar con prudencia algún modelo de predicción tendencial o “ad hoc”. A saber, independiente de otros modelos que se plantearán para los países, los modelos “ad hoc” recomendados (condición necesaria) para proyecciones de la energía total comercial, basadas en 20 años de información son: *Brasil y Región- Todos los modelos suavizados, en función “p”. *Argentina y Uruguay- No existen modelos tendenciales adecuados

•

24

2

24

Se debería incluir más años al análisis tendencial , de manera de analizar la existencia de comportamientos asintóticos estables. Dicho estudio, por razones pragmáticas respecto a los objetivos buscados, a que se propondrán otros métodos de proyección, solamente se realizarán para Uruguay. Reservando el punto B de esta parte III exclusivamente para este tópico.

El R en tendencias históricas, puede significar la existencia de comportamiento asintótico en el tiempo con dicha probabilidad. Claro, debe sumarse un sustento explicativo en lo conceptual económico.

126

• Ajuste final; coherencia del consumo/habitante con el estadio de desarrollo. 25 De los 2 mejores modelos de cada país, independiente de sus bondad de ajuste , todas las proyecciones al 2025 de la energía final y tasas de crecimiento anual acumulativas, son consistentes con el grado de desarrollo actual de la región y con la referencia a los “líderes”, o sea USA del orden de 6200 kep/h y EUROPA con 1650 kep/h ambos estabilizados desde los años 90 en delante.

Resumen esquemático de los 2 mejores modelos26 para los países: RC-8 Modelo 1; t=1 en 1981 27

0,015t+6,452

REGION

Y =e

BRASIL

Y=e

0,017t+6,357

2

; R =89,6% 2

; R =90,9% 2

ARGENTINA Y=939+10,31t ; R =46,6% URUGUAY

25

2

Y=435+ 9,31t ; R =56,2%

Modelo 2; t=1 en 1981 2

Y=629+10,85t ; R =88,5% 2

Y=571+11,22t ; R =90,9% Y=e

0,0096t+6,851

2

; R =45,6%

Y=e

0,0175t+6,089

; R2=55,6%

El caso de Uruguay y Argentina, debe tomarse con sumo cuidado la proyección, dado lo bajo del R2 No se toma en cuenta el modelo Parabólico, dada su separación con la realidad. 27 Y, en kep/hab.; para el análisis de inversiones pasaremos luego a energía bruta (como corresponde). 26

127

c) Energía Eléctrica Final Total, T = 20 años. Atento a las conclusiones anteriormente expuestas para los modelos tendenciales sobre la energía agregada; para este ítems y los siguientes desagregados (electricidad, derivados, etc.) 28 se omitirá el cálculo del modelo parabólico y de medias móviles de orden superior a 2. Por tanto se presenta en el cuadro siguiente los resultados de los modelos estimados por MCO y su variación suavizada de segundo orden p=2, para cada país.

Argentina Yi p=2

Uruguay Yi p=2

45.66

45.61

38.96

38.72

47.36

46.92

961.48

952.04

975.28

989.67

1003.3

809.46

831.08

0.9786

0.9786

0.9795

0.9788

0.8271

0.837

0.940

0.9477

B

296.13

285.72

314.63

303.43

234.71

226.62

296.01

281.39

Y= A + B A *L(t)

775.49

809.05

765.53

803.15

901.89

921.24

680.21

717.70

R2

0.837

0.853

0.877

0.892

0.567

0.590

0.693

0.702

B

0.2213

0.2138

0.2338

0.2253

0.1646

0.1605

0.2287

0.2182

LA

6.760

6.787

6.753

6.784

6.880

6.892

6.669

6.699

2

0.889

0.905

0.921

0.935

0.611

0.641

0.755

0.758

B

0.0318

0.0318

0.0328

0.0328

0.0268

0.0268

0.03561 0.0355

LA

6.894

6.911

6.903

6.922

6.948

6.956

6.779

6.796

2

0.976

0.975

0.963

0.961

0.857

0.869

0.970

0.975

Y= A + B* t

Y= A * t

Par.

P=2

B

43.98

43.92

A

940.56

R2

RC-9 Brasil Yi

p=2

Modelo

Región Yi

B

R Y=A * e

Bt

ó t

Y=A(1+r) r=eB1=aprox B

R

Previo a mostrar gráficamente algunos resultados, marcamos del cuadro resumen las siguientes características sobresalientes:

• • •

28

2

Los resultados marcan que todos los modelos presentan ajustes buenos (R superior a 65%) para todo los países y la región; salvo Argentina, siendo en este caso solo para los modelos lineal y exponencial. Específicamente los modelos exponencial y lineal, tiene excelente ajuste en todo los casos, R2 superior a 82% en Argentina y R2 superior a 94% para el resto. La suavización, no agrega mejoras sustantivas a las series originales, lo que marca a las claras el comportamiento especial de esta forma de energía29.

Luego de realizadas las corridas, se comprobó que las mejoras de ajuste son menores al 1% para suavizaciones mayores de 2; siendo ya mínima entre el modelo original y el suavizado de orden 2. 29 La electricidad, debido a su inercia propia y características especiales como bien básico y cuasi-inelástico , tiene caídas excepcionales en comparación con la energía total agregada y por ende con los combustibles

128

Conclusiones de proyecciones con modelos “ad hoc” a la electricidad:

•

Los modelos lineal y exponencial tienen los mejores ajustes en los países y la región.

•

Las tasas de crecimientos anuales acumulativos oscilan entre 2,7% y 3,6%30 .

•

Los modelos logarítmico y potencial prácticamente coinciden en las proyecciones.

•

Los modelos logarítmico y potencial tienen buenos ajustes en general, salvo para Argentina.

Resumen esquemático de los 3 mejores modelos31 para los países: RC-10 Modelo 1; t=1 en 1981

2

Modelo 2; t=1 en 1980

Y=961+43,9 t R =97,9%

BRASIL

Y=975 +45,6 t R2=97,9% Y=e0,0328 t+6,903

ARGENTINA

URUGUAY

30

Y=e

0,0318 t+6, 894

REGIÓN

2

;R =97,6%

Modelo 3; t=1 en 1981

Y=e

6,76

.t

0,2138

2

;R =90,5%

R2=96,3%

Y=e6,784.t 0,2253 R2=93,5%

Y=e0,0268 t+6,948 R2=85,7%

Y=989,7+38,7 t R2=83,7%

Y=e6,892.t 0,1605 R2=64,1%

Y=e0,0356 t + 6,769 R2=97%

Y=831,1+46,92 t Y=e6,699.t 0,2182 R2=75,8% R2=94,8%

Sale de despejar r del modelo exponencial, para todos los países y región. Dicho resultado coincide con los obtenidos de los datos reales en los últimos 20 años en el cuadro 15-B de la parte II de esta tesis. 31 El modelo 3 es el de mejor ajuste entre el logarítmico y el potencial, dado la equivalencia en la proyección

129

•

Ajuste final; coherencia del consumo/habitante con el estado de desarrollo.

EN las gráficas de las páginas siguientes, se observa que los modelos 1 y 2 de cada país, superan los 2500 Kwh. hacia el horizonte; lo que no tiene sustento conceptual de ningún tipo. Tanto con referencia a la evolución de los “líderes”32 alcanzados (establemente a la fecha) por USA y Europa respectivamente, como por los cambios estructurales al 100% que deberían 33 imponerse a nuestras economías para llegar a ese objetivo en 2 décadas; cosa que dista bastante de la realidad actual luego de la crisis regional 2000-2002. Por tanto, finalmente, se puede indicar como el mejor modelo de tendencia histórica el modelo 3, coincidentemente para todos los países es el modelo funcional potencial. RC-11 34

Modelo ; t=1 en 1981

•

6,76

.t

0,2138

2

REGIÓN

Y=e

BRASIL

Y=e6,784.t 0,2253 R2=93,5%

ARGENTINA

Y=e

6,892

0,1605

R =64,1%

URUGUAY

Y=e

6,699

0,2182

R =75,8%

.t .t

;R =90,5%

Crecimiento Anual al 2023, Acumulativo 0,63 % aac 0,66 % aac

2

0,47 % aac

2

0,64 % aac

Puntualizaciones Finales al modelo eléctrico de proyección tendencial

a) Es solo el mejor ajuste matemático de la serie histórica, respetando la coherencia en los valores absolutos al final del período en función del estadio de desarrollo. b) Es un comparativo obligatorio del modelo causal. c) La simple observación de las tasas acumulativas anuales que representaría este modelo de crecimiento, dejan algunas dudas en cuanto a su validez - tal las tasas de la electricidad en países en desarrollo-, aún suponiendo 4 o 5 años de lenta recuperación a la crisis actual. d) Tanto para los modelos tendenciales como para los causales a ensayar, los crecimientos – dada la crisis- serán lentos en los primeros años (hasta 1,5 % ), para luego retomar la tendencia creciente (entre 2% y 5 %) en etapas intermedias. Finalmente terminar el período de estudio dependiendo de cada país de la región, del grado de cobertura, de cambios eventuales o no de la estructura productiva, continuar creciendo o estabilizarse entre el 1 y el 2 %. e) También en nuestros países es de orden pensar que en 20 años es muy probable que se repita un ciclo económico, por lo que la prudencia es buena consejera.

32

USA en 7000 Kwh./h y EUROPA en 2000 Kwh./h, estables desde mediados de los 90. También debería estar acompañado con un crecimiento del PBI sostenido de más de 5%. ó 6% por 20 años; nuestra región rondará con suerte los 2,5 % de promedio anual a lo que se adiciona la existencia de demanda insatisfecha aún. 34 Se trata del crecimiento per caáita; al que se debería adicionar geométricamente el crecimiento poblacional, para obtener el crecimiento de energía absoluta estimado por este método tendencial. 33

130

RESULTADOS GRÁFICOS, PROYECCIÓN DE ELECTRICIDAD o

Región Gráfico 13 Energía Eléctrica Y (Kwh. /Hab.) En El Tiempo (Años) 5000

4000

3000

2000

1000

0 80

85

90

95

00

05

Y YEXPO YLINEAL

o

10

15

20

25

YLOG YPOTENCIAL

Brasil Gráfico 14 5000

4000

3000

2000

1000

0 80

85

90

95

00

Y YEXPO YLINEAL

05

10

15

YLOG YPOTENCIAL

20

25

131

o

Argentina Gráfico 15 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 80

85

90

95

00

05

YLOG Y YEXPO

o

10

15

20

25

20

25

YLINEAL YPOTENCIAL

Uruguay Gráfico 16 5000

4000

3000

2000

1000

0 80

85

90

95

00

Y YEXPO YLINEAL

05

10

15

YLOG YPOTENCIAL

132

d)

Consumo Final Total de Combustibles, T= 20 AÑOS.

Tal cual se marcó anteriormente se obtiene la proyección de combustibles finales necesarios para el desarrollo social e industrial, por diferencia entre la economía general - indicada por la 35 energía total final - y la energía eléctrica final.

•

Modelos para la proyección de consumo final de combustibles (kep/hab.). RC-12 Modelo ; t=1 en 1982 REGIÓN BRASIL ARGENTINA URUGUAY

Ycb=e0,015t+6,452 - k.e6,76.(t+1) 0,2138 2 2 R =89,6%; R =90,5% 0,017t+6,357 Ycb= e - k.e6,784.(t+1) 0,2253 2 2 R =90,9%; R =93,5% Ycb=939+10,31t –k.e6,892.(t+1) 0,1605 R2=46,6%; R2=64,1% Ycb=435+ 9,31t –k.e6,699.(t+1) 0,2182 R2=56,2%; R2=75,8%

Obs.: k=0,086 kep/Kwh., coeficiente de pasaje de energía eléctrica a total.

•

36

37

Gráfico 17: Resultados Gráficos de proyecciones.

1400 CONSUMO DE COMBUSTIBLES KEP/HAB 1200 1000 800 600 400 200 80

85

90

95

00

CB_ARG CB_BRASIL

05

10

15

20

25

CB_REGION CB_URU

35

Dado que en el caso de la energía total final los modelos 1 y 2 son prácticamente idénticos en valores proyectados, tomamos el modelo 1 al ser el de mejor ajuste. 36 37

Se utiliza el teórico, dado que estamos al nivel de la demanda y no de la producción. Se trata del consumo comercial de todos los combustibles (líquidos, gaseosos y sólidos).

133

e)

Consumo Final de Combustibles Gaseosos, Caso Especial Argentina.

Para obtener el consumo por separado de GN y GLP, los gaseosos, por un lado y de derivados de petróleo por otro, es pertinente definir aquellos escenarios energéticos macro de utilización de GN y GLP como sustituto de otros energéticos tanto en el uso final interno de cada país, como en la propia cadena energética (generación de electricidad esencialmente). Esta temática será abordada en el punto C de esta parte, así como también los escenarios. Independiente de lo mencionado anteriormente el caso de Argentina es el único que tiene un mercado desarrollado maduro y estable en cuanto a sustituciones internas, lo que habilita a realizar proyecciones del consumo final interno de GN. Luego adicionándole, según los escenarios a definir en el punto C, la parte consumida en centros de transformación podrá 38 obtenerse el consumo bruto de GN y los eventuales saldos exportables . Presentamos a continuación los modelos tendenciales para el consumo final interno de Argentina de GN, en particular presentamos los modelos con ajustes R2 superiores al 65%. RC-13 Modelos

GN Argentino, t=1 en 1980

Lineal

Ygn_final=4777,5 + 478,6.t 2 R =97,93

Potencial

Ygn_final= e R2=95,88

8,61 + 0,0514.t

6

3

El consumo está medido en millones de metros cúbicos (o sea, 10 m ). En este caso mediremos en unidades absolutas esencialmente debido a dos razones, la primera, que los escenarios son en términos absolutos y no per cápita; y la segunda, que no se trata de un indicador macro del desarrollo de un país como es la energía total final y tampoco de un energético universal como la electricidad.

•

Gráfico 18: Resultados gráficos de proyección y consumos históricos. 30000 Consumo final de GN, en millones de m^3

25000

20000

15000

10000

5000 80

85

90

95

YGN_FINAL

38

00

05

10

15

20

CONSUMO_FINAL01

Dicha temática se analizará en las proyecciones de la oferta, Parte III- Punto C.

25

134

3.

Modelos econométricos o “causales”.

a)

Introducción.

Se pretende en esta sección, manteniendo la metodología de proyección explicitada al inicio de este anexo - tal lo ya expresado-, intentar encontrar evidencia estadística que junto al cuerpo doctrinario sustenten la causalidad de las variables socio-económicas relevantes sobre nuestras variables en estudio, a saber consumos energéticos agregados y desagregados. En tal sentido y recordando nuestra visión del uso de la herramienta econométrica de manera de apoyo a la evidencia empírica y no como una mera incursión teórica (de la que existen numerosas bibliotecas), presentaremos el siguiente esquema de análisis para esta sección39 :

39

I.

•

Resumen de Modelo Elemental Energía-PBI, tal cual fue presentado en la Parte II introductoria de esta tesis. Éste tiene como idea demostrar el origen de los modelos agregados y algunos desagregados presentados (mostrados) y no demostrados oportunamente. Por tanto no se profundiza en el análisis de la validez del modelo sino solamente en los resultados básicos que originaron su formulación a manera de introducción en la Parte II de esta tesis.

•

Prueba de Modelos Causales Energía-PBI-Inercia sistémica. Se analizarán para los agregados y algunos desagregados de la región este primer modelo, siendo un referente de la época de oro de la planificación centralizada de los años 60 y 70 en muchas prospectivas energéticas nacionales. El análisis comprende los casos de Brasil, Argentina y especialmente Uruguay.

•

Modelos Adicionales. Caso Uruguay Se amplía para Uruguay el análisis de otros modelos formulados, también se verá como la ampliación del muestreo a más años repercute en los resultados de los modelos tendencial y causal. Se reservó para estos estudios adicionales de Uruguay exclusivamente el punto 5 de este ítem B.

Todas las corridas del Soft EVIEWS cuyos resultados se resuman en esta sección III, se pueden ver en el Apéndice

135 40

b) Análisis econométrico, Modelo : Ef/h=k(PBI/h)

e

i) Energía Final Total Efinal-total/h = (PBI/h)e 41

USA EUROPA REGION BRASIL ARGENTINA URUGUAY PARAGUAY

e 0,02 -0,47 1,8 1,8 0,96 0,96 1,5

RC-14 2 R (%) 1,2 9,0 75,9 58,9 85,6 65,5 3,0

PF(%) 65,4 19,8 0,00 0,00 0,00 0,00 47,6

42

D-W 1,82 0,46 0,90 0,79 1,16 0,77 0,94

Independientemente de que se centrará la atención, por razones obvias, en Brasil, Argentina y Uruguay, los resultados del cuadro anterior –econométricos primarios- del modelo de la energía final por habitante propuesto, tendrían evidencia estadística suficiente para indicar las siguientes características: o o o

o

o

o

Las elasticidades energía del PBI (e) son consistentes con el cuerpo teórico (positivas), salvo para Europa. El PBI per cápita no explicaría el comportamiento del consumo de energía per cápita total final, para USA, EUROPA y Paraguay. El PBI per cápita explicaría de manera aceptable el comportamiento del consumo de energía per cápita total final para la región en su conjunto y para Brasil, Argentina y Uruguay por separado. 2 El test de hipótesis sobre R , o sea (F, PF), para Brasil, Argentina, Uruguay y la Región, arroja probabilidades de error tipo I razonables (menores al 1,2 % en todos los casos). El test de no autocorrelación de los residuos de D-W, arroja43 para una muestra de n=20 y k=2 (du=1,41 y dl=1,2), valores en la región de rechazo de hipótesis de no autocorrelación es decir menores a dl. El tener una muestra pequeña (menor a 30), implica el supuesto de normalidad del error u(t) a efecto de validar las estimaciones de test de 44 hipótesis “F” y “t”. Dichas corridas , marcarían la “mediana” o “poca” normalidad de los errores en todos los casos.

En resumen: el modelo causal elemental “Energía-PBI” no es aconsejable (salvo para USA y usado con prudencia dada la poca normalidad de u(t)) a efectos de estimaciones de largo plazo. Se podría intentar un modelo de corrección de error o corto plazo; pero, dado que solamente se buscó sustentar lo expuesto en la parte II de esta tesis se pasará directamente a mejorar el modelo propuesto, en el punto (2) desarrollado en páginas siguientes.

40

Donde Ef/h es la energía final per cápita, PIB es el ingreso medio, y “e” es la elasticidad media energía del PBI. 2 No se presenta el test “t”, dado que en el caso de una variable un t=F . 42 2 Del estadístico D-W, con n=20 y k=2 sale que du=1,2 y dh=1,41. (R , PF) son la varianza explicada del modelo y la probabilidad de que el estadístico F sea nulo.(error tipo I) 43 Solamente USA no presenta autocorrelación, por tanto único modelo válido para largo plazo (ojo u(t)). 44 Las corridas efectuadas test J-B indicarían la no normalidad al 95% de confianza en ninguno de los casos, pero marcadamente no normal en el caso de Uruguay. Ver Apéndice. 41

136

ii) La energía eléctrica: Efinal-eléctrica/h = k(PBI/h)e

USA EUROPA REGIÓN BRASIL ARGENTINA URUGUAY PARAGUAY

o o o

o

o

o

e 2,62 5,88 2,33 2,11 1,5 1,35 0,66

RC-15 2 R (%) 83,3 75,3 37,4 29,2 54,6 72,2 0,2

PF(%) 0,000 0,000 0,42 1,40 0,000 0,000 84,4

D-W 0,38 0,53 0,22 0,20 0,36 0,56 0,05

Las elasticidades energía eléctrica del PBI (e) son consistentes con el cuerpo teórico (positivas). El PBI explicaría pésimamente el comportamiento del consumo de energía total final para Paraguay. El PBI explicaría de manera aceptable el comportamiento del consumo de energía total para USA, Europa, Argentina y Uruguay. Siendo en el caso de Brasil (por ende la región), la causa minoritaria de explicación de la variación del PBI (pero no por esto poco confiable). El test de hipótesis sobre R2, o sea (F, PF), para Brasil, Argentina, Uruguay y la Región, arroja probabilidades de error tipo I razonables (menores al 1,4 % en todos los casos). El test de no autocorrelación de los residuos de D-W, arroja para una muestra de n=20 y k=2 (du=1,41 y dl=1,2, valores en la región de rechazo de no autocorrelación es decir menores a dl. El tener una nuestra pequeña (menor a 30), implica el supuesto de normalidad del error u(t) a efecto de validar las estimaciones de test de hipótesis “F” y “t”. Dichas corridas 45 , marcarían la “mediana” o “poca” normalidad de los errores en todos los casos salvo Europa.

En resumen: el modelo causal elemental “Energía-PBI” para la energía eléctrica no es aconsejable. Al igual que para la energía agregada, se podría intentar un modelo de corrección de error o corto plazo; pero, dado que solamente se buscó sustentar lo expuesto en la parte II de esta tesis se pasará directamente a mejorar el modelo propuesto, en el punto (2) desarrollado en algunas páginas siguientes.

45

Las corridas efectuadas test J-B indicarían la no normalidad al 95% de confianza en ninguno de los casos, salvo Europa, pero marcadamente no normal en el caso de Uruguay. Ver Apéndice.

137

c)

46

bt

a

Análisis Econométrico del Modelo : Ef/h=k.e .(PBI/h)

El modelo básico propuesto anteriormente es el que mejor se ajusta a la concepción de esta tesis, en el sentido de tener grandes líneas de acción de una planificación energética país bt insertada en la región. El término temporal (e ) puede representar desde aspectos sicológicos (del consumo), geográficos, urbanísticos hasta tecnológicos y tal vez regulatorios normativos; que junto con el ingreso medio (PBI/capita) es de esperar que expliquen de manera satisfactoria el consumo de energía agregada y desagregada en el caso de la electricidad. Claro está que el conocimiento empírico de los aspectos energéticos de la zona o región en estudio, implican el asignar a cuál de estos aspectos fundamentalmente se debió la participación del término temporal, así como a la continuación o no en el tiempo de estos aspectos. Desde una óptica integral es claro que sería preferible explicitar en vez del término exponencial otras variables mas específicas como podrá ser el porcentaje de urbanización, clima y hasta eventuales “dumi”, etc. Sin embargo según el objetivo de esta tesis el valor agregado diferencial de encarar este camino es casi nulo y hace a la cuestión de comprender y diferenciar el rumbo de una planificación energética global de un país de la planificación específica de un energético determinado. Lo anterior no quita (tal como se marcó ya en esta tesis) que luego de definido el rumbo país en materia energética, sí se realice una segunda parte del plan; formado por una planificación específica temporal y por energético centrado en el rumbo definido inicialmente. Esta planificación debería realizarse por el método econométrico y por el integral y contener finalmente el detalle de obra de todas las cadenas energéticas en un período de no menos de 15 años. Por último se indica que sobre el mismo modelo base se chequearán (ver apéndice) varias alternativas eventuales de mejora de ajuste y significación estadística. Estas pasarán eventualmente por los modelos de rezagos distribuidos y/o autorregresivos, siendo éstos de gran importancia en la economía empírica y que en muchos casos dota de vida al cuerpo teórico de dicha disciplina. En cuanto a los modelos a adoptar y específicamente a la inferencia estadística sobre los parámetros a calcular, se buscará ser riguroso en cuanto a indicar la potencia de dichos modelos. En tal sentido se chequeará el cumplimiento de las hipótesis básicas para que un modelo sea “MELI”, a saber: linealidad, no autocorrelación, no heteroscedasticidad, no colinealidad, estacionalidad de error (al menos en covarianza). Claro está que el límite de esta incursión teórica debe ser la realidad, es decir los objetivos de esta tesis y particularmente la existencia de variables explicativas que necesariamente deberemos simular (PBI). Por ende con errores implícitos lógicos.

46

Donde Ef/h es la energía final per cápita, PIB es el ingreso medio, y “a” es la elasticidad media parcial energía del PBI y “b” es la elasticidad media parcial temporal de la energía. Adicionalmente en el cuadro se observa, R2 varianza explicada del modelo, “D-W” el test correspondiente de autocorrelación, “HETERO” la existencia de heteroscedasticidad y para U(t) el componente de error a efectos de chequear los supuestos básicos, se presenta el test “J-B” de normalidad. También se presenta la existencia de ARCH en el ruido, es decir autocorrelación heteroscedástica.

138

i) La energía final comercial total En el cuadro siguiente se resumen los resultados para la región, mostrando el modelo base (tr=k=0) y los mejores dos modelos según la potencia dentro del conjunto de variantes 47 corridas ; siempre dentro del modelo base. El criterio para ordenar según la potencia fue, primero seleccionar aquellos que cumplían con la consistencia de signos del coeficiente “a” con la teoría, significación estadística al 95% de los parámetros que acompañan las variables explicativas y de la varianza explicada por el modelo; 2 y posteriormente se tomaron los dos primeros modelos según el R . Efinal/h48=k.eb(t-tr).(PBI/h)a(t-tk) RC-16

74,3 1,23 97,29 1,65 97,38 2,19

Rezagos tr 0 0ó1 2

Tk 0 1 1

88,5 83,4 83,5

1,13 1,59 1,62

0 0ó1 2

0 1 1

1,389 0,749

-0,0125 73,8 0,0123 92,6

1,35 0,99

0 0 0ó1ó 2 2

1,382 0,627 0,75

0,006 0,0145 0,0132

Ln(k)

a

b

R

-3,73 1,241 0,382

1,275 0,639 0,752

0,009 0,0171 0,0158

-0,3396 0,758 0,576

0,85 0,718 0,741

0,0029 0,0062 0,0057

Uruguay

-4,7664 0,129

Región

-4,766 1,375 0,4

Brasil óptimo Argentina óptimo

óptimo

2

“D-W”

82,7 1,23 97,97 1,6 98,33 2,07

0 0ó1 2

0 1 1

Puntualizaciones sobre los resultados obtenidos:

o

Las elasticidades parciales energía del PBI (a) son consistentes con el cuerpo 49 teórico (positivas) , en todos los casos.

o

Se obtiene significación estadística50 aceptable (al 95%) en los coeficientes de las variables explicativas como en la varianza explicada por el modelo.

o

Existe autocorrelación serial de primer orden en todos los casos (d-w menor a dl) para el modelo básico, es decir sin rezagos en las variables explicativas.

o

No existe autocorrelación serial (d-w mayor a du) para Brasil (por ende la Región) y Argentina en los rezagos de orden 1 en el PBI y simultáneamente hasta orden 1 en el tiempo. En el caso de Uruguay ninguna variante rezagada levanta la hipótesis de no autocorrelación, siendo el modelo base el de menor incertidumbre en cuanto a las hipótesis de autocorrelación.

o

47

Se presentan en el apéndice II, corridas de 9 variantes basadas en una inercia razonable de a lo sumo 2 períodos tanto para el tiempo, como para el PBI. De hecho se testaron más de 20 variantes totales. 48 Modelo general básico con rezagos “k” en la variable explicativa PIB, y “tr” en el término temporal. 49 Tener en cuenta que en este modelo la elasticidad total = a + b/ razón (PBI). 50 Ver estadísticos “t” y “F” en resultados de corridas EVIEWS en apéndice 1.

139

o

El tener una muestra pequeña (menor a 30), implica el supuesto de normalidad del error u (t) a efecto de validar las estimaciones de test de 51 hipótesis “F” y “t”. Dichas corridas , marcarían la “mediana” o “poca” normalidad de los errores en los casos de Brasil y Argentina y casi nula en el caso de Uruguay (es de recordar que el modelo no es válido dada la autocorrelación existente).

o

La misma razón (muestra menor a 30) hace un mero análisis teórico a los supuestos de cointegración para validar finalmente en el largo plazo los modelos base de proyección de Argentina y Brasil. Podemos adelantar que esta incursión teórica dado el conocimiento de las tendencias temporales52, probablemente arroje series de energía final y PBI integradas de orden 2 y finalmente cointegración de estas o validación de las relaciones de largo plazo estimadas si la significación de parámetros es buena.

En resumen: El modelo “Energía-PBI-Inercia” es aconsejable a efectos de estimaciones de largo plazo de la energía total final para Argentina, Brasil y la Región. Claro está que debe descartarse 53 causalidad espúrea y finalmente tener reparos dada la “mediana” normalidad del error. Para el Uruguay los resultados de no seguridad de “no autocorrelación” y la baja normalidad del error plantean la poca potencia o no conveniencia del modelo como predictivo de proyecciones base. Debe, en primera instancia, intentar probarse una medida remedial del tipo autocorrelación serial de primer orden, a efecto de retornar eficientes las estimaciones mínimo cuadráticas efectuadas. En última instancia y de manera “educated guess” se modificará el modelo base supuesto.

51

Las corridas efectuadas test J-B indicarían la no normalidad al 95% de confianza en ninguno de los casos; siendo relativamente aceptable Argentina (81%) y en menor grado Brasil (67%), y marcadamente no normal el caso de Uruguay (58 %). 52 Donde los mejores ajustes fueron parabólicos, por tanto la segunda derivada es constante en el tiempo. 53 También esta confirmación debe tener reparos, dadas las muestras en cuestión.

140

i.1) Cointegración y Modelo de Corrección de error. Para el caso de Brasil, Argentina y la Región se presenta (con los reparos de muestra pequeña) a continuación los resultados de cointegración a efectos de validar las relaciones de largo plazo de las series originales del PBI y de la energía final; las que son no estacionarias como es tradicional en economía. Claro está que esta validación tiene el límite que le impone un muestreo pequeño y por tanto los juicios sobre los resultados deberán tomarse con la prudencia adecuada. 54

D(Efinal/h) =b +ecpD(PIB)+?.ut-1+vt RC-17 B

55

ecp

56

eLp

?57

R2

“D-W”

t ?58

tecp

Brasil

0,0192 0,591

0,666

-0,888 61,9 1,92

3,6

4,5

Argentina

0,0065 0,422

0,804

-0525

23,9 1,98

1,8

2,1

Región

0,0141 0,662

0,678

-0,976 61,8 1,99

3,2

4,6

o

o o o o

El análisis de cointegración presenta (ver apéndice) resultados confirmatorios de los test de series originales, es decir la las series son integradas de orden similares según test Dickey-Fuller. En tal sentido también se confirma la correlación estable de primer orden del error estocástico. Las elasticidades de corto plazo en todos los casos son consistentes con la teoría y menores a las de largo plazo. El coeficiente de velocidad de ajuste es consistente con la teoría, es decir negativo y menor a la unidad. La significación estadística de todos los parámetros y de la varianza explicada es buena en todos los casos. La varianza explicada por el modelo de corto plazo es aceptable en el caso de Brasil y la Región; siendo pequeña en el caso de Argentina (posiblemente problemas de muestreo) lo que marca el cuidado en las consideraciones de corto plazo, las que de todas maneras no son de gran interés para esta tesis.

En resumen: Para la Región, Argentina y Brasil son prudentes de utilización como escenario base o referencia, con adecuadas bases económicas y estadísticas –y siendo conciente de su alcance-, los mejores modelos de largo plazo de la energía final total estimados en páginas anteriores.

54

Los valores del término independiente (pues el tiempo es explicativo) son consistentes en todos los casos con los calculados con las series originales y marcan bcp=blp. 55 Elasticidades de corto plazo del modelo de corrección de errores. 56 Se tratan de las elasticidades parciales de largo plazo respecto del PBI, derivadas del modelo original calculado en hojas anteriores. 57 En valor absoluto, se trata de la velocidad de ajuste de elasticidades de un año a otro. 58 Se trata de los test de student “t”, de los parámetros ecp y ?.

141

i.2) Medidas remediables para autocorrelación aparente de Uruguay. Para el caso de Uruguay tal cual se presentó en páginas anteriores los dos modelos con significación estadística en parámetros y varianza explicada por modelo, no son válidos por aparente autocorrelación en un caso y por estar en la región de incertidumbre del test “D-W” en el otro59. Se profundizará la investigación econométrica sobre el modelo base propuesto, antes de eventualmente migrar a otras formas funcionales causales. Se presentan resumidamente en el cuadro siguiente los resultados de test que buscan el comportamiento del modelo ante las hipótesis fundamentales60 de un funcionamiento MELI, a saber: o No autocorrelación del error u(t). o No heteroscedaticidad. del error u(t) o No multicolinealidad de las variables (Xi). o Linealidad en parámetros y otras asociadas a los datos xi. o Normalidad de u(t), a efecto de la significación estadística de parámetros. Sabiendo la existencia de autocorrelación la idea es descartar ARCH (pues la autocorrelación es sesgada hacia ésta), para esto se corre el test ARCH tradicional. Posteriormente buscar autocorrelación del tipo primer orden a efecto de pedir estabilidad en autocorrelación del u(t), en tal sentido se corren los test de “raíz unitaria con ADF” y el “D-W” en dos pasos para el cálculo y validación del coeficiente de autocorrelación ?. Luego se adiciona el test de no correlación serial del error con sus retardos y las variables (Xi), test de “B-G”. Finalmente se presenta el test de heteroscedasticidad de White. La idea base es poder confirmar un comportamiento de correlación de primer orden en u(t) con 61 coeficiente de autocorrelación menor a la unidad en módulo, luego se podrá reformular el modelo a efecto de recalcular el vínculo de largo plazo. 62

Test sobre el error u(t) del modelo: Efinal/h =k.e

Uruguay

Test ARCH R2

Modelo 1 tr=o, tk=0 1,4% Modelo 2 tk=2 3,6% tr=0,1,2

59

b(t-tr)

.(PBI/h)

RC-18A correlación Test UnitRoot HETERO Serial ADF Test “B-G” ?/Pt

R2

89% 26% -2,2

0,33 5%

3,2% 78%

79% 42% -3,0

0,21 1%

33%

PF

a (t-tk)

R2

ADF

Prob R2

PF

47% 8%

7,6% 5%

“D-W” “2 pasos”

Pti

R2

?

12% 97% 0,51

98% 65% 98% 0,868

PF/Pt 0% 0% 0% 0%

Este modelo también presenta signo negativo lo que se explicaría por mejoras de usos en eficiencia energética y/o a cambios en el abastecimiento. 60 En este caso se parte de modelo lineal en parámetros y 2 variables donde una es el tiempo. 61 Utilizaremos en la página siguiente el método Y=y(t)- ?y(t-1), ídem para las Xi(t). Previamente se debe calcular el ?. 62 Modelo general básico con rezagos “k” en la variable explicativa PIB, y “tr” en el término temporal.

142

Conclusiones sobre los resultados de test sobre el error u(t): o

Se descarta ARCH en ambos modelos.

o

Del análisis conjunto de “ADF” y “B-G” por un lado y HETRO por otro, la evidencia estadística indica que el modelo 1 presenta con mayor probabilidad HETERO y el modelo 2 presenta correlación serial de primer orden importante.

o

El modelo 1 debería intentar medidas remediables de HETRO o finalmente mejorar su formulación (claro, siempre que el modelo 2 no sea aceptable).

o

El modelo 2 puede, suponiendo correlación serial de primer orden, luego de efectuadas transformaciones adecuadas dar parámetros válidos para el largo plazo.

o

Se calcula el coeficiente de correlación serial de primer orden por dos métodos, raíz unitaria con test ADF y el “D-W, 2 pasos”. Siendo los resultados confiables estadísticamente pero con estimaciones muy dispares, a saber ?=0,21 y ?=0,869.

o

Teniendo en cuenta el cuarto ítem adicionamos, tres nuevos cálculos de ?, uno “D-W”, el segundo correlación serial “B-G” por LM luego del análisis del correlograma en el anexo 2ª y por último “Cochrane-Orcutt” iterativo.

o

El “D-W” arrojo un ?=0,5035, el “B-G” un ?=0,197 para un retardo de orden 63 8 , y por último el iterativo “C-O” arrojo un ?=0,239 en 7 pasos.

Reformulación final a efecto de eliminar la eventual correlación serial de orden 1 y el cálculo de los parámetros del modelo 2. Efinal/h=k.eb(t-tr).(PBI/h)a(t-2) RC-18B Cálculo correlación MCO al modelo (Yt- ?.Yt-1)=c64+a(Xt- ?.Xt-1)+b(t- ?(tserial de primer orden 1))+v(t) ?. Con Yt=Ln(Efinal/h)t, Xt=Ln(PBI/h)(t-2)

63 64

2

Test

?

a=eLp/Pt

b /Pt

R /PF

“D-W”

raíz Unitaria

0,21

-52,8E-05 /1%

0,024 / 0%

92% / 0%

1,31

“D-W, 2 pasos

0,869 6,28E-05 /4%

0,087 / 0%

82% / 0%

1,73

“D-W” “C-O” 7 itera

0,504 -7,35E-05 / 24 % 0,239 -43,7E-05 / 1%

0,031 / 0% 0,024 / 0%

91% / 0% 92%/ 0%

1,47 1,32

Este retardo en una muestra de n=20, invalida cualquier conclusión al respecto Para el método “C-O”, el valor de c=Ln(k)(1- ?) fue 4,2368, por tanto Ln(k)=5,5674.

143

Conclusiones finales remediables sobre autocorrelación del error u (t): o

Se descartarían los resultados originados en el “?” de los test que presentan elasticidades parciales energía-PBI (a) contrarias a la teoría, aunque de hecho son coincidentemente pequeñas (menores a 0,001) en módulo por lo que es lógico suponer un problema de muestreo y que de hecho son positivas tendiendo a cero en todo los casos.

o

La elasticidad total energía-PBI etot =a+b/R(PBI), y según los valores observados, depende en el caso de Uruguay fundamentalmente del segundo término, es decir del aporte de las variables abocetadas bajo el término temporal. Esto último es consistente con un consumo energético marcadamente residencial y de servicios, así como a las particularidades inerciales de dichos comportamientos a la hora del consumo independientemente de cambios en el ingreso medio.

o

Dado que estamos en muestras pequeñas, el método de mayor confianza es el iterativo de “C-O”, por tanto se recomienda el uso de las elasticidades correspondientes con la prudencia derivada de no poder rechazar de manera sustentable la autocorrelación según los resultados del test “D-W”66.

65

En resumen: Para el modelo 2 de Uruguay en cuanto a la energía final, los resultados finales son medianamente aceptables estadísticamente. Pero marcan llamativas diferencias en cuanto a los valores esperados de los parámetros, respecto del modelo original -fundamentalmente en las elasticidad parcial de largo plazo E-PBI; lo que lleva a que no se cumpla lo estipulado por la teoría es decir insesgamiento de valores de parámetros. Estas diferencias están basadas en que ambas corridas presentan muestreos pequeños, a lo que se suma la mediana normalidad del error. Por último el “D-W” no descartaba en ambos casos autocorrelación serial del error estocástico. Es de orden marcar dos aspectos, primero la gran diferencia cualitativa y cuantitativa de los valores de la elasticidad parcial (a) entre ambos métodos (original y remedial); y segundo, la poca diferencia absoluta de los valores de la elasticidad parcial temporal (b). Finalmente, e independientemente de que los modelos originales no son eficientes, es de orden descartar correlación espurea. Es decir analizar la cointegración del vector energía final per cápita y el del PIB per cápita, a efecto de contar con un tercer modelo (el de ajuste parcial) y en paralelo sustentar en parte la existencia de algún vínculo de largo plazo para la energía final total en Uruguay.

65

t

Suponiendo un crecimiento anual acumulativo del tipo E(t)=Eo.(1+r) , y operando tenemos etot=a+b/Ln(1+r). Claro está que también nos podemos preguntar el sentido de los resultados del test “D-W” corridos a series que fueron mejoradas respecto a correlación de primer orden 66

144

i.3)

Medidas remediables para “HETERO” aparente de Uruguay.

La Heteroscedasticidad tiene en la literatura bibliotecas muy amplias en cuanto a los problemas y las soluciones eventuales; sin embargo respecto a la detección final del modelo que genera dicha problemática en la varianza del error, la experiencia arroja 3 o 4 variantes básicas. Luego de detectar presencia de HETERO en el modelo 1, dichas variantes67 fueron corridas sucesivamente por el método de los MCG. Los resultados llevaron a quedarnos solamente, según el análisis estadístico correspondiente, con el supuesto de que VAR(ui)=ut(t-1)^2. Se presenta el resumen de la corrida correspondiente: Efinal/h=k.eb(t).(PBI/h)a(t) RC-19 Cálculo correlación MCO al modelo Yt/Wt=c/Wt+aXt/Wt+bt/Wt+v(t) serial de primer orden Con Yt=Ln(Efinal/h)t, Xt=Ln(PBI/h)(t) ?. Test

68

MCG

u(t-1)

Wt

2

a=eLp/Pt

b /Pt

R /PF

0,3073 /0%

0,0247 / 0% 99,99/0%

“D-W” 1,46

En resumen: El modelo 1 presenta resultados remediables aceptables estadísticamente. Pero marca 69 diferencias importantes en los valores esperados en los parámetros respecto de las series originales, tanto en la elasticidad parcial (a) como en la temporal (b). Las razones para estas diferencias son las mismas explicitadas en la página anterior. Asimismo tal como se expresó en páginas anteriores se analizará cointegración, no a efectos de validar los modelos originales –con las ineficiencias correspondientes-, sino como un sustento final que junto a los modelos remediables anteriormente calculados avalarían cierto tipo de vínculo en el largo plazo entre la energía total y el PIB en Uruguay.

67

VAR(ui)=Xi(t-k),Xi(t-k)^2, ui(t-k),ui^2(t-k), y estimado(t-k) Wi corresponde al ponderador del método MCG, es decir wi=raíz(VAR(ui)) correspondiente. En nuestra corrida Wi=ui(t-1). 69 No tan drásticas como las diferencias del modelo2 con su modelo remedial. Final. 68

145

i.4)

Cointegración caso Uruguay.

Siendo los 2 modelos originales del caso de Uruguay ineficientes pero validados estadísticamente (bajo error tipo I para test F y t), es de orden corroborar que las series son integradas de órdenes similares, es decir, cointegran. Dicho estudio dio como resultado series integrables de orden 2 y cointegración de orden 2 (al 99%) en el modelo 1, así como de orden 1(al 97%) o 2 (al 99%) en el modelo 2 (ver apéndice II.c) Lo anterior es independiente a una posterior discusión de sustento conceptual final de cada modelo. Por tanto a pesar de no ser estacionarias las series originales, las derivadas siguientes marcan en mayor o menor medida que se mantendrían para los modelos las relaciones de largo plazo (originales o las del componente de error). En otras palabras se puede formular el modelo de componente de error, el que presentamos a continuación para la primera y segunda diferencia. D(Efinal/h, 1 ó 2) =b(1 ó 0)+ecpD(PIB, 1 ó 2)+?.D(ut-1, 0 ó 1) + vt RC-20 Uruguay Mod 1- 2da 1era Mod 2- 2da 1era

70

b No exist -0,01194 No exist 0,0128

ecp

0,29 0,61 0,311 0,509

73

71

G72

R2

“D-W”

0,512 0,865 1,030 1,227

-0,566 -0,705 -0,302 -0,415

52 53 21 46

1,38 0,58 1,75 1,1

eLp

t?

tecp

0,00 0,00 34% 9,2

10,7 1,8 7,9 0,4

Conclusiones finales sobre cointegración y modelo componente error-Uruguay: o o

o

o

70 71

Los signos de los parámetros, elasticidades y ajuste anual ?, son consistentes con la teoría. Así como la verificación (ecp) menor a (elp). Se descarta para el modelo 1 la primera diferencia por presentar definida correlación (casi perfecta) en su ruido vt, lo que es lógico dado que este tiene raíz unitaria en la segunda diferencia. Para el modelo 2 se descarta la segunda diferencia, por presentar el modelo de error baja explicación(21%) de la variación de la variable dependiente y también baja confianza en la no nulidad del coeficiente de ajuste(35%). Finalmente adoptaríamos como modelos de componente de error, para el modelo 1 la segunda diferencia; para el modelo 2 la primera diferencia. Dichos modelos no son eficientes, a juzgar por los resultados de “D-W” y tienen un R2 mediano pero altamente significativo. Es de orden recordar que los modelos originales igualmente fueron ineficientes en sus formulaciones finales.

Elasticidades de corto plazo del modelo de corrección de errores. Se tratan de las elasticidades parciales de largo plazo respecto del PBI, derivadas del modelo original calculado en

hojas anteriores. Las de este modelo se calculan como 72 73

ecp/?.

En valor absoluto, se trata de la velocidad de ajuste de elasticidades de un año a otro. Se trata de los test de student “t”, de los parámetros

ecp

y

?.

146

ii) La energía eléctrica final En el cuadro siguiente se resumen los resultados para la región, mostrando los mejores modelos según la potencia dentro del conjunto de variantes corridas74; siempre dentro del modelo base. El criterio para ordenar según la potencia fue, primero seleccionar aquellos que cumplían con la consistencia de signos del coeficiente “a” con la teoría, significación estadística al 95% de los parámetros que acompañan las variables explicativas y de la varianza explicada por el modelo; 2 y posteriormente se tomaron los dos primeros modelos según el R . Efelectricidad/h75=k.eb(t-tr).(PBI/h)a(t-tk) RC-21 Ln(k)

A

b

Brasil Óptimo

3,39 2,91

0,449 0,516

0,0298 96,7 0,36 0,0279 97,3 0,62

Rezagos tr tk 1 0 2 0

Argentina

1,09 1,18 0,41

0,693 0,680 0,778

0,0215 94,1 0,78 0,0235 95,3 1,12 0,0217 95,5 1,37

0 0 2

Óptimo

4,15 4,33 4,19

0,332 0,312 0,334

0,029 98,3 1,59 0,030 98,5 1,59 0,0306 98,8 1,62

1 0 0 0 0ó1 1

Región

3,05

0,49

0,0273 97,9 0,55

2

Óptimo Uruguay

R2

“D-W”

0 1 1

0

Puntualizaciones sobre los resultados obtenidos: Las elasticidades parciales energía del PBI (a) son consistentes con el cuerpo teórico 76 (positivas) , en todos los casos testados.

74

77

o

Se obtiene significación estadística aceptable(al 95%) en los coeficientes de las variables explicativas como en la varianza explicada por el modelo, para un solo modelo en la región, para dos en Brasil y para todos en el caso de Argentina y Uruguay 2 (donde se ordenó por mejor R ).

o

Sobre la autocorrelación serial de primer orden marcamos que: Uruguay presenta para sus 3 modelos un resultado favorable a no autocorrelación, Argentina presenta en dos modelos autocorrelación siendo el tercero sin evidencia a favor o en contra. Por último para Brasil y la región todos los modelos presentarían autocorrelación de primer orden.

o

Existe poca diferencia entre las alternativas de cada país o región respecto a los valores de los parámetros presentados es decir a, b, R2, y “D-W.

Se presentan en el apéndice, corridas de 9 variantes basadas en una inercia razonable de a lo sumo 2 períodos tanto para el tiempo, como para el PBI. De hecho se testaron más de 20 variantes totales. 75 Modelo general básico con rezagos “tk” en la variable explicativa PIB, y “tr” en el término temporal. 76 Tener en cuanta que en este modelo la elasticidad total = a + b/ razón (PBI). 77 Ver estadísticos “t” y “F” en resultados de corridas EVIEWS en apéndice 1.

147

En resumen: Se adopta para cada país y región un solo modelo representativo, el óptimo marcado en la 2 tabla anterior según el R . El modelo “Energía-PBI-Inercia” es aconsejable a efectos de estimaciones de largo plazo de la energía eléctrica final para Uruguay. Claro está que debe descartarse causalidad 78 espurea y finalmente tener reparos dada la “mediana” normalidad del error. Para Argentina, Brasil y la Región los resultados de confirmación primariamente de autocorrelación serial y la baja normalidad del error plantean la poca potencia o no conveniencia del modelo original como predictivo de proyecciones base. Se deberá en 79 primera instancia buscar medidas remediables del tipo autocorrelación serial de primer orden, a efecto de retornar eficiente las estimaciones mínimo cuadráticas efectuadas.

78 79

También esta confirmación debe tener reparos, dadas las muestras en cuestión. Eventualmente también análisis de HETERO y ARCH.

148

ii.1) Cointegración y Modelo de Corrección de error. Para el caso de Uruguay se presenta (con los reparos de muestra pequeña) a continuación los resultados de cointegración a efectos de validar las relaciones de largo plazo de las series originales del PBI y de la energía final eléctrica; las que son no estacionarias como es tradicional en economía. En paralelo es posible formular el modelo de componente de error, como alternativa o validador de otros modelos. Claro está que esta validación tiene el límite que le impone un muestreo pequeño y por tanto los juicios sobre los resultados deberán tomarse con la prudencia adecuada. D(Efinal/h) =ecpD(PIB)+?.ut-12+b+vt RC-22

o

o o o

Uruguay

80

B

81

Orden 1

0,302

0,03

0,349

ecp

? 82

eLp

R2

“D-W”

-0,8646 53,4 1,7

t ?83

tecp

0,6

0,6

El análisis de cointegración presenta (ver apéndice 2b) resultados confirmatorios de los test de series originales, es decir las series son integradas de orden similares según test Dickey-Fuller. En tal sentido también se confirma la correlación del error estocástico al 85% de confianza, es decir es integrada de orden 1. La elasticidad de corto plazo es consistente con la teoría y meno a la de largo plazo del modelo original, aunque de poca diferencia. Por tanto es de suponer que ecp=elp. El coeficiente de correlación serial es consistente con la teoría, es decir negativo y menor a la unidad en módulo; a saber ( 1+ ? = 0,1354) para el orden 1. La significación estadística de todos los parámetros y de la varianza explicada es buena en todos los casos, así como el test “D-W”.

En resumen: Se validan para Uruguay estadística y económicamente las relaciones del modelo en las series originales. Es prudente su utilización como escenario de referencia a efecto de proyecciones de la energía eléctrica.

80

Elasticidades de corto plazo del modelo de corrección de errores. Se tratan de las elasticidades parciales de largo plazo respecto del PBI, derivadas del modelo original calculado en hojas anteriores. 82 En valor absoluto, se trata de la velocidad de ajuste de elasticidades de un año a otro. 81

83

Se trata de los test de student “t”, de los parámetros

ecp

y

?.

149

ii.2) Medidas remediables para autocorrelación Argentina, Brasil y Región. Se mantienen los comentarios efectuados en oportunidad de los cálculos para la energía final total, por tanto pasamos directamente a los cuadros resultados: Test sobre el error u(t) del modelo: Efinal/h84=k.eb(t-tr).(PBI/h)a(t-tk)

Región

Test ARCH

R Modelo 1 tr=2, tk=0

2

PF

2,57%

Test UnitRoot ADF R

2

ADF

55% 46% -2,3

RC-23 correlación HETERO Serial Test “B-G” 2

?/Pt

R

Prob R

0,567 4%

26%

14%

2

“D-W” “2 pasos”

PF

Pti

R

2

?

46% 7,6% 10% 99,3% 0,955

PF/Pt 0% 0%

Test sobre el error u(t) del modelo: Efinal/h=k.eb(t-tr).(PBI/h)a(t-tk)

Brasil

Test ARCH

R

2

PF

Modelo 1 tr=2, tk=0 3,6%

RC-24 correlación Test UnitRoot HETERO Serial ADF Test “B-G” R

2

ADF

47% 36% -2,2

2

?/Pt

R

0,542 5%

20%

“D-W” “2 pasos”

Prob R

2

PF

Pti

R

2

23%

51%

4%

10%

99%

?

PF/Pt

0,959

0% 0%

Test sobre el error u(t) del modelo: Efinal/h=k.eb(t-tr).(PBI/h)a(t-tk) RC-25 Argentina

Test ARCH

R Modelo 2 tr=2, tk=1

84

2

0%

Test UnitRoot ADF

correlación

Serial Test “B-G”

“D-W” “2 pasos”

HETERO

PF

R

ADF

?/Pt

R

2

Pro b

R

2

PF

Pti

R

?

PF/P t

91 %

46 %

-3,3

0,05 0%

24%

17%

46 %

15 %

51 %

95 %

0,9 5

0% 0%

2

Modelo general básico con rezagos “k” en la variable explicativa PIB, y “tr” en el término temporal.

2

150

Conclusiones sobre los resultados de test sobre el error u(t): o

Para Brasil y la Región la evidencia existente marca fuerte presencia de hetero, por tanto se buscarán por el método de los MCG la existencia de ponderadores adecuados y finalmente los parámetros válidos.

o

Para Argentina la evidencia existente marca que para el modelo 2 hay una notoria presencia de autorrelación de orden uno para el error. Por tanto podemos reformular el modelo mediante corrección estándar de la autocorrelación de orden 1, a efecto de recalcular las elasticidades e inferir su validez estadística razonable o no.

•

Reformulación final a efecto de eliminar la eventual correlación serial de orden 1 y el cálculo de los parámetros del modelo 2 argentino. Efinal/h=k.eb(t-2).(PBI/h)a(t-1)

RC-26 Cálculo correlación MCO al modelo: 85 serial de primer orden (Yt- ?.Yt-1)=c +a(Xt- ?.Xt-1)+b(t- ?(t-1))+v(t) ?. Con Yt=Ln(Efinal/h)t, Xt=Ln(PBI/h)(t-2) a=eLp/Pt

b /Pt

2

Método

?

R /PF

“D-W”

raíz Unitaria

0,048 0,804 / 0%

0,0208 / 0% 95% / 0%

1,37

“D-W, 2 pasos

0,949 0,419 / 5%

0,041 / 34% 36% / 5%

1,8

“D-W” “C-O” 7 itera

0,305 0,7183 / 0% 0,324 0,7124 / 0%

0,027 / 0% 92 % / 0% 1,52 0,0218 / 0% 92 % / 0% 1,53

Conclusiones finales remediables sobre autocorrelación del error u (t): o

o

Los resultados finales válidos según la evidencia presentada son los derivados de método iterativo “C-O”, tal lo adecuado a muestreos pequeños. En este caso reforzados por la coincidencia con los resultados del método de “D-W”. Los resultados del modelo remedial son los parámetros a y b remediables. Como resultado validatorio final, se marca la práctica coincidencia de los parámetros remediables con los del modelo original, es decir la incertidumbre del D-W=1,37 en realidad se transforma en confirmación de no autocorrelación del error en el caso del modelo original.

En resumen: El modelo original, convalidado con el remedial, es adecuado a efecto de proyectar la energía eléctrica Argentina como escenario referencia.

85

El valor de c en la corrida de método “C-O” fue

C=ln(k)*(1- ?)= 4,2368

151

•

Medidas remediables para “HETERO” aparente de Brasil y Región.

Luego de detectar presencia de HETERO en los modelos 1 de Brasil y Región, los modeladores remediables86 fueron corridos sucesivamente por el método de los MCG. Los resultados llevaron a quedarnos solamente, según el análisis estadístico correspondiente, con el supuesto de que VAR(ui)=k.u(t-tr)^2. Se presenta el resumen de la corrida correspondiente: Efinal/h=k.eb(t-2).(PBI/h)a(t) RC-27 Cálculo correlación MCO al modelo Yt/Wt=c/Wt+aXt/Wt+bt/Wt+v(t) serial de primer orden Con Yt=Ln(Efinal/h)t, Xt=Ln(PBI/h)(t) ?. Test MCG

87

Región Brasil

u(t-3) u(t-1)

Wt

2

a=eLp/Pt

b /Pt

R /PF

0,543 / 0,1% 0,631 / 0,2%

0,0249 / 0% 100 / 0% 0,0238 / 0% 100 / 0%

“D-W” 1,53 1,91

En resumen: El modelo 1 presenta resultados remediables medianamente aceptables para la región y aceptables para Brasil. Los valores de los parámetros calculados son prácticamente del orden de los calculados con el modelo original tanto en la elasticidad parcial PBI(a) como en la temporal (b). Asimismo tal como se expresó en páginas anteriores se analizará cointegración, a efecto de validar los modelos originales –con los parámetros recalculados-, así como también generar un modelo alternativo y de sustento final que junto a modelos remediables anteriormente calculados avalen cierto tipo de vínculo en el largo plazo entre la energía total y el PIB en Brasil y Región.

86

VAR(ui)=k´*Xi(t-k),Xi(t-k)^2, ui(t-k),ui^2(t-k),Y estimado(t-k) Wi corresponde al ponderador del método MCG, es decir wi=raiz(VAR(ui)) correspondiente. En nuestra corrida Wi=t(t-2)2*t(t-1). 87

152

ii.3) Cointegración y Modelo de Corrección de error Brasil y Región. En ambos casos el error es integrado de orden 2, por lo que por un lado valida el modelo original con los parámetros remediables calculados; y por otro lado se puede formular el modelo de componente de error.

D(Efinal/h,2) =ecpD(PIB,2)+?.D(ut-1)+vt RC-28 88

ecp

Brasil Región

0,415 0,264

Argentina

0,747

B

89

eLp

?

no existe 0,648 No 0,472 existe No 0,721 existe

90

-0,64 -0,56

R

2

91

“D-W”

40% 2,68 36% 2,6

-1,026 48% 1,99

t?

tecp

0% 0%

0,1% 0,4%

0,1% 0%

En resumen: 2

Si bien el R es bajo, es estadísticamente significativo. El signo de las elasticidades de corto plazo es adecuado según la teoría y menor a las de largo plazo del modelo original. Siendo los valores de estas última del orden de los calculados en el modelo de componente de error, lo que refuerza la validación de los primeros.

88

Elasticidades de corto plazo del modelo de corrección de errores. Se tratan de las elasticidades parciales de largo plazo respecto del PBI, derivadas del modelo original calculado en hojas anteriores. 90 En valor absoluto, se trata de la velocidad de ajuste de elasticidades de un año a otro. 89

91

Se trata de los test de student “t”, de los parámetros

ecp

y

?.

153

iii)

La energía del GN final Argentino.

Al igual que en los modelos temporales, en el caso de GN se buscan relaciones directamente entre el GN consumido directo en el mercado interno (es decir no se computan las exportaciones ni las transformaciones a otras formas energéticas) y el ingreso medio. Luego de analizar los modelos típicos, el mejor modelo es el logarítmico a continuación resumido: Yt=EfGN=k+ bt +a.Ln(PBI)t RC-29 2

Argentina

k

A

b

R

Modelo 1

-25958

3760

440,6 98

“D-W” 1,59

Rezago s tr tk 2 1

A diferencia de todos lo modelos hasta ahora analizados, en este caso la elasticidad total igual a la parcial mas la temporal, depende de la variable dependiente en cada instante de tiempo92. Por tanto podemos hablar de una elasticidad media93 total gn-ingreso, dando los siguientes resultados: RC-30 Argentina

a media

Modelo 1

0,366

b Media 0,0428

Claro está que estas elasticidades medias, son de corto plazo dado que el valor medios de la variable dependiente de hecho aumentara continuamente. En resumen: Es prudente dada la potencia del modelo 1, utilizar a efecto de las proyecciones del GN Argentino consumido interno. Al que posteriormente se le debe adicionar lo transformado en Centrales Térmicas a efecto de estimar las necesidades totales de GN y poder inferir reservas y saldos exportables, a sí como año límite de necesidad de nuevas reservas operativas. 6

3

Proyección GN interno Argentino YGNt (10 m ) RC-31 Argentina

YGNt=-25958+440,6(t-2)+3760.Ln(PIBh)t-1

Modelo 1

92 93

(etot)t=a/Yt + [b/r(PBI)]/Yt (etot)media= a/Ymedio + [b/r(PBaI)]/ Ymedio, con Ymedio=10287,1 millones de m3

154

d) Análisis Econométrico de Modelos Autorregresivos y Rezagos Distribuidos Se presentan los resultados de las mejores simulaciones de modelos Autorregresivos y de Rezagos94 en los términos del ingreso medio, donde en todos los casos el test “F” da probabilidades de error tipo I menores al 1%. Marcamos el hecho especial que el test de “D-W” no es aplicable a los modelos autorregresivos, por tanto se controla la autocorrelación con el test de “B-G”95 indicando 2 simplemente si existe evidencia a favor de la correlación es decir (R alto y PF bajo) y significación en el parámetro de correlación. También se indica que se utilizaron el método de las variables instrumentales para lidiar con los problemas propios de estos métodos (apéndice IIe). Modelos Autorregresivos 97 Modelos de Rezagos

96

Yt=k+aXt+ (1-?).Y(t-1) Yt=k+a1X(t-1)+ a2X(t-2)+… aiX(t-i).

Energía Final Total. Modelo Autorregresivo

Brasil Argentina Uruguay

k -3,02 -1,90 -1,83

RC-32 a ? 0,520 0,169 0,587 0,446 0,444 0,277

R2 97 96 98

a-lp 3,08 1,32 1,60

B-G Ok, hetero Ok Ok, hetero

Energía Final Total. Modelo rezagado

Brasil Argentina Uruguay

K -0,30 -3,16 -2,87

RC-33 a1 0,353 0,8305 0,527

i 3 3 3

2

a,tot 0,879 1,185 1,137

R 96 93 96

D-W 2,01; hetero 2,06 2,06

Energía Eléctrica Final. Modelo Autorregresivo

Brasil Argentina Uruguay

k -1,01 -3,26 0,82

RC-34 A 0,22 0,493 0,152

? 0,0974 0,1276 0,05

2

a-lp 2,259 3,86 3,04

R 99 96 99

B-G Ok Ok Ok

Energía Eléctrica Final. Modelo rezagado

Brasil Argentina Uruguay

k 5,51 0,71 -4,99

RC-35 a1 0,261 0,427 0,9179

i 2 2 4

a,tot 0,269 0,833 1,516

R2 99 97 98

94

D-W 1,42 1,8 2,3

Se simularon hasta 5 rezagos, siendo los cambios básicos hasta el tercer orden. Si la muestra fuera buena puede sumarse el test h de Durban. Se indica “Ok” en el cuadro si no existe correlación estadísticamente aceptada luego de analizar el test “B-G” y correlogramas varios. 95

96 97

?).

Donde elasticidad de corto plazo=a, elasticidad de largo plazo =a/abs(

Donde elasticidad de corto plazo=a1, elasticidad de largo plazo=a1+a2+………+ai.

155

•

Resumen de modelos regionales causales válidos primariamente

i) Energía Comercial Final Total. Resumimos los modelos causales que según la base estadística y conceptual económica es razonable utilizar, a efecto de proyectar los consumos de energía final total comercial bajo el concepto de escenarios base o referencial. Para Argentina. Brasil y la Región los modelos son directamente los más potentes y consistentes; para Uruguay en cambio no fue posible establecer con facilidad un único modelo potente y consistente. Por lo que presentamos para Uruguay las mejores alternativas dentro de las regresiones originales (modelos 1 y 2), las remediables ante presencia de autocorrelación (modelo 2.1) y/o hetero (modelo 1.2) y luego el modelo derivado de ajuste parcial (modelos 1.3 y 2.3) derivado de la existencia de cointegración de las series fundamentales. Finalmente con las letras a y b presentamos los modelos válidos autorregresivos y rezagados.

•

Modelos para la proyección de consumo final de energía (kep/hab.). RC-36 e(E,PBI)/etotal(E,PBI)

Modelo ; t=1 en 1982 Yt=e

0,4+0,0132(t-2)

Yt=e

0,382+0,0158(t-2)

Yt=e

0,766+0,0057(t-2)

Modelo a

Yt=e

-1,9

Modelo b

Yt=e

-3,26

REGIÓN BRASIL

.(PBIh)(t-1)

0,75

0,752

.(PBIh)(t-1)

e=0,75; etot=0,75+0,0132/R(PBI)98 e=0,752; etot=0,752+0,0158/R(PBI)

R

2

DW

98

2,0

97

2,1

83

1,6

96

2,3 OK

97

1,8

74

1,35

99,9

1,46

52

1,38

93

0,99

92

1,32

46

1,1

96

1,9

ARGENTINA Modelo 1

.(PBIt)

.(PBIh)(t-1)

0,831

.(PBIt)

.(Y(t-1))

0,427

0,741

0,554

.(PBI(t-2))

0,406

e=0,741; etot=0,741+0,0057/R(PBI) ecp=0,831; elp=0,831/(1-0,554)=1,315 ecp=0,427; elp=0,831+0,406=0,8305

URUGUAY Modelo1

Yt=e-4,767-0,0125(t) .(PBIh)(t) 1,389

Modelo1.1

Yt=e3,47+0,0247(t) .(PBIh)(t) 0,3073

Modelo 1.3

Yt=ek`+b (t) .(PBIh)(t) 0,512

Modelo 2

Yt=e

0,129+0,0123(t-2)

Yt=e

5,649+0,024(t-2)

Modelo 2.3

Yt=e

k´+0,0128(t-2)

.(PBIh)(t-2)

Modelo b

Yt=e

-2,87

0,527

Modelo 2.1

98

.(PIB)(t-2)

0,0000x

.(PBIt)

0,749

.(PBIh)(t-2) 1,227

.(PBI(t-2))

0,61

e=1,389; etot=1,389-0,0125/R(PBI) e=0,307; etot=0,307+0,0247/R(PBI) e=0,512; etot=0,512+b/R(PBI) e=0,749; etot=0,749+0,0123/R(PBI) e=0,0000x; etot=0,0000x+0,024/R(PBI) e=1,227; etot=1,227+0,0128/R(PBI) ecp=0,527; elp=0,527+0,61=1,137

Se define razón del PBI como R(PBIh)=[d(PBIh)/dt] / PBIh.

156

•

Validación final estadística conceptual de Modelos a usar caso Uruguay

o

o

Si bien todos los R y parámetros son significativos estadísticamente, descartamos los modelos 1.3 y 2.3 por la explicación reducida (del orden del 50%) del comportamiento de la variable dependiente. La ineficiencia comprobada del modelo 2, dada la marcada autocorrelación. Los modelos restantes 1, 1.1 y 2.1 son, según test “D-W” de eficiencia no confirmada. Siendo la tendencia a mayor eficiencia del modelo 1.1. De estos modelos restantes la potencia de explicación es buena, siendo excelente en el caso del modelo 1.1. Validamos, con prudencia, la utilización del modelo 1.1 y el modelo b.

•

Validación según el conocimiento empírico en economía Energética

o o o

2

A tal efecto se adiciona el siguiente cuadro a efecto de remarcar los resultados sobresalientes en cuanto a la diferencia del peso del PBI solo respecto del término inercial, es decir el peso de la elasticidad parcial PBI “e” en la elasticidad total PBI “etot”. La simulación se basa en suponer un crecimiento medio del PBI a una tasa anual acumulativa (r), y finalmente desacoplando del 99 término habitantes se obtiene la tasa acumulativa anual (re) del crecimiento esperado de la energía. RC-37 Elasticidades Energía Final/h -PBI/h Tasa anual “e” “etot” acumulativa parcial total “r” 2% 0,741 1,558 3,5% 0,741 1,003 5% 0,741 0,898 2% 1,315 3,5% 1,315 5% 1,315 2% 0,8305 3,5% 0,8305 5% 0,8305 2% 0,752 4,710 3,5% 0,752 1,591 5% 0,752 1,225 1% 0,307 7,376 3% 0,307 1,370 5% 0,307 0,887 1% 1,137 3% 1,137 5% 1,137 PBI

Argentina Modelo 1 Modelo a

Modelo b

Brasil

Uruguay Modelo 1.1 Modelo b

99

Energía Final Tasa “re” de energía 2,39% 3,51% 4,62% 2,22% 4,19% 6,17% 1,88% 3,13% 4,37% 3,48% 4,62% 5,76% 3,23% 3,87% 4,51% 1,05% 3,32% 5,60%

Se puede demostrar que si la tasa de habitantes es menor al 10% anual, la tasa aproximada r(PBI/h)=r(PBI)r(habitantes). Del mismo modo r(Energía)=r(Energía/h)+r(habitantes)

157

En resumen: Se debe tener especial cuidado dado que estos modelos reflejan causalidad, pero en el pasado. Por tanto debemos ser consistentes en este caso de energía final (donde pesan mayoritariamente los combustibles en su conjunto) con el supuesto de si se mantendrían las estructuras productivas, las políticas energéticas sustitutivas internas y la capacidad de consumo de los sectores. Siempre en un contexto y apuesta al crecimiento, marcamos que Argentina y Brasil, presentarían lógica tendencia al manteniendo de su actual matriz económica por tanto se validarían la proyección del pasado reciente. Claro está que esta validez relativa, a efectos de nuestra tesis, es decir mirando desde Uruguay las grandes magnitudes es suficientemente consistente y adecuada. En concreto, a efectos de una prospectiva de referencia en el caso la energía total final se validan todos los modelos de Argentina es decir el 1, (a) y (b) que de hecho son similares y por tanto se auto sustentan. Dado que el modelo 1 nos permite diferenciar al menos 2 términos claves conceptualmente, que afectan la elasticidad total energía; es dicho modelo el finalmente adoptado para la energía final total de Argentina. Para Brasil se valida el único modelo final presentado, que coincidentemente con Argentina es el de elasticidad total desacoplada en 2 términos Para Uruguay los dos modelos, es decir el 1.1 y (b) arrojan resultados finales razonables, con alguna sobrevaloración de la tasa de energía para el modelo (b) al crecer la tasa del PBI por sobre el 3% anual. Por tanto y al igual que para Argentina, el modelo finalmente adoptado para la energía final total de Uruguay es el 1.1 Respecto a los reparos que implica la proyección de estructura productiva y modalidades de consumo en el caso uruguayo, es de orden marcar que el peso en el consumo es mayoritario en los sectores residencial y servicios tal lo presentado en la parte II (a ampliar en parte IV) de esta tesis; así como una marcada destrucción de la industria. Siendo el único camino (“la alternativa es tender a África”, y escapa a esta tesis...) plausible, dada la actual coyuntura financiera, que el PBI crezca y que sea productivo real (no lo que marcó el pasado reciente). En dicho caso el uso del modelo adoptado por si mismo no representa una alternativa posible de desarrollo. De todas maneras la “gran inercia” y composición del sistema energético Uruguayo, marcarían que por un plazo prudente mínimo de 4 a 8 años la tendencia estará dominada por la historia. Aún en el caso de los escenarios a formular (único camino) en el anexo 2 los que serán de muy lenta y plausible sustitución entre energéticos, como lentos serán los cambios hacia una producción nacional bruta que surja del una recuperación del sector industrial. Por tanto en el caso de Uruguay el modelo base referencial de prospectiva de la energía final, no tiene validez –al menos luego de 5 años- como propuesta alternativa por sí mismo (lo que sí pasa en Argentina y Brasil). Su utilidad radica en que es sobre su tendencia donde se planifiquen los escenarios sustentables para Uruguay, y por ende el cambio del rumbo.

158

ii) Energía Eléctrica Final Total. Manteniendo el mismo formato de presentación de resultados que para la energía final, pasamos a presentarlos resumidamente:

•

Modelos100 para la proyección de energía eléctrica final (kep/hab.).

RC-38

REGIÓN 1 REGIÓN 1.2 REGIÓN 1.3 BRASIL 1

Modelo;t=1 1980,81,82,83 o ep(E,PBI);etotal(E,PBI) 84 según retardo. 3,05+0,0273(t-2) 0,49 Yt=e .(PBIh)(t) e=0,49; etot= 0,49+0,0273/R(PBI) Yt=e 2,65 + 0,0249(t-2).(PBIh)(t) e=0,543; 0,543 etot= 0,543 + 0,0249/R(PBI) Yt=e Yt=e

k + b(t-2)

2,91+0,0279(t-2)

Yt=e BRASIL 1.2

.(PBIh)(t)

0,472

.(PBIh)(t)

0,516

.(PBIh)(t)

0,631

Yt=e k + b(t-2).(PBIh)(t) 0,648

BRASIL a

Yt=e-1,01.(PBIt)0,22.(Y(t-1))0,9026

ARGENTINA 1

Yt=e0,41 + 0,0217((t-2) .(PBIh)(t-1)

ARGENTINA 1.3

0,778

Yt=e

0,96 + 0,0218(t-2)

0,714

.(PBIh)(t-1)

Yt=e k + b(t-2).(PBIh)(t-1) 0,721 -3,26

.(PBIt)0,4925.(Y(t-

Yt=e 0,8725 1)) 0,71 0,427 Yt=e .(PBIt) .(PBI(tARGENTINA b 0,406 2)) 4,19 +0,0306(t-1) Yt=e .(PBIh)(t-1) ARGENTINA a

URUGUAY 1

URUGUAY 1.3

0,334

Yt=e

k + 0,03(t-2)

0,82

.(PBIh)(t)

.(PBIt)

0,152

URUGUAY a

Yt=e

URUGUAY b

Yt=e .(PBIt) 0,368 ... 2)) 0,2297 (PBI(t-4))

-4,99

100

2

101

DW

98

0,55

100

1,53

36

2,6

97

0,62

100

1,91

48

2,7

99

1,36 OK

95

1,37

92

1,53

48

1,99

99

1,36 OK

97

1,8

99

1,62

2,05 + 0,0238(t-2)

BRASIL 1.3

ARGENTINA 1.2

e=0,472; etot= 0,472 + b/R(PBI) e=0,516; etot=0,516+0,0279/R(PBI)

R

0,349

.(Y(t-1))

0,918

0,949

.(PBI(t-

e=0,631; etot= 0,631 + 0,0238/R(PBI) e=0,648; etot= 0,648 + b/R(PBI) ecp=0,22; elp=0,22/(1-0,9026)=2,259 e=0,778; etot=0,778+0,0217/R(PBI) e=0,713; etot= 0,713 +0 ,0218/R(PBI) e=0,721; etot= 0,721 + b/R(PBI) ecp=0,4925; elp=0,4925/(1-0,8725)=3,860 ecp=0,427; elp=0,427+0,406=0,833 e=0,334; etot=0,334 +0,0306/R(PBI) e=0,349; etot= 0,349 + 0,03/R(PBI) ecp=0,1516; elp=0,152/(1-0,949)=3,04 ecp=0,918; elp=0,918+0,368+0,2297=1,51 6

53,4 1,7 99

2,1 OK

96

1,9

Los 1.3 se tratan para todos los casos del modelo componente de error derivado del test de cointegración correspondiente. Los modelos 1.2 se tratan de las medidas remediables correspondientes que corresponden a MCG en el caso de Brasil y Región, y autocorrelación en Argentina. Luego los modelos 1,2 y 3 corresponden a los MCO sobre las series originales. Finalmente los Modelos a y b corresponden a autocorrelación y rezagos respectivamente. 101 Las celdas con “Ok” significa que el DW no es válido por ser un modelo autorregresivo, y se descarto autoccorrelación del error analizando “B-G”(podría ser test h de Durban pero el muestreo no es bueno)

159

•

Validación final estadística de Modelos de Energía Eléctrica

o

En el caso de Argentina, Brasil y Región, los modelos remediables 1.2 y el componente de error 1.3 confirman finalmente el modelo original. Es decir todos los modelos marcan el insesgamiento de los parámetros y confirman finalmente que las varianzas correspondientes no son sobre o sub estimadas de manera importante, tal la duda original marcada por el “D-W” del los modelos básicos 1. En concreto validamos los modelos 1.2 luego del análisis estadístico y doctrinario conceptual.

o

También para Brasil se valida el modelo a, así como para Argentina los modelos a y b

o

En el caso de Uruguay se confirma con el modelo 1.3 de componente de error, la bondad y potencia del modelo original 1. Asimismo los parámetros de largo plazo derivados de ambos modelos son del mismo orden. Validamos para Uruguay el modelo 1 y el modelo b luego del análisis estadístico y conceptual doctrinario.

160

•

Validación según el conocimiento empírico en economía Energética

A tal efecto se adiciona el siguiente cuadro para remarcar los resultados sobresalientes en cuanto a la diferencia del peso del PBI solo respecto del término inercia, es decir, el peso de la elasticidad parcial PBI “e” en la elasticidad total PBI “etot”. La simulación se basa en suponer 102 un crecimiento medio del PBI a una tasa anual acumulativa (r), y finalmente desacoplando del término habitantes se obtiene la tasa acumulativa anual (re) del crecimiento esperado de la energía eléctrica.

RC-39 Elasticidades Eng Elech.-PBIh Tasa anual “e” “etot” acumulativa parcial total “r” 2% 0,713 3,838 3,5% 0,713 1,715 5% 0,713 1,160 2% 3,86 3,5% 3,86 5% 3,86 2% 0,833 3,5% 0,833 5% 0,833 2% 0,631 6,593 3,5% 0,631 1,895 5% 0,631 1,343 2% 2,259 3,5% 2,259 5% 2,259 1% 0,334 9,092 3% 0,334 1,651 5% 0,334 1,132 1% 3,04 3,5% 3,04 5% 3,04 1% 1,516 3,5% 1,516 5% 1,516 PBI

Argentina Modelo 1.2 Modelo a

Modelo b

Brasil Modelo 1.2 Modelo a

Uruguay Modelo 1 Modelo a

Modelo b

102

Energía Eléctrica Tasa anual acumulativa “re” 3,99% 5,07% 6,16% 4,00% 9,79% 15,58% 1,88% 3,13% 4,38% 4,24% 5.20% 6,17% 2,50% 5,89% 9,28% 3,83% 4,53% 5,23% 1,72% 7,79% 13,87% 1,18% 4,21% 7,25%

Se usaron los mismos procedimientos marcados en el pie de página 65, así como crecimientos de población medios esperados para los países, UR=0,65%, ARG=1,33%, BRS=1,6%

161

En resumen: Se debe tener especial cuidado dado que estos modelos reflejan causalidad, pero en el pasado. Por tanto debemos ser consistentes en este caso de energía eléctrica final con el supuesto de si se mantendrían las estructuras de los sectores consumidores mayoritarios y especialmente en este caso la universalización del servicio. Siempre en un contexto de crecimiento, marcamos que es lógico suponer que Argentina y Brasil presentarían un manteniendo de su actual matriz productiva. Sumando el hecho de la no cobertura total de electricidad, estos dos aspectos validarían la proyección del pasado reciente. En tal sentido se concluye que los modelos 1.2 y (b) para Argentina, y los modelos 1.2 y (a) para Brasil son las mejores representación causales a efecto de prospectiva referencial de la electricidad final total. Por las mismas razones explicitadas para la energía final, se adoptan como modelos a usar los respectivos modelos (1.2) de Argentina y Brasil Pero en este caso de la electricidad, para Uruguay, siendo por un lado mayoritario el uso residencial y servicios, y por otro lado teniendo una cobertura prácticamente del 100%; el modelo que mejor refleja esto es el 1, debido los inconsistentes crecimientos dados por los valores de los modelos (a) y (b). Al igual que para la energía final, aún para el modelo 1, las tasas anuales acumulativas de energía (re) no marcarían lógica en la proyección del pasado en cuanto a la estructura productiva y especialmente al estadio de consumo residencial alcanzado de acuerdo a los ingresos medios. Con la apuesta al crecimiento posible, en la actual situación financiera, con crecimiento real productivo (no lo que marcó el pasado reciente), implicaría un crecimiento del sector industrial el que es minoritario respecto al residencial y servicios; por tanto, e independientemente de una planificación que apunte a sustituir usos industriales eléctricos por GN. No son lógicos a pesar de su validez estadística conceptual los crecimientos de energía obtenidos en el modelo 1 (óptimo causal seleccionado). Este crecimiento fue esencialmente dado por los sectores residencial y de servicios (incluye transporte), y la alternativa es un crecimiento productivo. Dada la inercia ya comentada y la crisis del período 1999-2003 es de esperar un retorno al consumo del sector residencialservicios para los próximos 5 años a tasas menores al 5,5 saturando paulatinamente para los próximos años dado el alto consumo residencial/hab. alcanzado ya en 1999. Por tanto en el caso de Uruguay el modelo base referencial de prospectiva de la energía eléctrica final, no tiene validez –al menos luego de 5 años- como propuesta alternativa por si mismo (lo que si pasa en Argentina y Brasil). Su utilidad radica, una vez más, en que es sobre su tendencia donde se planifiquen los escenarios sustentables de eficiencia energética para Uruguay, y por ende el cambio del rumbo.

162

iii) Energía Final de los Combustibles. Tal la metodología propuesta y expuesta al comienzo de la Parte III de esta tesis, se obtiene la energía final de los combustibles, como diferencia entre el desarrollo estimado de la economía del país es decir la energía final total y la evolución del energético referencia, es decir la energía eléctrica final total. RC-40 Formulaciones BRASIL

Et=e0,382+0,0158(t-2).(PBIh)(t-1) 0,752 - e 2,05 + 0,0238(t-2).(PBIh)(t) 0,631 R2=97; R2=100, Inicio serie en 1982 0,766+0,0057(t-2)

0,741

0,96 + 0,0218(t-2)

ARGENTINA

Yt=e .(PBIh)(t-1) R2=83; R2=92; t=1 en1982

URUGUAY

Yt=e .(PBIh)(t) - e 2 2 R =99,9; R =99; Inicio serie en 1981

3,47+0,0247(t)

0,3073

-e

4,19 +0,0306(t-1)

.(PBIh)(t-1)

.(PBIh)(t-1)

0,714

0,334

163

4.

RESUMEN FINAL DE MODELOS TENDENCIALES Y CAUSALES APTOS

Luego de quedarnos en las secciones anteriores con los mejores modelos tendenciales y causales para cada país en sus variables energía final y eléctrica, es el momento de “ponerlos sobre la misma mesa” a efecto de finalmente optar, hasta ahora, por la forma final en que se realizarán las prospectivas correspondientes a energías comerciales finales totales y a la energía eléctrica final total.

• La consistencia del pasado para ambos modelos. Independientemente de los cuidados sustantivos a tener en cuenta a la hora de prospecciones, ya remarcados en varias oportunidades en lo referente a la proyección del pasado suponiendo la permanencia de estructuras productivas de tendencias de cambios internos del sector energía (sustituciones, abastecimientos, etc.) y de aspectos culturales, aún no es consistente si quiera la mera proyección temporal de los modelos en cuestión. La inconsistencia radica en que si bien ambos modelos suponen las mismas tendencias estructurales productivas, energéticas y culturales; el modelo causal puede y debe sensibilizar la variable independiente es decir el PBI y explorar varios futuros posibles, en tanto que el tendencial no tiene forma de implementar estos cambios dado que depende únicamente del tiempo. Es decir también el modelo tendencial reproduciría el crecimiento medio del PBI en el pasado reciente explorado. Por tanto la comparación exploratoria de futuro de ambos modelos se realizará en primera instancia a la tasa que asegura al menos la consistencia sobre qué pasado proyectar, es decir debe ser el mismo para ambos modelos tanto en estructuras productivas, energéticas y culturales como en las variantes macroeconómicas (es decir a la tasa media de crecimiento del PBI del pasado reciente). En segunda instancia, tarea para el ítem siguiente de Escenarios Socio Económicos y Energéticos, a efectos de poder comparar ambos modelos ante la sensibilidad de las tasas de crecimiento anual del PBI se deberá ajustar el modelo tendencial ante esta nueva variante, al menos de manera “ad hoc”.

•

La consistencia de valores de consumo con el conocimiento histórico.

Otro factor ya mencionado, y utilizado como el primer filtro de modelos tendenciales, es el hecho de que los consumos unitarios de energía final y de electricidad son necesariamente asintóticos ante escenarios de progreso de los países en el camino del desarrollo, según la dirección y jurisprudencia “de la economía del bienestar”. Este hecho es confirmado por el conocimiento empírico en la materia Economía de la energía tanto temporalmente para un país como transversalmente, es decir diferentes países. Por tal razón, e independientemente de las consideraciones del punto anterior, es prudente a efecto de no sobreestimar los consumos (por ende, también la inversiones necesarias) el hecho de no perder de vista el comportamiento asintótico de la energía final y/o la electricidad luego de alcanzados determinados consumos unitarios referentes. Esta tarea se desarrollará en el ítem de escenarios, trabajando directamente sobre las tendencias finales adoptadas para los países y sus energías respectivas.

•

Tasas consistentes del “PBI” a efectos de la comparación de modelos.

País Brasil Argentina Uruguay

RC-41 Tasa acumulativa anual del PBI 2,03 % 2,10 % 2,45 %

164

Estas tasas son las representativas del crecimiento medio anual del PBI del pasado reciente y 103 por otro lado estables asintóticamente y estructuralmente en los últimos años. Por tanto son las mismas que utilizaremos a efecto de la proyección o exploración de futuros posibles. Es decir, supondremos un crecimiento anual de la economía para cada país y en los años a explorar igual a la del pasado reciente analizado. En las páginas siguientes se muestran finalmente, para cada país y energía (final, eléctrica o de combustibles), las proyecciones derivadas de los mejores modelos causal o tendencial finalmente adoptados. Como aditivo se presentan para Argentina los mismos resultados comparativos para el consumo de GN interno.

•

Uruguay-Energía Final Total. La potencia no confirmada de modelos

Es de especial atención, luego de test estadísticos y conceptual doctrinarios, que para el caso de Uruguay el mejor modelo no pudo descartar un eventual ruido no blanco104. Claro está, que en teoría esto puede deberse a la mala formulación del modelo, al faltante de variables explicativas, a la inconsistencia de datos o a una conjunción de todos. En esta sección III, de todas maneras, se resumirán y presentarán analítica y gráficamente los mejores modelos tendenciales y causales de los países; buscando especialmente mantener las hipótesis comunes de análisis para la región. En las secciones siguientes se intentará encontrar elementos nuevos de juicio a efectos de, concluir sobre la bondad y potencia de los modelos causales calculados de energía final de Uruguay o en su defecto proponer otros modelos sustitutos. En la misma dirección se podrán reconfirmar los excelentes resultados obtenidos en los modelos causales de electricidad de Uruguay.

103

La estabilidad estructural se puede observar corriendo en EViews la estabilidad estructural de parámetros (en particular la tasa de crecimiento) para los modelos tendenciales calculados a partir de MCO. 104 El estadístico “D-W”=1,46 y con una muestra de N=20

165

ENERGÍA COMERCIAL FINAL TOTAL (kep/hab.)

BRASIL RC-42 Formulación

Tasa anual acumulativa 2 R 105 media- Energía Final

Eht=e0,382+0,0158(t-2).(PBIh)(t-1) 0,752 Inicio serie en 1982

4,02 % aac

97

3,11 % aac

90,9

0,015t+6,357

TENDENCIAL

Eht=e Inicio serie en 1981

Gráfico 19

1800 Energia Comercial Final (Kep/hab)

1600 1400 1200 1000 800 600 400 80

85

90

95

00

05

10

15

20

25

Ycausal YTENDENCIAL YMEDIO

105

Se adoptó a efectos del cálculo de las tasas de energía, la tasa consistente del PBI de Brasil=2,025% anual acumulativo para los próximos 20 años.

166

ARGENTINA RC-43

TENDENCIAL

. Formulación

Tasa anual acumulativa 2 R 106 media- Energía Final

Yt=e0,576+0,0057(t-2) .(PBIh)(t-1) 0,741 Inicio serie en 1982

3,44 % aac

83

Y=e0,0096t+6,851 Inicio serie en 1981

2,29 % aac

45,6

Gráfico 20

2200 Energia Comercial Final (kep/hab)

2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 80

85

90 YCAUSAL

106

95

00

05

10

YTENDENCIAL

15

20

25

YMEDIO

Se adoptó a efectos del cálculo de las tasas de energía, la tasa consistente del PBI de Argentina=2,092% anual acumulativo para los próximos 20 años.

167

URUGUAY RC-44 Tasa anual acumulativa 2 R 107 media- Energía Final

Formulación 0,0175t+6,089

TENDENCIAL CAUSAL

Y=e 2,42 % aac Inicio serie en 1981 Yt=e3,47+0,0247(t) .(PBIh)(t) 5,93 % aac 0,3073 Inicio serie en 1980

55,6 99,9

Gráfico 21

1400 Energia Comercial Final (kep/hab)

1200 1000 800 600 400 200 80

85

90 YCAUSAL

107

95

00

05

10

YTENDENCIAL

15

20

25

YMEDIO

Se adoptó a efectos del cálculo de las tasas de energía, la tasa consistente del PBI de Uruguay=2,45% anual acumulativo para los próximos 20 años.

168

ENERGÍA ELÉCTRICA FINAL TOTAL (Kwh./hab.) BRASIL RC-45 Tasa anual acumulativa 2 R media- Energía Final108

Formulación

2,05 + 0,0238(t-2)

Yt=e .(PBIh)(t) Inicio serie en 1982

0,631

Y=e6,784.t 0,2253 Inicio serie en 1981

TENDENCIAL

4,29 % aac

100

2,38 % aac

93,5

Gráfico 22

5000 Energia Electrica Final (kwh/hab)

4000

3000

2000

1000

0 80

85

90 YCAUSAL

108

Tasa del PBI=2,025 % aac.

95

00

05

10

YTENDENCIAL

15

20 YMEDIO

25

169

ARGENTINA RC-46

TENDENCIAL

Formulación

Tasa anual acumulativa 2 R media- Energía Final

Yt=e0,96 + 0,0218(t-2).(PBIh)(t-1) 0,714 Inicio serie en 1982

4,61 % aac

92

Y=e6,892.t 0,1605 Inicio serie en 1981

1,89 % aac

64,1

Gráfico 23

5000 Energia Electrica Final (kwh/hab)

4000

3000

2000

1000

0 80

85

90 YCAUSAL

95

00

05

10

YTENDENCIAL

15

20 YMEDIO

25

170

URUGUAY RC-47 Yt=e4,19 +0,0306(t-1) .(PBIh)(t- 6,97 % aac 1) 0,334 Inicio serie en 1982 Yt=e6,699.t 0,2182 1,41 % aac Inicio serie en 1981

CAUSAL

TENDENCIAL

99 75,8

Gráfico 24

5000 Energia Electrica Final (kep/hab)

4000

3000

2000

1000

0 80

85

90 YCAUSAL

95

00

05

10

YTENDENCIAL

15

20 YMEDIO

25

171

ENERGÍA DE COMBUSTIBLES FINAL TOTAL (kep/hab.) BRASIL RC-48 109

CAUSAL TENDENCIAL

Formulación

Tasa

Et=e0,382+0,0158(t-2).(PBIh)(t-1) 0,752 –k.e 2,05 + 0,0238(t-2).(PBIh)(t) 0,631 2 2 R =97; R =100; Inicio serie en 1982 0,017t+6,357 Yt= e - k.e6,784.(t) 0,2253 2 2 R =90,9%; R =93,5%; Inicio serie en 1982

2,84 % aac 1,84 % aac

Gráfico 25

1400 Energia de Combustibles (kep/hab)

1200

1000

800

600

400 80

85

90

95

00

05

10

COMB_CAUSAL COMB_TENDENCIAL COMB_MEDIO

109

Se adoptó a efectos de comparación la del PBI = 2,025% aac.

15

20

25

172

ARGENTINA RC-49 Total

Tasa

Formulación 0,766+0,0057(t-2)

CAUSAL TENDENCIA

0,741

0,96 + 0,0218(t-2)

Yt=e .(PBIh)(t-1) – k.e R2=83; R2=92; Inicio serie en 1982 6,892 0,1605 Yt=939+10,31t –k.e .(t) 2 2 R =46,6%; R =64,1%; Inicio serie en 1982

.(PBIh)(t-1)

0,714

2,12% aac 0,81 % aac

GN (109m3) Tendencial CAUSAL

Ygnt=4777,5 + 478,6.t R2=97,93; Inicio serie en 1980 YGNt=-25958+440,6(t-2)+3760.Ln(PIBh)t-1 R2=98%, Inicio serie en 1982

2,19 % aac 2,32 % aac

Gráfico 26-A 2200 Energia de Combustibles (kep/hab)

2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 80

85

90

95

00

05

10

15

20

25

COMB_CAUSAL COMB_TENDENCIAL COMB_MEDIO

Gráfico 26-B 30000 Energia del GN (millones de m^3)

25000

20000

15000

10000

5000 80

85

90

95

GN_CAUSAL

00

05

10

GN_TENDENCIAL

15

20

25

GN_MEDIO

173

URUGUAY RC-50

CAUSAL TENDENCIA

Formulación

Tasa

Yt=e3,47+0,0247(t) .(PBIh)(t) 0,3073- k.e4,19 +0,0306(t-1) .(PBIh)(t-1) 0,334 2 2 R =99,9; R =99; Inicio serie en 1981 Yt=435+ 9,31t –k.e6,699.(t) 0,2182 R2=56,2%; R2=75,8% , Inicio serie en 1982

2,89% aac 1,32 % aac

Obs: k=0,086 kep/kwh

Gráfico 27

1000 Energia de Combustibles (kep/hab)

800

600

400

200 80

85

90

95

00

05

10

COMB_CAUSAL COMB_TENDENCIAL COMB_MEDIO

15

20

25

174

5.

ESTUDIOS ADICIONALES PARA URUGUAY

Tal como se mencionó en la sección anterior, buscaremos tener más elementos de juicio para explicar especialmente el comportamiento de la energía final y por tanto su vínculo de causalidad con otras variables. La problemática específica constatada de los modelos Energía-PBI-Inercia110 de Uruguay en grandes rasgos se puede resumir en: a- La no confirmación en general de no autocorrelación para los modelos. b- Sensibilidad fuerte a resultados con rezagos de las variable PBI y tiempo: b.1- Variabilidad fuerte del valor absoluto de parámetros “a y b”. b.2- Cambio del signo del parámetro inercial “b”. c- La inconsistencia entre el modelo estático y el dinámico de ajuste parcial. Partiremos de la base teórica que el modelo propuesto para el agregado energético, es decir energía final total, solo puedo haber omitido alguna variable representativa de los precios medios al consumo y producción o alguna variable zonal de importancia en lo geográfico, cultural o climático. En general en el caso especial del producto energía, agregado o no, el peso del precio medio al consumo (o precio específico al energético desagregado), independiente de su correlación eventual, no modifica111 el comportamiento de la energía final (o particular) dado el mayor peso 112 del ingreso medio. Es decir la elasticidad precio es sensiblemente menor a la de ingreso; lo que hace insignificante el efecto sobre la energía, aún ante cambios de precios medios anuales del orden de 2 o 3 veces el del ingreso medio. En el caso de Uruguay con un relieve uniforme y plano, temperaturas uniformes y medias en todo el país, no existen características especiales como para incorporar estas variables como explicativas de la variabilidad anual del consumo energético, especialmente en un estudio a largo plazo. Por último las culturales, que marcan de manera notoria ciertas características de la concepción económica y en particular energética de la sociedad Uruguaya, no influyen al igual que las anteriores en la variabilidad anual de la energía, en todo caso refuerzan el concepto de inercia claramente arraigado en esta nación. Nos queda por tanto una investigación sobre los datos, especialmente los económicos, el ingreso medio, dada su presentación en dólares y lo que esto implica en el caso de consumos mayoritarios residenciales y de servicios. Es decir, ¿tiene sentido representar en este caso el ingreso medio en dólares? 113 Sumando otra situación de fuente de error eventual, la tasa de cambio de divisas, que en el caso de Uruguay mantuvo una característica de notoria devaluación en los últimos 20 años.

110

Ver sección III, cálculo de modelos para Uruguay Por las características de este producto, en realidad en general el uso se torna inelástico al precio. así como en caso de sustituciones la variable decisoria no es el precio de los energéticos en carrera, si no el de los aparatos de utilización 112 En general a nivel mundial la elasticidad ingreso de la energía es en módulo más de 10 veces superior a la elasticidad precio de la energía. 113 El PBI anual en USD, saldría de un promedio ponderado mensual al cambio de fin de mes 111

175

En resumen: Es prudente para Uruguay adicionar análisis a efectos de comparar los resultados finales con los modelos ya presentados, especialmente la energía final total como: a- Serie del Ingreso medio en moneda nacional. b- Confirmación de elasticidades precios no influyentes. c- Estabilidad Estructural de Parámetros d- La energía residencial eléctrica. e- El período 1965-2001 respecto del 1980-2001

La forma de análisis será como hasta ahora, es decir, realizar las correspondientes corridas econométricas tanto para la energía final total como para la electricidad, incorporando los cambios propuestos. Dependiendo del caso se intentarán modelos remediables correspondientes y finalmente la existencia de cointegración.

176

a) Diferencias entre el PBI en USD

114

y en $U

Presentamos a continuación y de manera de poder comparar directamente dos aspectos, el primero el PBI en USD en el mismo período de análisis utilizado en la sección anterior; el segundo ampliando el período a 36 años. Primero que nada es de orden marcar una diferencia sustantiva de las corridas en $U, los rezagos tanto en el PBI como en el tiempo son todos descartados dadas las bajas significaciones de los parámetros que acompañan las variables explicativas e inclusive caídas 2 en los respectivos R . Por tanto quedan fuera de comparación los modelos “2” de rezagos y sus derivados, calculados y primariamente validados en la sección anterior para energía final de Uruguay.

Energía Comercial Final Total: RC-51 PBI en USD PBI en $U 1980-1999 1980-1999 a b R2 Dw a b R2 115 1,389 -0,0125 74 1,35 0,904 -0,0084 88 Modelo 1 0,307 0,0247 100 1,46 0,467 0,0278* 97 Modelo 1.1 0,512 52 1,38 0,814 62 Modelo 1.3 116 0,527 1,137 96 1,9 0,539 0,695* 96 Modelo b

dw

1965-2001 a b

R2

dw

0,65

0,948

-0,0117

74

0,49

2,6 2,3 1,8

0,646 0,594 0,569

-0,0062 0,7277*

91 57 91

1,69 2,2 1,8

*No significativo, error tipo I de test “t” mayor 10%

Electricidad Final Total: PBI en USD 1890-1999 a b R2 0,334 0,0306 99 Modelo 1 0,349 0,03 54 Modelo 1.3 0,918 1,516 96 Modelo b 117 0,1516 3,04 99 Modelo a

dw

RC-52 PBI en $U 1980-1999 A b

R2

dw

1965-2001 a b

R2

dw

1,62 1,7 1,9

0,375 0,391 0,125*

0,0277 0,032 0,425*

99 38 98

1,61 2,2 2,7

0,324 0,471 0,143*

0,030 0,526*

99 34 99

2,1 2,1 2,8

OK

0,859

1,157

98

ok

0,856

1,243

99

ok

Conclusiones: Energía Final Total i.Existe coherencia en general en cuanto a la magnitud y signo de los parámetros en juego. Siendo el aspecto fundamental el de que el modelo remediable 1.1 y el modelo 1.3, para el uso del PBI en $U, levantan el problema de ruido no blanco. iiPara el modelo remediable del básico (1.1) se marca un aumento del parámetro “a”, así como el parámetro “b” mantiene el mismo orden de valor pequeño y signo. iiiEl modelo “b”, en escaso PBI en $U arrojan elasticidades totales de largo plazo menores a las del cálculo PBI en USD, lo que solucionaría el hecho de su descarte final por tasas de crecimiento de energía ilógicamente elevadas.

114

Las corridas EViews se encuentran en el apéndice IIf. El modelo 1 es el base energía-PBI-inercia, el modelo 1.1 es el remediable de ruido correlacionado, el modelo 1.2 remediable MCG y el modelo 3 es el derivado de cointegración, el modelo a es el de ajuste parcial y finalmente el modelo b es el de rezagos distribuidos. 116 En este caso el significado de las celdas a y b, son: a=ecp, b=elp, es decir elasticidades de corto y largo plazo respectivamente. 117 En este caso el significado de las celdas a y b, son: a=ecp, b=elp, es decir elasticidades de corto y largo plazo respectivamente. 115

177

ivEl tener información fidedigna en $U desde el año 1965 nos permite ver la total coherencia del proceso histórico con el de los últimos 20 años, marcado por la leve variación de todos los parámetros y test. Claro está que esto último, apunta posteriormente al análisis de cambios estructurales.

Electricidad iSe destaca la total coincidencia para los modelos 1 y 1.3, para ambos PBI, lo que valida definitivamente los parámetros “a” y “b” de dicho modelo causal-inercial. iiPara los modelos “a” y “b” se destaca la disminución notoria de las elasticidades de largo plazo, hecho que llevó a descartar dichos modelos en la sección anterior. iiiAl igual que para la energía final, el período 1965-2001, marca total consistencia en cuanto variabilidad de valores de parámetros y test con los últimos 20 años. Otro tema es explicar cuales fueron los cambios que provocaron dichas variaciones.

En resumen: La evidencia marcaría que los valores del PBI en USD, estarían distorsionando118 de manera importante los resultados de las simulaciones para la energía final total y parcialmente para la electricidad. El hecho de contar con una serie desde el año 1965 termina de convalidar los resultados del uso del PBI en $U, dada la consistencia de los parámetros y test respectivos para las corridas del período 1965-2001 y para los últimos 20 años. Por tanto es prudente para el caso de Uruguay el uso del PBI en $U y reformular, especialmente para la energía final, la validación de modelos a usar. También es de orden marcar el hecho de que para la electricidad, se terminó de consolidar la potencia y bondad del modelo causal-inercial, al coincidir prácticamente los valores de los parámetros “a” y “b” de las corridas del PBI en USD y PBI en $ para el período de análisis y también para período 1965-2001. Un punto importante es en el caso de energía final es el parámetro inercial “b”, es que siendo pequeño no es consistentemente positivo o negativo. En particular si miramos la historia en promedio es negativo, pero si miramos los últimos años es positivo. Es prudente antes de asignarle contenido conceptual, buscar evidencia de cambio estructural entrados los 80 o en su defecto chequear la influencia de la variable precios medios.

118

La búsqueda de una explicación sólida conceptual del por qué de este fenómeno observado escapa al tiempo de esta tesis y puede tener origen en múltiples factores. Desde simple manipulación de datos, la variabilidad del tipo cambio o hasta inconsistencia de lo representado por el modelo para el caso uruguayo.

178

•

Validación según el conocimiento empírico en Economía energética Energía comercial Final Total RC- 53 PBI Elasticidades Energía Final.-PBIh Uruguay Tasa anual “e” “etot” acumulativa parcial total “r” 1% 0,467 3,261 Modelo 1.1 3% 0,467 1,408 5% 0,467 1,037 Modelo 1.3 1% 0,814 3,608 3% 0,814 1,755 5% 0,814 1,384 Modelo b 1% 0,695 3% 0,695 5% 0,695

Energía Eléctrica Tasa anual acumulativa “re” 5,66% 7,14% 8,63% 6,20% 8.75% 11,29% 1,72% 3,86% 6,00%

Electricidad Final Total RC-54 PBI Elasticidades Energía Elech.-PBIh Uruguay Tasa anual “e” “etot” acumulativa parcial total “r” 1% 0,375 3,159 Modelo 1 3% 0,375 1,312 5% 0,375 0,943 1% 0,425 Modelo b 3% 0,425 5% 0,425 1% 1,157 Modelo a 3% 1,157 5% 1,157

Energía Eléctrica Tasa anual acumulativa “re” 5,51% 6,06% 7,09% 1,30% 2,61% 3,92% 2,43% 5,99% 9,55%

Resumen y conclusiones: Al igual que en la sección 3, y según las tasas lógicas para nuestro estadio de desarrollo y consumo; así como a las consideraciones sobre el término inercial de los modelos 1 y 1 .1 optamos finalmente por: Energía Final: Modelos “1.1 y a”, debiendo chequear formalmente la estabilidad estructural del parámetro inercial a efecto de las consideraciones del modelo 1.1. Energía Eléctrica: El modelo 1.1

179

b) Elasticidades Precio y su influencia en el término inercial. Presentamos a continuación el análisis de la influencia adicional del precio a los modelos base y sus eventuales modelos remediables. Para la energía final al ser un agregado, y teniendo en cuenta la información disponible, se utiliza el índice de precios al consumo IPC. Para la energía eléctrica, se utiliza el precio promedio de la electricidad para el período 19801999 y el IPC para el período 1965-2001. a

bt

Modelo Energía=k.(PBI) .e .(Pr)

ep

Energía Comercial Final Total RC-55 PBI en $U 1980-1999 1965-2001 a b ep R2 dw a b ep R2 Modelo 1 0,015 0,008 0,938 -0,054 93 1,1 1,003 -0,045 81 9 * Modelo 1.1 0.005 0,498 0,023 97 2,6 0,693 91 0,019* * 0,030* *1980-99, Modelo 1.1: Pt(b)=5%, Pt(ep)=54% *1965-2001: Modelo 1.1 : Pt(b)=55%, Pt(ep)=17%, Modelo 1: Pt(b)=19%

Electricidad Final Total PBI en $U 1980-1999 2 a b Ep R Modelo 1 0,044 0,399 99 Pr=IPC 5 0.037 Modelo1 0,046 0,342 99 Pr=Tarifa 5 0,041

Dw 0,67 1,76

RC-56

dw 2,4

1965-2001 A b

2

ep R 0,374 0,043 99 0,030

Dw 2,0

2,65

Conclusiones: Energía Final Total: i-Los signos del parámetro que acompaña la variable precios, son consistentes con el cuerpo doctrinario. ii-La evidencia estadística habla de que en promedio, a lo largo de los últimos 36 años, la elasticidad precios al consumo han sido más significativas estadísticamente que la elasticidad inercial (sea por factores inerciales o estructurales) respecto de la energía total. iii-En los últimos 20 años se revierte dicho promedio, pasando a segundo plano la elasticidad precio agregado de la energía agregada. iv-Deberían tomarse reparos a la hora de conceptualizar el valor del “b”, dado que durante muchos períodos de tiempo su significancia estadística promedio fue pobre y por otro lado podría estar representando en realidad la elasticidad precio, dado que ésta es del mismo orden y negativa. Respecto al valor a usar en los modelos correspondientes, es de orden recoger los valores del período de los últimos 20 años; claro está sería bueno adicionarle un estudio de estabilidad estructural (el próximo ítem toca este tema). v-Se constata la práctica inelasticidad de la energía final total respeto al índice de precio en toda la historia seriada (desde 1965 a la fecha).

180

Electricidad: i-Signos de la elasticidad precio consistente con la teoría. ii- Estabilidad histórica incambiada de los valores de las elasticidades precio e inerciales de la energía eléctrica. Siendo prácticamente iguales en módulo. iii-El IPC representa la variación exacta de los precios medios de la tarifa eléctrica , resultado de comparar para el período último las corridas correspondientes. iv-El adicionar el precio, no afecta en lo mínimo la potencia del modelo y no provoca cambios mayores en los valores del termino “b” calculado en hojas anteriores. v- Se constata una manifiesta inelasticidad de la electricidad respecto al precio de la misma o lo que es mejor al índice de precios al consumo (que adiciona los aparatos de utilización).

En Resumen: Para la Energía Final, no existe evidencia de que el término “b” inercial refleje solo y adecuadamente la conceptualización de la inercia del sistema agregado o cambios estructurales en lo económico-energético. La evidencia estadística marca que en muchos períodos puede estar representando conjuntamente lo definido conceptualmente más la influencia de los precios medios al consumo sobre el consumo energético agregado. Para la Electricidad, se valida una vez más la potencia y solidez de los modelos calculados, marcando que el término “b” es estable y efectivamente refleja la inercia del sistema así como temas estructurales o de abastecimiento. Por último se marca, la necesidad de contar con un análisis de estabilidad estructural de parámetros, especialmente para la energía final, a efecto de consolidar definitivamente los modelos validados hasta el momento

181

c) Estabilidad Estructural. Se pretende en este apartado dar un sustento definitivo a las consideraciones vertidas en las páginas anteriores respecto a un eventual cambio estructural notorio en las significancias de algunos parámetros en el entrono de los años 80. Especialmente lo referente al término inercial del modelo de energía final y su confusión histórica con la elasticidad precio medio. En el mismo sentido se pretende confirmar la estabilidad histórica de los parámetros del modelo de electricidad y de las elasticidades precio correspondiente. Presentamos a continuación los resultados gráficos de la influencia del cambio del muestreo, adicionando años sucesivamente, en los parámetros de los modelos correspondientes presentados 119

Energía Final Total. Modelo Efh

a

bt

ep

=k.PBI .e . (Precio)

Gráfico 28 1.6

0.10 0.08

1.2 0.06 0.8

0.04 0.02

0.4

0.00 0.0 -0.02 -0.4

-0.04 75

80

85

90

Recursive C(1) Estimates

95

00

± 2 S.E.

80

85

90

Recursive C(2) Estimates

0.10

6

0.05

5

0.00

4

-0.05

3

-0.10

2

-0.15

1

-0.20

95

00

± 2 S.E.

0 75

80

85

90

Recursive C(3) Estimates

119

75

95

00

± 2 S.E.

La nomenclatura del soft EViews, es C(1)=a, C(2)=b, C(3)=ep, C(4)=Ln(k)

75

80

85

90

Recursive C(4) Estimates

95

00

± 2 S.E.

182 120

Energía Final Total. Modelo Efh

a

=k.PBI .e

bt

Gráfico 29 2.0

1.5

1.0

0.5

0.0

-0.5 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 Recursive C(1) Estimates

± 2 S.E.

0.02

0.01

0.00

-0.01

-0.02 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 Recursive C(2) Estimates

± 2 S.E.

8

6

4

2

0

-2 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 Recursive C(3) Estimates

120

La nomenclatura del soft EViews, es C(1)=a, C(2)=b, C(3)=Ln(k)

± 2 S.E.

183

Gráfico 30. Energía Eléctrica. Modelo Eelech 3

121

a

bt

ep

=k.PBI .e . (Precio) .

0.15

0.10

2

0.05 1 0.00 0

-0.05

-1

-0.10 75

80

85

90

Recursive C(1) Estimates

95

00

75

± 2 S.E.

80

85

90

Recursive C(2) Estimates

0.2

95

00

± 2 S.E.

6 4

0.1 2 0.0

0 -2

-0.1 -4 -0.2

-6 75

80

85

90

Recursive C(3) Estimates

95

00

75

± 2 S.E.

80

85

90

Recursive C(4) Estimates

95

Gráfico 31. Energía Eléctrica. Modelo Eelech122=k.PBIa.ebt 2.0

6 4

1.5

2 1.0 0 0.5 -2 0.0

-4

-0.5

-6 75

80

85

90

Recursive C(1) Estimates

95

00

± 2 S.E.

75

80

0.04

0.03

0.02

0.01

0.00 80

85

90

Recursive C(2) Estimates

121 122

95

90

Recursive C(3) Estimates

0.05

75

85

00

± 2 S.E.

La nomenclatura del soft EViews, es C(1)=a, C(2)=b, C(3)=ep, C(4)=Ln(k) La nomenclatura del soft EViews, es C(1)=a, C(2)=b, C(3)=Ln(k)

00

± 2 S.E.

95 ± 2 S.E.

00

184

Resumen y conclusiones, temática estructural: Se confirma de manera insoslayable el cambio estructural, intuido de acuerdo al conocimiento empírico en el área, iniciado en los años 1981 y 1982. Por lo que el supuesto básico desde el comienzo de esta tesis de tomar desde el año 1980 como inicio de las series, queda definitivamente laudado. Conclusiones a los resultados particulares, marcamos que: i- La elasticidad parcial de largo plazo del PBI, es decir el término “a”, es estructuralmente estable luego del año 1981 para la energía final y para la electricidad. Con la diferencia no menor de que en el caso de la electricidad el valor es levemente menor al histórico desde 1965, y en la energía final el cambio estructural es notorio. ii- La elasticidad parcial temporal de largo plazo, es decir el termino “b”, es estructuralmente estable para la electricidad desde los años 1980. iii- La elasticidad parcial temporal de largo plazo de la energía final total, es decir el término “b”, presenta cambios estructurales luego del año 1981; pero presenta resultados no confirmatorios de su estabilidad, valor y signo. En particular es dependiente de la adición o no de la variable precios medios; si ésta es adicionada la tendencia es inestable en tendencia y en signo, de lo contrario presenta un resultado de estabilidad en tendencia y en un valor negativo. iv- Lo marcado anteriormente, no invalida el uso del modelo último123 con “a” y “b” estables estructuralmente, solo marca el cuidado ante la tentación rápida de querer darle un significado conceptual a este término inercial “b” en el caso de la energía agregada.

En resumen:

•

Validación definitiva del análisis a partir de los años 80 en adelante.

•

Confirmación del uso del modelo 1, para electricidad, a efecto de la prospectiva referencial; donde los coeficientes, elasticidades, que acompañan las variables explicativas son estables e insesgados respecto a las variantes de modelos corridas.

•

Validación del uso de los modelos 1.1 y b, para la energía final, a efecto de basar la prospectiva referencial. Se optó finalmente por dos modelos dado que, si bien la potencia y bondad de estos son aceptables, se marca la no confirmación conceptual del parámetro 124 inercial del modelo 1.1. En tal sentido el modelo b, con elasticidad única, da un comparativo referencial de importancia.

123

El agregado del precio medio, no afecta la potencia, el R2, del modelo; sí modifica la significancia de lo parámetros correspondientes al precio y al tiempo. 124 Es posible tentarse a asignarle contenido conceptual parámetro “b” arrojado del modelo 1.1, con cierto apoyo evidencial; pero las dudas que arroja el comportamiento en la medida que se adiciona la variable explicativa precio medio son grandes. Así mismo dos fenómenos contrarios a signo de “b” marcaron la década de los 80, la mejora del abastecimiento y la eficiencia energética por sustitución de kero.

185

d) La Tendencia Histórica 1965-2001. Es prudente completar este anexo con el modelo tendencial histórico de la evolución de la energía final total y de la electricidad final. Los resultados para los mejores modelos de ambas energía fueron: E=k.ebt; E=k.tb RC-57 Uruguay Exponencial

Potencial

B

R

2

dw

b

R

2

dw

Energía Final

0,003

85

2,0

0,115

85

2,0

Energía Eléctrica

0,036

99

1,87

1,764

99

2,0

Claro está que estos resultados no tienen validez alguna en cuanto a las proyecciones a efectuar, solamente se presentan dado su uso histórico en especial en la electricidad en sectores empresariales y académicos. De dicho modelo para la electricidad surge el “paradigma de que la electricidad en Uruguay crece a manera constante”, donde se afirma que crece desde hace más de un lustro a una tasa histórica anual acumulativa del 3.5 %.

186 125

e) Resumen de modelos causales reformulados

y temporales.

Energía comercial final total (kep/hab.) RC-58 Uruguay

Formulación, t=1 en 1980

CAUSAL 1.1 Ref

Yt=e

.(PIB)(t)

Yt=2,2 .(PIB)(t)

0,695

2,15+0,0278(t)

CAUSAL b Ref

3,47+0,0247(t)

Yt=e

CAUSAL 1.1

Y=e

TENDENCIAL

.(PIB)(t)

Tasa anual acumulativa 2 R 126 de Energía Final

0,467

6,74 % aac

99,9

3,27 % aac

96

5,93 % aac

99,9

2,42 % aac

55,6

0,3073

0,0175t+6,089

Gráfico 32 8000

6000

4000

2000

0 80

85

90

95

00

05

CAUSAL1_1 CAUSAL1_1REF CAUSALB_REF

10

15

20

25

TENDENCIAL USA EUROPA

Gráfico 33 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 80

85

90

95

00

CAUSAL1_1 CAUSAL1_1REF

125

05

10

15

20

25

CAUSALB_REF TENDENCIAL

Se reformuló el modelo de energía final, por ende el de combustibles. No así el de electricidad. Se adoptó a efectos del cálculo de las tasas de energía, la tasa consistente del PBI de Uruguay=2,45% anual acumulativo para los próximos 20 años. 126

187

Energía eléctrica final total (Kwh./hab.)

RC-59 Tasa anual acumulativa 2 R media- Energía Final

Formulación 4,19+0,03.t

CAUSAL TENDENCIAL

Yt=e .(PIB)(t) Inicio serie en 1980 6,699 0,2182 Yt=e .(t)

0,362

6,7 % aac 1,41 % aac

99 75,8

Gráfico 34

5000

4000

3000

2000

1000

0 80

85

90

95

00

05

YCAUSAL YTENDENCIAL

10

15 USA EUROPA

20

25

188

ENERGÍA DE COMBUSTIBLES FINAL TOTAL (kep/hab.)

RC-60 127

Tasa

Formulación CAUSAL 1..1 CAUSAL B REF CAUSAL 1.1 REF TENDEN CIA

Yt=e3,47+0,0247(t) .(PBIh)(t) 0,3073- 0,086.e2,84 +0,03.t .(PBIh)(t) 0,362 2 2 R =99,9; R =99; Inicio serie en 1981 Yt=2,2 .(PIB)(t) 0,695- 0,086.e2,84 +0,03.t .(PBIh)(t) 0,362 R2=96; R2=99; Inicio serie en 1980 Yt=e2.15+0,0278(t) .(PBIh)(t) 0,467- 0,086.e2,84 +0,03.t .(PBIh)(t) 0,362 R2=99,9; R2=99; Inicio serie en 1981 6,089+0,0157t 6,699 0,2182 Yt=e – 0,086.e .(t) 2 2 R =56,2%; R =75,8% , Inicio serie en 1982

3,04% aac 1,32 % aac 3,79% aac 1,72 % aac

Gráfico 35

1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 80

85

90

95

00

TENDENCIAL CAUSAL1_1

127

05

10

15

20

CAUSAL1_1REF CAUSALB_REF

Se adoptó a efectos de comparación con el modelo tendencial la del PBI = 2,45% aac.

25

189

6.

Electricidad, Proyección De Potencia Pico (MW)

Dentro de la energía eléctrica, cobra tanta o más importancia que la proyección de la energía eléctrica demandada, la proyección de la potencia pico demandada. En tal sentido se estima128 la potencia pico en MW, en función de la energía en MWH y el tiempo de utilización de la carga; donde este último término depende directamente y únicamente del factor de carga. Dado que proyectar cambios de orden del factor de carga implica directamente suponer escenarios de planificación energética, cosa que reservamos para Uruguay en la parte III, de política energética específica, en esta sección presentaremos dichos factores en el año base 129 para Brasil y Argentina así como la historia última para Uruguay.

•

Factor de carga promedio anual del año base, Región. RC-61 Brasil Argentina Uruguay

Fc-2000 0,75 0,75 0,59

Fuentes: www.cammesa.com.ar; www.dnc.gub.uy; www.aneel.gov.br;

•

Factor de Carga de Uruguay, período 1982-2002

Gráfico 36

0,70

0,65

0,60 fc 0,55

0,50

0,45

1982

128 129

1987

1992

1997

MW-pico=MWH*Tútil,carga; Tútil,carga=8760*fc Para Argentina y Brasil los escenarios supondrán tendencia del fc a 0,82.

2002

190

C. Prospectiva energética; simulación de escenarios y resultados. 1. Escenarios socio-económicos y energéticos relevantes. Las proyecciones de las variables relevantes de la actividad económica del sector energía, a saber: demandas, ofertas y rendimientos, permitirán entre otros tópicos marcar un conjunto de lineamientos futuros o prospectiva energética en obras de infraestructura y/o políticas de precios y tarifas; así como en políticas tendientes a la sustitución entre fuentes y/o entre artefactos de utilización de energía, buscando mejores rendimientos globales de la energía y finalmente de la economía del país. Ante el inexorable encuentro con la incertidumbre del futuro, la técnica de definición de escenarios posibles y bien contrastables buscando obtener soluciones o prospectivas robustas, es esencialmente la forma o técnica universalmente usada por los planificadores. Lo sustantivo no es la técnica en sí, sino, la definición de escenarios bien diferenciados y esencialmente en las áreas o variables que afecten de forma notoria la evolución de nuestro sistema en estudio y los objetivos buscados. El planteo formal de la técnica implica la definición en primera instancia de los escenarios “socio –económicos”, marcando el espacio origen de dichos escenarios, a saber, mundial, regional o nacional, y finalmente explicitando como se esperan que impacten en las variables “socioeconómicas” del país. En segunda instancia y para cada escenario “socio-económico” se deberán formular los escenarios “energéticos”, a efecto de satisfacer de energía al escenario “socio – económico” referente. Los aspectos significativos de los escenarios “energéticos” pasan por lo general por delinear cambios o reestructuras, cuando corresponde, en alguno de los siguientes aspectos: el sistema de abastecimiento, el entorno económico-financiero y tecnológico de la energía, las condiciones legales e institucionales, los sectores de consumo y finalmente el uso racional de la energía. Se marca de todas maneras que la propuesta final de escenarios, implicaría un proceso iterativo de convergencia en la formulación final de la pareja escenario “socio–económico ” y “energético”, debido a que se generan impactos de uno sobre el otro y viceversa. En general salvo países con dependencia económica marcada del sistema energético como por ejemplo Venezuela y Kuwait, la iteración no debería pasar de dos pasos e inclusive de uno. Esta última situación es la de la región y especialmente del Uruguay. En esta tesis dado que se busca delinear o construir un nuevo sendero en el sector energía (tal lo marcado en la propuesta) especialmente basado en aquellos aspectos sobresalientes, sobretodo los internos, si bien se adopta conceptualmente la técnica de escenarios, éstos se definen de manera global para la región basados en el entendimiento de los roles y/o variables relevantes de la construcción regional (tal lo visto en la Parte II y temática del resto de la parte actual III). Luego de delinear en general el futuro o hacer prospectiva regional del sector energía, marcando sus necesidades de inversión, las formas de financiamiento y formas necesarias de vínculo legal-institucional de los mercados nacionales, sí tiene sentido definir los escenarios alternativos internos del Uruguay, país que es “tomador del rumbo energético regional”, independiente de los eventuales escenarios alternativos internos. Por esta última razón de peso, es que tomaremos un promedio de los escenarios de Uruguay cuando se presenten los resultados regionales (posteriormente en la parte IV se profundizarán para Uruguay escenarios energéticos diversos)

191

a) Escenario “Socio - Económico” Regional. Tal lo expresado anteriormente y siguiendo el rumbo esencial de esta tesis, se define un único escenario “socio económico” de referencia, sin desmedro de cuando corresponda sensibilizar algunas variables esenciales macroeconómicas. Escenario Socio-Económico Referencial

• • • •

Integración Regional del MERCOSUR con fuertes avances y marcado liderazgo de Brasil. PBI regional razonable para el estadio del subdesarrollo regional actual y para el período post-crisis a iniciar desde la fecha. Población, según las tendencias oficiales de cada país de la región. El nuevo liderazgo y las condiciones favorables, acerca definitivamente a Bolivia y Perú al MERCOSUR.

Una vez más, repitiendo, la base de este escenario “socio- económico” referencial único es que desde Uruguay se identifiquen aquellas variables regionales que le permitan de manera preferencial participar del sector economía- energía de la región. Lo anterior tal cual se marcó en la página precedente, no quita, y en todo caso refuerza el hecho de que luego de definido el rumbo general del sector economía -energía (de dudosa existencia luego del retorno a la democracia en 1984), se planifique en la interna escenarios “socioeconómicos” y “energéticos” coherentes con los referenciales, detallando y afinando otros aspectos secundarios pero que terminen de validar y concreten el rumbo definido. Tal trabajo necesitaría de un grupo exclusivo de profesionales (de 3 a 5) durante no menos de 6 a 8 meses y escapa a esta tesis, sí, debería realizarse a la brevedad por parte de un grupo interdisciplinario dirigido por expertos del área de planificación energética global, especialmente con cabal conocimiento de la región.

b) Escenarios “Energéticos” Regionales. Para los escenarios “energéticos” se adoptó la metodología a efectos de marcar los aspectos relevantes alineados con los objetivos, manteniendo la coherencia interna de los escenarios, de presentar dos escenarios alternativos esenciales en cuanto al rumbo regional y en especial mirando desde Uruguay. En particular la definición de dos escenarios de rumbo “energéticos” se basan en el primer ítem marcado a continuación, siendo los restantes invariables para ambos escenarios.

• • • • • • •

Dos alternativas para Brasil según la política energética adoptada, especialmente en referencia al autoabastecimiento de petróleo y las consecuencias correspondientes. Argentina y Paraguay, mantienen aproximadamente hasta el 2020 sus matrices energéticas primarias y especialmente las variables que implican exportación de excedentes a la región. Para Uruguay, representa un escenario “energético” promedio de varias alternativas internas de usos de GN, ya presente en el territorio; con énfasis en usos de centrales térmicas. En cuanto a lo normativo del sector, se marcaran los aspectos esenciales en cuanto a las herramientas legales-institucionales regionales y locales a efecto del mejor alineamiento con el rumbo regional. Bolivia, definitivamente acercado por Brasil para asegurar demanda para su GN (estrategia del nuevo gobierno democrático del Brasil). Alta probabilidad de que gran parte de las reservas de GN del Perú, tengan su demanda mayoritaria en el MERCOSUR y Chile. Fuertes períodos de Inversiones y préstamos del Brasil a la Región, en especial al sector energía. (A modo de ejemplo el Banco de fomento y desarrollo del Brasil, definió para el 2004, 1000 MM USD para Argentina, 500 MM USD para Bolivia y 50 MM USD para Uruguay)

192

c) Escenarios Internos de Uruguay. Para el escenario promedio de Uruguay, tal lo indicado en párrafos anteriores, se analizaron varios escenarios internos “socio-económicos” y “energéticos” (ver punto C de la parte III). Dichos escenarios tienen aspectos en común y sus propuestas concretas son independientes entre sí.

Escenarios “Socio - Económicos” Internos:

•

PBI sensibilizado entre el 1% y 5%, promedio anual acumulativo.

Escenarios “Energéticos” Internos:

Aspectos Comunes de los Escenarios:

• • • • •

3 Gasoductos, presentes a la fecha en territorio nacional, provenientes de Argentina. Utilización de GN, para generar electricidad, en la medida de sobrepasar la oferta actual. Funcionamiento habilitado de la conversora 50/60 HZ en Rivera-Libramento, de 70 MW. Reformulación del marco normativo legal e institucional, coherente con el rumbo regional. Mantenimiento de los rendimientos Efinal / Eútil para los artefactos por fuente.

Aspectos diferenciales de los escenarios (independientes entre sí, o sea no excluyentes):

•

Profundidad de la penetración global del GN en los usos finales, marcado por el uso de tasas de penetración de entre el 100% y el 0% del mercado teórico potencial sustituible.

De igual manera a lo indicado para los escenarios regionales, y para un trabajo fuera de esta tesis, una vez fijado el rumbo país en materia economía-energía, se debería ampliar el nivel de escenarios a nivel interno nacional, en especial a efectos de tener en cuanta aspectos de descentralización administrativa y energética, geográficos, culturales ,etc. En la parte V de esta tesis, de todas maneras, se especificará una propuesta general concreta a efectos de implementar los aspectos robustos de los escenarios preferenciales regionales e internos obtenidos. Definidas y explicitadas las hipótesis de las simulaciones que serán sustento de los resultados más adelante en este capítulo presentados, pasamos a modo de introducción general, a explicitar el proceso metodológico y las razones para adoptar tales escenarios y formas de concebir (o proponer) una planificación energética global explícita.

193

2. Prospectiva energética; aplicación de la metodología general y resumen de resultados fundamentales de las simulaciones. a) Proyección del consumo final total de energía comercial. Examínese ahora la aplicación del término descrito en forma general, la metodología de prospectiva energética, al caso específico del consumo final total de energía. De los distintos niveles en que pueden efectuarse los balances generales de energía, para proyectar se ha preferido trabajar no con el consumo bruto sino con la energía final por estar más directamente relacionada con la actividad económica.

En rigor en lugar de partir del consumo final de energía habría que tomar la energía útil, ya que las diferencias entre uno y otro caso pueden ser muy grandes, hasta el punto de que un consumo unitario presente en el primero representa, en realidad, una disminución relativa del consumo unitario de energía aprovechada.

Formuladas las proyecciones de la energía final, posteriormente se calculó la correspondiente energía bruta, concepto este último esencial para llegar a cuantificar las necesidades totales de producción e importación y los presupuestos de inversiones y divisas. Las conclusiones sobre las necesidades de crecimiento de una y otra no son muy dispares, pero las necesidades de aumento de la energía bruta tienden a ser mayores debido, por una parte, a que se admite una participación más alta de la producción interna en el abastecimiento total, y por otra, a que se acrecienta la importancia relativa de la electricidad, casos ambos en que aumentan los consumos de energía para la producción de la misma.

Para estimar el consumo de energía final total, se han empleado las tendencias de dicho consumo que se desprenden de los modelos oportunamente ensayados130. En las modificaciones futuras del consumo unitario de energía final, se han tenido en cuenta, no solo sus variaciones históricas sino también la posición relativa de cada país en comparación con otros de diferentes niveles de ingreso (ver gráfico 1, parte II).

Como se recordará el consumo total de energía final por unidad de producto bruto ha sido, en general, declinante en todos los países de la región y esta declinación es más acentuada en los países de menor desarrollo económico que en los que se hallan en un nivel intermedio del mismo.

Pero no parece difícil concluir que para los países de menor desarrollo económico sería poco razonable admitir la posibilidad de que continúe registrándose en el futuro una declinación del consumo unitario. Esta afirmación se basa en las características de la etapa de desarrollo a que parece haber entrado la mayoría de los países de la región (excepción de Paraguay).

Ya no se trata solo de que se logre un rápido ritmo de industrialización; hay que tener en cuenta también que dentro de la propia industria aparecen con mayores perspectivas aquellas ramas que exigen más altos insumos de energía por unidad de producción, lo que contrarrestará la disminución de los consumos unitarios por el mejoramiento de la eficiencia en el uso de la energía.

130

Ver parte III, B,: “Modelos para la proyección de la demanda”

194

Cuadro 71 Región: Proyección

País

131

Del Consumo Final132De Energía Total Para El 2020

1999

2000-2020

2020

Consumo de energía final por habitante (c)

Total de consumo final de energía (a)

Consumo final de energía por unidad de PBI

Tasa (%) de variación

Total de consumo

Anual de energía.

final de

de energía por unidad

energía (a)

de PBI

(b)

Consumo final

1999

2020

(b)

Argentina

43

207

2,68

73

194

1.162

1.576

Brasil

107

216

4,17

242

273

656

1.134

Paraguay

2,21

351

2,19

3,41

328

409

490

Uruguay

2,06

165

3,36

3,99

193

624

1.083

Total

154,3

215

3.57

322,4

249

742

1.224

(a) Millones de toneladas de petróleo equivalente (1000 de ktep o millones de tep) (b) Toneladas de petróleo equivalente (tep) para producir un millón de dólares (1980) de PBI (MMUSD). (c) Kilogramo de petróleo equivalente (kep) por habitante.

Por otra parte la mayor integración económica a la que debe tender la región significará un mayor intercambio de bienes entre diferentes zonas de los países miembros, lo que incrementará la importancia de los transportes y en consecuencia sus necesidades de combustible. Por otra parte en las etapas intermedias de desarrollo se acelera el uso de la energía como bien de consumo, especialmente en sus formas secundarias.

Sobre la base de los comentarios anteriores, se podría concluir que lo que más cabría esperar razonablemente es que el consumo de energía por unidad de producto, que a largo plazo a tendido a disminuir, se mantenga aproximadamente constante durante los años venideros.

Esta es pues la hipótesis que se adoptó para la mayoría de los países, constituyendo una excepción los casos de Argentina y Brasil para los cuales se consideró prudente en el consumo unitario133 y Paraguay y Uruguay se consideró razonable que mantuvieran una leve declinación hasta sufrir el efecto de arrastre del bloque regional.

Las diferencias en las tasas anuales de variación de los consumos unitarios de energía final se establecieron teniendo en cuenta su evolución histórica en cada país, la posición relativa en comparación con los términos medios mundiales y la estructura de la producción.

131 132

Ver punto C de la parte III, “Modelos para la proyección de la demanda”

Trata de la energía comercial. Siendo marcadamente diferente de la total en el caso de Paraguay. Supuestamente los nuevos gobiernos de Argentina y Brasil plantearán un fortalecimiento del MERCOSUR como bloque regional, adoptando una política como bloque comercial más agresiva. 133

195

Además de la tendencia, sobre el valor del consumo unitario para 2020 influye también el valor de partida para 1980. En general, se adoptó el valor que en este último año proporcionaba para cada país la recta de tendencia de períodos históricos representativos, ya que el valor real del consumo unitario en dicho año podría verse afectado por causas especiales de corto plazo.

Es de recibo recordar las fuertes devaluaciones en Argentina y Uruguay marzo de 1981 y noviembre de 1982), la hiperinflación y fuerte inflación en ambos países. Paralelamente Brasil experimentaba una hiperinflación acompañada por un crecimiento del producto positivo (llegando a cifras del 9%) situación muy dificil de explicar para muchos 134 economistas .

b) Proyección del consumo bruto y de la producción de electricidad. El consumo de electricidad presenta características distintas a las que se anotaron para el consumo de energía total. Ha habido ya oportunidad de comprobar que su demanda no solo tiende a crecer más rápidamente que los otros tipos de energía-excepto el petróleo en algunos casos-sino también con una tasa mucho mayor que el producto bruto. Además, las diferencias en las tasas de crecimiento y en los consumos por unidad de producto bruto entre país y país son mucho más pronunciadas en el caso de la energía eléctrica que en el del consumo total de energía.

Para proyectar la producción de electricidad se han tenido en cuenta distintos métodos, arribándose a las cifras finales mediante el análisis comparativo de las que proporcionaba cada uno de ellos. Por otra parte, de la utilización de la elasticidad que resulta de la correlación histórica entre la producción de electricidad por habitante y el producto bruto por habitante y de las tendencias históricas de la producción total, se tuvieron fundamentalmente en cuenta la comparación 135 internacional con otros países , así como las metas fijadas por los programas o planes nacionales, en aquellos casos en que se pudo contar con dichos planes nacionales y programas.

Las cifras obtenidas se verificaron con los coeficientes de electrificación que resultan de comparar el consumo final de combustibles como tales y el consumo de energía transformada en la forma secundaria de electricidad. En general los coeficientes de electrificación proyectados para 2020 pueden parecer altos si se les compara con los presentados para años recientes en la región y con los que tenían en 1980 los países mas electrificados del mundo que disponían de mucha hidroelectricidad.

Pero, como el consumo de electricidad crece con un ritmo más fuerte que el de la energía total, es de suponer que los países de la región, al igual que los demás países del mundo elevarán su coeficiente de electrificación de año en año. Si bien para la formulación de las proyecciones no se han evaluado los posibles déficits actuales, cuya presión se suma al crecimiento de las necesidades normales, por la metodología seguida han sido considerados indirectamente.

De este modo puede que las proyecciones hipotéticas elaboradas para 2020 sean suficientes (dentro de las condiciones supuestas) para un abastecimiento completo de las necesidades totales de energía eléctrica. En los cálculos se ha utilizado la producción en lugar del consumo. La diferencia entre ambos-constituida por el consumo propio de las centrales y las pérdidas en transmisión y distribución- se estima en forma global como porciento medio, si bien es preciso

134

Véase Estudios Económicos para América Latina, mayo 2002, Análisis y desarrollo económico, Introducción a la técnica de planificación, ONU, op.cit 135 Véase el gráfico 3 de la parte II y el punto B de la parte III.

196

reconocer que éste puede variar según las características de los diseños y funcionamiento de los distintos sistemas y la longitud de las líneas de transmisión.

Fijadas las proyecciones referentes a la producción total de electricidad se determinó que parte podría provenir de energía hidráulica y cual de centrales térmicas. Para ello se analizó primeramente la posibilidad de contar con energía hidroeléctrica de acuerdo a la disponibilidad de recursos económicamente aprovechables y sustentables con relación a los centros de consumo existentes en cada país y a los planes concretos en marcha o en proceso de estudio.

La producción de hidroelectricidad se determinó en general, empezando por una distribución provisional de las capacidades instaladas en tipo térmico o hidráulico a base de los planes propuestos o, cuando éstos no existían, de consideraciones sobre conveniencia general, disponibilidad de recursos, seguridad de funcionamiento, etc. A continuación se estimaron las producciones correspondientes formulando hipótesis sobre el número de horas de utilización que podrían tener los equipos. Es necesario hacer presente que la distribución de la producción total eléctrica en térmica e hidráulica se basa en suposiciones de carácter general que no siempre darán la solución óptima. Cuando se cuenta con el antecedente de estudios efectuados por organismos técnicos de los países correspondientes, se puede confiar en que este cálculo revela las verdaderas conveniencias del país. Para los casos en que se carecía de tal información y no existía tampoco la necesaria estadística sobre el consumo, se ha partido de suposiciones fundadas136.

136

Suplir la falta de estudios de este tipo deberían haberse estudiado las curvas de carga, tanto diarias como anuales, de los diversos sistemas, partiendo de los principios de mínima seguridad de abastecimiento que rigen en estos casos y de la consideración de factores locales- naturaleza de los recursos, conveniencias económicas, etc.- para llegar a la proporción ideal entre equipos hidráulicos y térmicos.

197 137

Cuadro 72

Región: Proyección De La Producción138 De Electricidad

Argentina

Brasil

Producción total 2020, c

163,4

832,1

Producción total 1999, c

77,7

Tasa anual de crecim. 1999-2020, d

Paraguay

139

Uruguay

Total

114

12,9

1022

358,4

46

6,97

449

3,6%

5,08%

5,04%

4,64%

4,96%

Producción por habitante, 1999,e

2354

2199

1092

2112

2159

Producción por habitante, 2020, e

3976

3898

1955

3502

3879

Prod. Electricidad./ PBI 1999, f

415

727

937

558

622

Prod. Electricidad./ PBI 2020,f

489

941

1038

625

791

Producción Firme total, 2020

45,8

665,7

13,6

6,7

736,9

Producción Firme total, 1999

24,1

333,3

5,9

5,5

371,7

Tasa anual de crecim., 19992020, d

3,1%

4,2%

5,1%

1,2%

4,1%

Porciento sobre total 1999

31%

93%

100%

92%

82,8%

Porciento sobre total 2020

28%

80%

100%

52%

72,1%

Producción total, 2020

117,6

166,4

0

6,19

292,7

Producción total, 1999

53,6

23,3

0

0,56

83,96

Tasa anual de crecim., 19992020, d

3,8%

11,7%

0%

15,2%

7,6%

Porciento sobre total 1999

68%

7%

0%

8%

18,7%

Porciento sobre total 2020

72%

20%

0%

48%

28,6%

1999, g

1,22

2,12

3,34

2,98

3,64

2020, g

1,62

2,28

4,98

2.29

3,96

Electricidad total

Hidroelectricidad

Termoelectricidad

Coeficiente de electrificación

c Millones de MWh, osea TWh d Porcientos, anual acumulativo e kWh/hab f kWh producidos por cada 1000 dólares (base

1980) de producto bruto

g kwh-brutos / kep-brutos totales

137

Los valores de kwh/habitante difieren del cuadro C 14- parte I, dado que refieren a consumo Final y Bruto respectivamente. 138

Se adicionan a Brasil y Argentina los excedentes paraguayos de las represas binacionales, dado que estos países tienen prioridad de compra ante terceros por 30 años. 139

Solo el 10% de la producción de electricidad es de consumo bruto interno paraguayo, el resto es de exportación a Brasil y Argentina. El 90% restante está incluido en la producción de electricidad de dichos países.

198

Los rendimientos de termoelectricidad (calorías consumidas para generar un kWh) se han fijado considerando que las nuevas centrales tendrán rendimientos superiores a los existentes y que en gran parte los equipos que hoy son anticuados en 2020. Se acepta un valor de 2675 kcal/kWh que responde bastante bien a las tendencias técnicas de la región. Cuando se ha previsto la utilización de carbones nacionales de calidad inferior, se han disminuido correlativamente los rendimientos (caso Candiota) asociados a efectos ambientales seriamente nocivos (efecto invernadero) que hacen poco sustentable el emprendimiento.

Cabe aclarar por último que, dado que entre el consumo de electricidad y la actividad económica no existe una relación tan estrecha de causa a efecto como tratándose de la energía total, las metas que pueden establecerse para un determinado nivel de producto bruto por habitante pueden variar entre límites de cierta amplitud. La conocida avidez por la electricidad puede señalar como ventajoso un límite alto. Pero, por otro lado, la escasez de capital puede indicar como más conveniente un límite mas bajo con el cual pueda no perjudicarse al desarrollo económico.

En el cuadro pasado se detalla la producción de electricidad que se estima podría alcanzarse en la hipótesis arbitraria de que el producto bruto de la región creciera a la tasa promedio anual acumulativa del 3,5 % para Argentina y Brasil y un 3% para Uruguay y Paraguay140

Los aumentos de los coeficientes de electrificación indican la mayor participación relativa de la electricidad en el consumo energético total y, al igual que los incrementos anuales de la producción total, guardan relación con la dotación de recursos hidroeléctrcos de los respectivos países141. Los aumentos del consumo de electricidad por unidad de producto bruto reflejan la tendencia, ya puesta en evidencia en el análisis histórico, del mayor crecimiento de la electricidad con respecto al producto bruto.

Las diferencias en lo que hace a los consumos unitarios en los países de la región, responden como ya se dijo, al mayor o menor uso relativo de la electricidad. Aunque históricamente los crecimientos de la termoelectricidad y de la hidroelectricidad, en la región, han sido similares (excepto años puntuales de Uruguay) se ha creído prudente acentuar el ritmo de la última para tomar en cuenta la necesidad que tienen los países de aprovechar al máximo este recurso renovable. Así, la participación de la hidroelectricidad se mantendrá en la región superior al 70% en promedio. En el caso del Uruguay el aprovechamiento de la hidroelectricidad era ya alto en 1999 y las posibilidades de expansión son muy pequeñas en gran escala (quedando unos 200 MW 142 potenciales en pequeñas y mini centrales, distribuibles en módulos de 1 a 4 MW .

Si bien los emprendimientos hidroeléctricos requieren un alto grado de inversión y presentan un bajo índice de rotación de capital (debido al alto período de repago por altas vidas útilespromedio-de obras civiles y equipos electromecánicos), para las endeudadas economías de los países de la región; éstos pueden llevarse a buen fin mediante el criterio de concesión de obras a través del denominado capital de riesgo.

140 141 142

Véase el detalle por países en el punto C de la parte III. Salvo para Uruguay, debido a la generación de electricidad basándose en GN a partir del año 2006 Estudio UTE-IMFIA-1996

199

c) Proyección del consumo final de combustibles comerciales.

Examinadas las perspectivas del consumo final de energía total y de la proyección final y Bruta total de electricidad, corresponde analizar la forma en que los distintos combustibles (líquidos y gaseosos) podrían contribuir a su abastecimiento. Naturalmente la demanda de cada uno de ellos presenta características propias y cabe, por lo tanto, adelantar que su importancia relativa dentro del consumo total se modificará considerablemente a medida que la demanda vaya alcanzando niveles considerablemente mas elevados. El cálculo tropieza con serias dificultades.

Además de consideraciones de validez universal, tales como las posibilidades de intercambiar los distintos combustibles dentro de los límites técnicos permisibles, también influyen en él las condiciones y conveniencias propias de cada país. Es decir, que las cantidades relativas pueden variar según sea la política energética que se utilice.

Teniendo en cuenta el objetivo de este trabajo, cambio de la matriz energética en Uruguay y la necesidad de propuesta de una política energética de estado y de integración, de ahora en más se enfatizará, en particular, el caso uruguayo considerando a los demás países, en forma más general, llegando a tomar algunas veces a los combustibles líquidos, el carbón y el gas natural como la diferencia entre la energía total y la electricidad.

Desde ya, se descuenta que los conceptos a verter serán de concepción regional como forma de instrumentar, mas adelante y en forma consistente, una política energética uruguaya de integración regional. Así, pues, en este cálculo influyen distintos factores que será necesario analizar cuidadosamente para llegar a cifras ajustadas.

En primer lugar, aparecen las necesidades mínimas de cada tipo de combustible que por razones técnicas (y políticas) no son sustituíbles unos por otros. Dentro ya del campo en que la sustitución es posible, intervienen varios factores, entre ellos las posibilidades de complementación racional con los recursos regionales. La decisión respecto a las cantidades en que cada combustible contribuye a la formación del consumo total, debiera basarse en el estudio de los factores económicos y financieros en juego, y de la influencia de las inversiones y de las importaciones sobre el balance de divisas. Es indudable en este sentido que los países importadores de energía tenderán a utilizar al máximo sus recursos hidroeléctricos y de combustibles, tanto los minerales, como, en casos extremos los vegetales. De la misma manera los países con posibilidades de producir carbón mineral seguramente incrementarán su consumo cuando ello disminuya las necesidades de importación de petróleo.

El análisis de las tendencias históricas del consumo de cada tipo de combustible demuestra la fuerte preferencia por los derivados del petróleo, sobretodo después de la segunda guerra mundial, mientras el consumo de carbón y de los combustibles vegetales permanece estacionario cuando no disminuye, Es indudable que en esa preferencia influyen causas de índole técnico y, quizás, los menores aumentos relativos que se han verificado para esos derivados.

200

En la mayoría de los casos, sin embargo, no se cree posible que pueda continuar la tasa de crecimiento histórico del consumo de petróleo porque de ser así se llegaría a algunas situaciones absurdas en que el consumo de petróleo igualaría o superaría en pocos años al consumo de energía total143. Por esta razón se ha considerado conveniente establecer en primer término los consumos posibles de gas natural e hidroelectricidad

Una proyección del consumo de energía por sectores económicos permitiría precisar y ajustar las cifras de los distintos combustibles a las que se han obtenido por el método global. Aunque por falta de elementos, este tipo de estudio no se ha realizado para todos los países, se ha tratado para cada país de tener en cuenta, por lo menos los grandes consumos en usos principales, caracterizados por su importancia (industria pesada, generación termoeléctrica, transporte, residencial)

c.1)

Proyección del consumo de GN

De acuerdo con la metodología utilizada las proyecciones del consumo final de combustibles líquidos (derivados petróleo) y gaseosos (GN, GLP y manufacturado de nafta) se obtienen por diferencia (ya que se han formulado estimaciones independientes para el consumo final total de energía y para la producción y consumo de electricidad y para el consumo de combustibles vegetales y carbón mineral).

En primera instancia se fija las proyecciones de consumo de GN para finalmente obtener la necesidad de combustibles líquidos, GLP y otros gases. Tal lo expresado en páginas anteriores para la región en general se tomarán en general las políticas esperadas de uso de GN, detallando en particular varios escenarios para el caso del Uruguay

El consumo de GN, esencialmente se divide en dos grandes actores de modalidad de consumo, el de los sectores finales de consumo (industrial, residencial y comercial) y el de transformación en cadenas energéticas (energía primara GN, para energía secundaria electricidad).

La metodología adoptada, repitiendo lo de la parte de escenarios adoptados, es que: Argentina, mantiene la participación de GN en los sectores de consumo y la nueva generación de electricidad es mayoritariamente a base de GN (ver proyecciones de electricidad). Brasil esencialmente (tal lo visto en la parte II y según los planes de gobierno) utilizara GN a efecto de generar electricidad, parcialmente aumentando la participación en el sector Industrial. Para Uruguay, tal lo expresado en los escenarios internos, se plantea varias alternativas siendo la base común la de uso en nuevas centrales térmicas a GN. Paraguay, no necesita GN y solo la coyuntura de que por territorio Paraguayo se construya un gasoducto que una Brasil con Bolivia o Perú, implicaría algún consumo marginal en los sectores internos.

143

Este es otro ejemplo de lo que se ha dicho al comienzo de este capítulo respecto a la dificultad de proyectar independientemente la demanda para cada tipo de energía.

201

Cuadro 73 Región: Proyección Del Consumo Final De Gn Para El 2020 País

GAS NATURAL 6

3

10 m 1999

Argentina

144

6

3

10 m 2020

Tasa anual de crecimiento

Energía total por habitante

1999-2020

m3/ hab-año

Relación Importación/consumo %

1999

2020

1999

2020

14625

25112

2,8 %

395

521

5%

20%

a) Brasil 1

4600

26280

9,1%

29

118

5%

10%

Brasil 2

4600

26280

9,1%

29

118

5%

25%

Paraguay

0

100

INF

0

14

0%

100%

b)Uruguay

0

621

INF

0

148

0%

100%

Región

19225

52113

5,1%

93

190

2,7%

145

14%

a) Para Brasil se han establecido dos hipótesis alternativas para la posible producción nacional de petróleo y ello lleva también a dos posiciones en el consumo final de GN. Recordemos que la importación esencialmente es pensada para generar electricidad y parcialmente para la industria. b) Para el Uruguay se tomó la hipótesis media de todos los escenarios de sustitución de los distintos energéticos por gas natural. Véase (Parte III, C, 3)

c.2)

Proyección de Derivados del petróleo

De acuerdo con la metodología utilizada las proyecciones del consumo final de derivados del petróleo se obtienen por diferencia (ya que se han formulado estimaciones independientes para el consumo final total de energía y para la producción y consumo de electricidad y para el consumo de combustibles vegetales y carbón mineral). Una vez establecidas las cifras de consumo de hidrocarburos se consideró conveniente clasificarlos en livianos y pesados por la influencia que la composición del consumo puede tener sobre las dimensiones de refinación nacional y sobre la composición de las importaciones.

Para el caso de Uruguay, en primer término se determinaron los consumos de gasolinas teniendo en cuenta diferentes escenarios de la sustitución de aquellas por gas natural comprimido. De esta manera la tasa de crecimiento del consumo de gasolinas representa tasas anuales de crecimiento menores a las históricas. Los ejemplos internacionales demuestran que, en comparación con muchos otros países del mundo, en especial los europeos, los países de la región presentan un alto consumo de 146 gasolina. 144

Argentina no importará entre el 2000 y el 2015, luego pasará a importar hasta un 20% desde Bolivia en el 2020. Fundamentalmente por temas de propiedad de las empresas, nivel de reservas y consumo de Chile. 145 146

Se computó el escenario de máxima importación. Véase Oil and Gas Journal, vol.51 de octubre de 2002

202

Para el kerosene y similares se han aplicado también tasas de crecimiento menores a las históricas. En el Uruguay el gas oil permanece con tasas levemente menores a las históricas.147 En el resto de los países de la región la anterior tendencia a la "dieselización" no ha sido tan marcada como en el Uruguay, manteniéndose la tasa de crecimiento anual por debajo del fuel oil. Se ha tenido en cuenta (en Uruguay) distintos escenarios para el gas natural en el uso doméstico (sustituyendo a la electricidad en el cocimiento de alimentos, calentamiendo de agua y aire.), así como para el fuel oil en la generación térmica de electricidad y en aquellas industrias de alto insumo de calor. Es interesante observar la competencia de los combustibles bajo la óptica de las elasticidades de sustitución en el caso uruguayo. Para la región solo se ha tenido en cuenta, para el petróleo, la producción requerida por el mercado interno, no considerándose la destinada a exportación, en la medida que para cubrir las necesidades al año 2020 existe una tremenda reducción de los saldos exportables

Cuadro 74 Región: Proyección Del Consumo Final De Derivados De Petróleo Para El Año 2020.

País

Derivados 6

10 bbl 1999

6

10 bbl 2020

Tasa anual de crecimiento %

Energía total por habitante

1999-2020

bbl / hab-año

Relación148 Importación/consumo %

1999

2020

1999

2020

Argentina

163

274

2,63%

4,4

5,7

0%

0%

a) Brasil 1

581

1059

3,05%

3,6

4,7

20%

0%

Brasil 2

581

1059

3,05%

3,6

4,7

20%

5%

Paraguay

10

16,3

2,5%

1,9

2,2

10%

100%

b)Uruguay

11,8

20,9

2,9%

3,6

5,6

15%

5%

Región

766

1371

2,95%

3,7

5,0

16%

5%

a) b)

Para Brasil se han establecido dos hipótesis alternativas para la posible producción nacional de petróleo y ello lleva también a dos posiciones en el consumo final total de derivados. Para el Uruguay se tomó la hipótesis media de todos los escenarios de sustitución de los distintos energéticos por gas natural. Véase Anexo 2.

147

En Uruguay la voracidad fiscal del estado ha creado un mercado artificial para el gas oil a unos costos enormes para su economía por no estar diseñada su refinería para esa estructura de mercado, y tener que importar el 50 % del gas oil. Véase Memoria anual de ANCAP 2001 148

Se trata de importaciones estructurales de largo plazo, no de optimizaciones de sobrantes y faltantes anuales; que todos los países efectúan. Siendo para los exportadores tradicionales, una importación de saldos de derivados del orden de 1 al 3%.

203

d) Proyección del consumo bruto de energías comerciales y de la matriz energética bruta total. Una vez calculados el consumo total de energía final, su composición según los distintos combustibles y electricidad; y el aporte de la producción nacional para satisfacer la demanda, se puede estimar el consumo bruto (para la electricidad ya fue presentado en el punto anterior) 149

En los cuadros siguientes se detallan los consumos brutos de energía total que se alcanzarían en 2020, de acuerdo con las hipótesis establecidas, comparándolos con los que se presentaron en 1999. El consumo bruto total para la región sería de 526 millones de toneladas de petróleo equivalente, o sea 2 veces el consumo del año 1999. Las diferentes tasas anuales con que crecería el consumo bruto en cada país se deben, especialmente, a los distintos incrementos de la producción nacional ya que la producción y adecuación de la propia energía exige un mayor consumo de energía. Se adoptó para el pasaje de Energía Final a Energía Bruta, y para el cálculo general de la región, los rendimientos calculados en la Parte II de esta tesis; estos tal lo visto son en cada país producto de las pérdidas en las cadenas y la estructura particular de las transformaciones de las cadenas. En otras palabras se supuso valores similares (con pequeñas adecuaciones) del orden para los próximos 20 años, lo que es lógico dado el mantenimiento de las estructuras de producción (fundamentalmente de electricidad) en todos los países. Para Uruguay, si bien se promedió para el resumen regional, se probaron varios escenarios, por lo que en cada caso se cálculo el rendimiento correspondiente. Cuadro 75 Región: Consumo Bruto De Energías Primarias Comerciales (Unidades Base) País

Gas natural151

Petróleo 150 equivalente 1999 6

2020 6

Carbón mineral

Hidroelectricidad152

1999

2020

1999

2020

1999

2020

6

6

3

3

10 bbl

10 bbl

10 m

10 m

k.Ton

k.Ton

TWH

TWH

Argentina

175

295

32468

64548

1500

2230

27

51,6

Brasil 1

625

1139

4600

51500

24400

64740

333,3

665,7

Brasil 2

625

1139

4600

62700

24400

53464

333,3

665,7

Paraguay

10

16,3

0

109

0

109

4,6

11,4

Uruguay

12,7

22,5

0

2091

1

1

5,5

6,7

Total-Max

823

1473

37068

1294448

25901

55804

370,4

735,4

c) d)

149

Para 2020 se han consignado dos hipótesis. Para el total de la región se ha usado la del mayor consumo que corresponde a los escenarios de Brasil. Véase notas a y b del cuadro 64

Cuadros 75 al 83.

150

Se trata del equivalente en petróleo supuesto, salvo el Paraguay que importa el 100%, en el caso de refinar el 100% localmente. En caso de importar directamente el equivalente prácticamente coincide con el consumo final equivalente a menos de las pérdidas de las cadenas de distribución de derivados 151

Para Uruguay se trata de un escenario medio entre los escenarios de generación de electricidad y sustitución de usos finales presentados en el anexo2. Para Brasil se trata de un escenario medio para la sustitución de usos finales por GN, salvo para la generación donde explícitamente se diferencian los escenarios 1 y 2 de generación en centrales térmicas a GN. 152

Uruguay simula la energía hídrica firme actual, constante en todo el período.

204

Cuadro 76 Región: Proyección Del Consumo Bruto De Derivados Del Petróleo

Petróleo Equivalente

País

1999

Tasa anual de crecimiento

2020

6

Refinación de crudo

Tasa anual Importación Importación de de de petróleo derivados crecimiento crudo

t.a.a.c

1999

2020

t.a.a.c

1999

2020

1999

2020

6

10 bbl 10 bbl Arg

175

295

2,5%

100%

100%

2,5%

0%

0%

0%

0%

Brasil 1

625

1139

2,9%

90%

90%

2,6%

8%

0%

10%

10%

Brasil 2

625

1139

2,9%

90%

85%

2,4%

8%

5%

10%

15%

Paragua1

10

16,3

2,4%

90%

5%

-10,8%

90%

5%

10%

95%

Uruguay

12,7

22,5

2,8%

95%

100%

2,8%

100% 100%

5%

0%

Total

823

1473

2,8%

XXX

XXX

XXX

XXX

XXX

XXX

XXX

a) La Refinación se entiende como el porcentaje (%) del petróleo equivalente, procesado localmente. b) La importación de derivados adicionada a la refinación, completa el 100% del petróleo equivalente consumido. c) La importación de petróleo, es directamente el % de petróleo crudo no local.

Cuadro 77 Región: Proyección Del Consumo Bruto, Producción (A) E Importación De Gas Natural Consumo total

Producción nacional (b)

1999 6

10 m

2020 3

Argentin((a) 32468

a) b)

6

1999

2020

3

10 m

Tasa anual de crecimiento

Importaciones

1999-2020

1999

2020

t.a.a.c del consumo

64548

95%

80%

3,33%

5%

20%

Brasil1

4600

51500

90%

70%

12,2%

10%

30%

Brasil2

4600

62700

90%

58%

13,3%

10%

42%

Paraguay

0

109

0%

0%

INF

0%

100%

Uruguay

0

2091

0%

0%

INF

0%

100%

Total

37068

129448

94,5%

69,9%

6,1%

5,5%

30,1%

Incluye: Consumo Final, Consumo transformado, y pérdidas Gas natural en condiciones para venderse al mercado consumidor con un poder calorífico de 9400 cal/kg

205

Cuadro 78 Proyección Del Consumo Bruto Comercial De Energía Para 2020. Escenarios De Crecimiento Anual Del Producto Bruto

BRASIL

Total 199 9

2020 2 % 3,5%

Derivados Petróleo 6 625 1016 1139 10 bbl Gas natural 9

3

4,6

10 m

Hidroelectricidad(b) TWH

1999 5% 1296

45,4 51,5

54,6

59,1 62,7

76,9

333 584

Generación Eléctrica Adicional en CT a C.M u 25 otros.-TWH

Producción nacional (%)

666

763

87,6 99,6

114,6

43,8 49,8

57,3

2020

Importados (%) 1999 2%

3,5%

5%

0

0

0

95

5

5

5

70

66

21

30

34

61

58

47

43

42

53

90

94,3

95

95,7

10

5,7

5

4,3

100

100

100

100

0

0

0

0

92

90

2%

3,5%

5%

100

100

100

95

95

79

2020

92

10

(e) 153

Total promedio 6 de energía 10 Tep 169 321 (a)

365

412

84%

-----

87%

-----

16%

------

Producción total de 358 730 electricidad ©

832

954

90,7

95,4

95,9

96,4

9,3

4,6

4,1

3,6

666

763

90

94,3

95

95,7

10

5,7

5

4,3

166

191

100

100

100

100

0

0

0

0

2,12 2,27 2,28

2,32

------

------

------

-----

-----

-----

-----

-----

Producción de Hídro electricidad ©

333 584

13% -------

Producción de Termo electricidad 25 © Coeficiente de Electrificación (d)

146

a) b)

Energía total comercial con 10700 kcal/kg. Incluye otras comerciales y cr-mineral para usos no termoeléctricos. En 2020 se estimó un promedio de 3500 calorìas para generar 1 kWh en la hipótesis de 2 %, y de 2700 cal, en la hipótesis de 5 %. Para la hipótesis del 3,5 % se tomo 2675 Kcal / kwh. c) Miles de millones de kWh=TWH. d) Kwh / kep totales comerciales. e) Adicional a la Hidroelectricidad y a las CT a GN. Dependiendo de los escenarios de Generación a base GN, se debe completar la matriz de electricidad bruta con otras centrales térmicas a base de carbón y/o derivados de petróleo y en menor medida a base de biomasa y/o nuclear. Por tanto y dado que este detalle de la planificación a largo plazo de la generación adicional no esta definido ni delineado por Brasil, computaremos la energía en TWH necesarias.

153

El promedio se refiere a los dos escenarios de uso de GN (8% Y 14%)- y por tanto de otros combustibles adicionales para CT- a efecto de la generación de electricidad adicional a la base del 80 % hidráulica, supuesta para el 2020. Estos escenarios de GN son como se indicó en páginas anteriores la política de GN para generación eléctrica según el escenario de autoabastecimiento petrolero o no.

206

Cuadro 79 6

Proyección De La Matriz Bruta (10 Tep) De Energía Para 2020. Escenarios De Crecimiento Anual Del Producto Bruto (% A.Ac)

BRASIL

Derivados Petróleo Gas Natural

Hidroelectricidad

Energéticos para CT Adicionales a hidro y GN C. Mineral y otros comerciales Leña + otros fuera mercado

1999 88,8

47

3,8

2

28,7

15,2

10,8

5,7

36,9 20

2020

%

19,5 10,6

PBI-2 %

PBI-3,5%

%

PBI-5%

144,3

161,7

40,4

184,1

37,7

42,8

49,1

52,1

50,2

57,3

37,7

42,8

11,9

45,3 63,8

14,4

65,6

49,3 8,1

18,8

21,4

54,5

61,2

35,3

39,6

356

400

24,6 15,3 9,9

69,9 45,3

Total Promedio 189

de energía 6

10 Tep

100

100

457

207

CUADRO 80 PROYECCIÓN DEL CONSUMO BRUTO COMERCIAL DE ENERGÍA PARA 2020. ESCENARIOS DE CRECIMIENTO ANUAL DEL PRODUCTO BRUTO

ARGENTINA

Total 1999

Producción nacional (%)

2020

1999

5%

0

0

0

0

73

5

12

20

27

94,7

95,5

10

6,1

5,3

4,5

100

100

100

0

0

0

0

90,7 100,7 114,2 96,3

----

89,1

----

3,7

----

10,9

----

Producción total de electricidad © 77,7 141,4 163,4 190,1 96,9 y (b)

98,3

98,5

98,7

3,1

1,7

1,5

1,3

90

93,9

94,7

95,5

10

6,1

5,3

4,5

53,6 101,8 117,6 136,9 100

100

100

100

0

0

0

----

----

----

----

----

----

9

3

10 m

Hidroelectricidad TWH

3,5%

5%

249

349

100

100

100

100

32,5 58,9 64,55 70,9

95

88

80

24,1 39,6

90

93,9

100

2020 3,5%

Gas natural 154

2%

175

5%

1999 2%

Derivados 6 Petróleo 10 bbl

2 % 3,5%

2020

Importados(%)

295

45,8 53,2

Nuclear TWH

7,88

10

10

10

(e) Total promedio de energía 106 Tep

64

(a)

Producción de Hídro electricidad 24,1 39,6 ©

45,8 53,2

Producción de Termo electricidad ©

Coeficiente de 1,22 1,56 Electrificación (d) a) b) c) d)

154

1,62 1,67

----

0

----

Energía total comercial con 10700 kcal/kg. Incluye otras comerciales y cr-mineral para usos no termoeléctricos. En 2020 se estimó un promedio de 3500 calorías para generar 1 kWh en la hipótesis de 2 %, y de 2700 cal, en la hipótesis de 5 %. Para la hipótesis del 3,5 % se tomo 2675 Kcal / kwh. Miles de millones de kWh=TWH. Kwh / kep totales comerciales. e) Se supone la puesta a punto de Atucha II y funcionamiento estable a partir del 2005 con factor de planta global de fp=0,65 , siendo Energía _ Generable = fp* Energía máxima posible..

Independiente de la casi segura explotación de nuevos pozos gasíferos en Argentina que no permitan llegar al 2020 con R/P del orden de 5 o 6 años, es de alta probabilidad el retorno a la importación desde Bolivia. Esto respaldado en varias razones, a) la presencia en Bolivia y Argentina de las mismas empresas que buscarán rentabilidad a sus negocios regionales, b) la creciente demanda chilena que buscará contratos a largo plazo a efecto de asegurar y estabilizar sus mercados internos, c) las reservas de Bolivia estimadas al año 2020 que son capaces de suministrar sin problemas hasta el año 2040 los consumos esperados de Argentina y Brasil.

208

Cuadro 81 6

Proyección De La Matriz Bruta ( 10 Tep ) De Energía Para 2020. ESCENARIOS DE CRECIMIENTO ANUAL DEL PRODUCTO BRUTO (% A.Ac)

ARGENTINA

Derivados Petróleo Gas Natural

Hidroelectricidad

Nuclear C. Mineral y otros comerciales Leña + otros fuera mercado

1999

2020

% PBI-2 %

PBI-3,5%

%

PBI-5%

24,7

38

35,16

41,66

36,6

49,28

27

41,5

48,9

53,6

47,1

58,9

2,07

3,2

3,41

3,94

1,13

1,74

1,43

1,43

8,5

7,7

6,0

5,5

103,4

113,83

9,10 1,00

Total de energía 106 Tep 65,0

9,2 6,36 100

3,46 1,26 6,77 4,81 100

4,58

1,43 6,5 4,0 124,7

209

Cuadro 82 Proyección Del Consumo Bruto Comercial De Energía Para 2020. Escenarios De Crecimiento Anual Del Producto Bruto

URUGUAY

Total 1999

Producción nacional (%)

2020 3%

Derivados 6 Petróleo 10 12,7 22,5 155 bbl

4%

1999 5%

2020

Importados(%) 1999

3%

4%

5%

2020 3%

4%

5%

23,7 25,1

95

100

100

100

5

0

0

0

2,091 2,265 2,448

0

0

0

0

0

100

100

100

6,77 6,77

100

100

100

100

100

100

100

100

5,9

6,25

96,7

----

100

----

3,3

----

0

----

13,5 14,2

100

100

100

100

100

100

100

100

6,77

6,77 6,77

100

100

100

100

100

100

100

100

1,47 6,13

6,73 7,43

100

100

100

100

100

100

100

100

Coeficiente de 2,98 2,31 Electrificación (d)

2,29 2,27

----

----

----

----

----

----

----

----

Gas natural 109 m3

Hidroelectricidad TWH Total promedio 6 de energía 10 Tep

0

5,5

6,77

2,34 5,59

(a) Producción total de electricidad © 6,97 12,9 y (b) Producción de Hídro electricidad 5,5 © Producción de Termo electricidad ©

e) Energía total comercial con 10700 kcal/kg. Incluye otras. f) En 2020 se estimó un promedio de 3500 calorías para generar 1 kWh en CT, en la hipótesis de 2 %, y de 2700 cal, en la hipótesis de 5 %. Para la hipótesis del 3,5 % se tomo 2675 Kcal / kwh. g) Miles de millones de kWh=TWH. h) Kwh / kep totales comerciales.

155

Se supone que independientemente del resultado del plebiscito popular próximo (diciembre de 2003), la inversión de remodelación y ampliación a 50 mil barriles/d esta encaminada y por tanto es de prudentes y lógico asumir que se mantiene el objetivo de refinación nacional al máximo posible es decir 100% hasta el año 2020.

210

Cuadro 83 Proyección De La Matriz Bruta (106 Tep) De Energía Para 2020. Escenarios De Crecimiento Anual Del Producto Bruto (% A.Ac)

URUGUAY

1999

Derivados Petróleo Gas Natural

Hidroelectricidad

C. Mineral y otros comerciales

6

Total de energía 10 Tep

PBI-3 %

PBI-4%

%

PBI-5%

1,79

66,3

3,18

3,35

52,2

3,55

0

0

1,74

1,88

29,3

2,03

0,47

17,4

0,58

0,58

9

0,58

0,09

0,09

0,49

0,52

6,08

6,42

0,08

Leña + otros fuera mercado

2020

%

0,36 2,7

2,9 13,4 100

1,5 8 100

0,09 0,56 6,81

Repaso de algunos supuestos básicos para Uruguay: i) Derivados: La producción nacional/importados se refiere a la refinación local/importados, es obvio en el caso Uruguayo que el crudo es 100% importado. ii) GN: Escenario medio que refleja una sustitución optimista media del 10% del resto de las energías y una generación eléctrica escalonada al año 2020 de 2 centrales de CC de 360 MW. ii)

Unidad Base: TEP, Se computo el equivalente teórico de la hidroelectricidad.

iii) Los contratos de electricidad firme, serán únicamente a efectos de respaldo ante fallas o sequías agudas, guiados por criterios de capacidad de respaldo frío nacional o independencia mínima eléctrica.

211

e) Proyección de las inversiones físicas necesarias para el suministro en el año 2020; consideraciones sobre coeficientes de capital. i)

Estimación de la capacidad de las instalaciones necesarias.

Fijadas las necesidades anuales de suministro de los diferentes combustibles y de electricidad, así como la parte que se espera satisfacer con producción nacional, es necesario estimar la magnitud de las instalaciones que permitirán su consecución. Es decir se trata de determinar las capacidades como los siguientes: centrales eléctricas, refinerías de petróleo, medios de transporte y distribución de los consumos de origen nacional y extranjero etc. La capacidad de estas instalaciones debe permitir un servicio adecuado de las demandas instantáneas en los diversos lugares, para lo cual, además de las capacidades anuales que deben atenderse en el conjunto del país, ha de tenerse en cuenta su distribución través del año y en las diversas regiones caracterizadas. Solo así y con los debidos márgenes de reserva para emergencias, se podrá hacer frente a los máximos de curvas de demanda y disponer de los necesarios centros y terminales de transmisión y distribución. Sin embargo como la amplitud de este estudio no ha permitido una proyección de las necesidades en esta forma detallada, sino únicamente en escala nacional y en totales anuales, solo aproximadamente se podrá calcular la magnitud de las instalaciones. Para esto se usarán coeficientes que relacionan los comportamientos medios nacionales de los diversos elementos que entran en juego, sin tomar en cuenta diferencias locales estacionales u ocasionales. Tales coeficientes se han adoptado en función de la experiencia real de los diferentes países y de las alteraciones que es dable esperar como resultado de nuevas tasas de desarrollo económico, o de nuevos niveles de abastecimiento energético. A continuación se describen brevemente los métodos seguidos en el cálculo de la magnitud de las diversas instalaciones. o

Electricidad

En el capítulo precedente, basados en los anexos 1 y 2, se determinó la cantidad de energía que será necesaria generar en el 2020. Dicha producción y las características del consumo-fundamentalmente su factor de carga-156 permiten determinar la cuantía de las instalaciones mínimas necesarias. Agregando a estas la 157 capacidad de reserva, se encuentra la potencia total que debería hallarse instalada en el 2020, la que se distribuye en hidráulica y térmica conforme al cálculo indicado más abajo. Los factores de carga han oscilado cerca de 72 por ciento en los dos países más grandes de la región158, aunque ocasionalmente por zonas han resultado menores. Existen varias maneras de mejorar estos factores de carga que además de ser usadas por las empresas abastecedoras deberían ser incorporadas por los estados para el manejo e implementación de sus políticas energéticas.

156

El consumo determina “la demanda media anual” que, dividida por la “demanda máxima”, da el “factor de carga”. En general se denomina “demanda eléctrica” a la energía consumida por unidad de tiempo. (Una demanda de 1 kW mantenida durante una hora de origen a un consumo de 1 kWH. Durante un año daría origen a un kW año u 8760 kWH, igual al que realmente tiene lugar. 157

Esta potencia queda determinada por la fórmula:

P1 =

G (1 + R ) 8760 × f .c

en que

Pt = Potencia total necesaria en kW; G = Generación en barras de usina en kWH f.c. = Factor de carga; R = Coeficiente de reserva (=Pot de reserva/ demanda máxima) 158

Uruguay presenta un Fc promedio de 0.62 en los últimos 4 años

212

Son estas, por ejemplo, la de interconectar grandes zonas con consumos complementarios, desarrollar demandas en las horas de menor consumo en sectores que pueden ser fácilmente regulados, como calefacción eléctrica de ambientes, calefacción eléctrica de agua, transportes y ciertos usos comerciales e industriales159. En este trabajo se supone que en general se aplicaran medidas como las descritas y que podrá llegar ponderadamente en toda la región a un factor de carga de 0,78 –para Uruguay un 0,70al cabo de los próximos diez años. Este factor tiende a ser estable porque, en situaciones de mínimo desarrollo, el abastecimiento de electricidad se torna precario, obligando a un control y a un racionamiento más estricto del consumo que se traducen en un mejor aprovechamiento de la potencia instalada y por ende en mejores factores de carga. Por otro lado, en condiciones de mas alto desarrollo, el auge industrial, y de las actividades consumidores en general, tienden a diversificar los consumos en forma tal que se obtenga igualmente un aprovechamiento de alto factor de carga. La reserva que se proporciona por encima de la demanda máxima del sistema eléctrico total permite hacer frente a emergencias, a alzas repentinas de la demanda y sirviendo como incentivo para la localización racional de los centros consumidores, el abastecimiento de 160 energía puede constituir un poderoso elemento motor del desarrollo industrial y urbano . Esta capacidad de reserva ha faltado, en general, en casi todos los centros consumidores de la región, y los equipos, en gran parte muy avanzados en su vida útil, se han usado 161 sobrecargados. Como hipótesis para este trabajo, se han tomado reservas del 20%. Para determinar la proporción en que la potencia total de dividirá en equipos térmicos e hidráulicos se han asignado diferentes grados de utilización a ambos tipos de equipamiento.162 Cuando las condiciones de los recursos lo permiten, generalmente lo más recomendable es disponer de usinas hidroeléctricas como centrales de base, es decir, para cubrir la parte de la curva aproximadamente limitada por las demandas mínimas. Por esta razón en países donde la proporción de equipamiento hidroeléctrico es relativamente alta, como en Brasil; se le ha dado un aprovechamiento mayor que a los equipos térmicos. En la Argentina, en cambio al ser más pareja la proporción de equipamiento térmico (incluido el nuclear), estos deben trabajar tanto para carga básica como en cargas de punta y, por lo tanto, su aprovechamiento resulta similar al de las centrales hidroeléctricas.

159

Un factor de carga bajo significa que existe una gran disparidad entre la carga de las horas de máxima potencia (Puntas) y las de otros periodos (valles y semivalles). Existe gran interés en llenar estos últimos para elevar el factor de carga y disminuir los costos unitarios, repartiendo los mismos costos fijos potencia instalada) sobre un mayor numero de kWH (energía). Como la demanda máxima en los diferentes modos de consumo no se produce en el mismo instante, conviene tener en cuenta el criterio de diversidad que representa la relación entre la suma de las demandas básicas individuales (generalmente no coincidentes en el tiempo) y la demanda máxima simultánea de todos los usuarios. La importancia de los fenómenos de la diversidad y simultaneidad (por modo de consumo) Indica en donde mejorar el factor de carga del sistema. 160

Conviene anotar que la interconexión de sistemas reduce la necesidad de grandes reservas, y que en algunos círculos se tiende también a adoptar el procedimiento de sobrecargar regularmente los generadores para aumentar su aprovechamiento, aunque fuera en detrimento de su vida útil, pero sin afectar las reglas de seguridad. 161 En países como los Estados Unidos se ha pasado de usar desde un 11% en el año 1955 hasta un 18-20% después del famoso blackout de 1978. 162 Se llama “utilización” el numero hipotético de horas que habrían trabajado los equipos a plena carga para abastecer el consumo real. Se obtiene dividiendo la producción por la capacidad instalada. También puede expresarse como “factor de utilización”, representando el cociente entre las horas hipotéticas mencionadas y el total de horas en el año (8760). El factor de utilización es igual al factor de carga dividido por el factor de reserva (este último resultado del cociente entre la capacidad instalada y la demanda máxima. El hecho de que la utilización de los equipos no puede igualar a la teórica de 8760 horas en el año, hace que la potencia requerida sea muy superior a la teórica e igual a esta dividida por el factor de utilización. En realidad se ve que la capacidad instalada en equipos térmicos e hidroeléctricos pudo haberse calculado dividiendo las producciones de ambos tipos (determinadas en el capitulo anterior) por las “utilizaciones” respectivas que se le asignen. Esto sin embargo no habría permitido considerar los aspectos de factor de carga y reserva. Por ello se prefirió la manera descrita, que solo puede partir de la determinación de la capacidad total de los sistemas, porque el factor de carga es característico del consumo y no de los equipos que abastecen.

213

Cuadro 84 Utilización Promedio Nacional De Equipamientos Térmicos E Hidroeléctricos Para Servicio Público, 2020 (Horas) País Argentina Brasil Paraguay Uruguay

Equip.tèrmico 4920 1366 0 2943

Equip. Hidroel. 1913 5467 5519 3189

Promedio Total 6833 6833 5519 6132

Las cifras consignadas en el cuadro siguiente, C85, muestran las capacidades instaladas totales, divididas en hidro y termoeléctricas, necesarias para 2020. También se exponen las necesidades de generación reales en 1999 y las esperadas en el 2020 estudio. En rigor debería agregarse a la capacidad adicional en el periodo de la proyección, un margen para la reposición de equipos gastados (reinversión), que es inevitable y que significa cifras importantes. Este hecho se ve reforzado por el supuesto de que el rendimiento de las centrales térmicas mejoraría en el futuro, siguiendo la tendencia general en este campo. Ello se realizará en parte por la construcción de centrales nuevas; también habría que reemplazar parte importante de las centrales más viejas que actualmente están consumiendo cantidades de combustible por completo antieconómicas. Por otro lado, también hay que tener presente que gran parte del equipamiento hidroeléctrico ha estado sometido a un trabajo excesivo que no ha permitido un mantenimiento adecuado. Como la determinación de las necesidades de esta reposición de equipo resulta sumamente difícil con la información disponible, no se ha incluido la cifra correspondiente, que en el correr del decenio puede llegar, en muchos casos, al 15% de la potencia instalada en 1999. Si bien estas reposiciones deberían financiarse con las reservas para amortizaciones en poder de las compañías productoras, bien podría ocurrir que las sumas correspondientes no llegaran a cubrir los márgenes deseables, aunque las reimpresiones de las compañías alcanzan montos elevados. En consecuencia el capital necesario para estas pasara también a gravar los presupuestos de necesidades futuras. En relación con la generación de capacidad estimada, debe tenerse en cuenta que ello implica el transporte de la energía eléctrica, según los casos, a mayor o menor distancia, para ponerla en los centros de consumo y, además, las instalaciones de distribución urbana y rural, para entregar la energía al consumidor final. Estos medios de transmisión y distribución suelen tener una capacidad mayor que la de generación, pues nunca se les utiliza simultáneamente y es posible, mediante la diversificación natural de consumos, servirlos con un potencial menor. Sin embargo, la relación que estas redes guardan con la capacidad generadora es relativamente fija, y se determina con ayuda de los citados coeficientes de diversificación. Como el objetivo de este trabajo, para la región, no se trata de efectuar cálculos técnicos, no se ha realizado una estimación separada de dichas instalaciones adicionales. Sus costos son proporcionales a la capacidad de generación, y los diversos casos de transmisión que impone la diferente ubicación geográfica de los recursos hidroeléctricos, y para un cálculo estimativa deberían ser tomados en cuenta en el cálculo de los coeficientes unitarios de capital, que se trata en el punto siguiente (2).

214

Cuadro 85 Región: Capacidad De Generación De Electricidad, 1999-2020 (TWh A Generar Y MW Adicionales A Instalar)

País Argent. Brasil Parag. Urug.

o

Generada 1999-TWH Hidro Termo Total 24,1 53,6 77,7 333,3 23,3 358,4 5,9 0 5,9 5,5 0,56 6,97

Generada 2020- TWH Hidro Termo Total 45,8 117,6 163,4 665,7 166,4 831,1 13,6 0 13,6 6,77 6,13 12,9

Adicional a Inst- MW Hidro Termo Total 1800 4722 6522 73600 18400 92000 0 0 0 163 0 912 912

Petróleo y GN

En el capítulo anterior se estimó la producción probable de petróleo bruto y gas natural que cabra esperar de los yacimientos de la región en 2020. El cálculo de la capacidad de producción diaria de las instalaciones que permiten obtener esas cantidades anuales no ofrece dificultad, puesto que las operaciones de extracción y de transporte de crudo generalmente se realizan de modo continuo y uniforme. En el cuadro siguiente aparecen la producción de petróleo que se tuvo como base en 1999, y la capacidad proyectada para los yacimientos en 2020 en barriles por día. De la diferencia entre ambas cifras resulta la capacidad adicional a establecerse en el lapso.

Cuadro 86 Región: Producción De Petróleo Para Consumo Interno, 1999-2020 (Miles De Barriles Por Día)

Argentina Brasil Paraguay Uruguay Total

Real 1999 530 1894 30,3 34,8 2489

C. interno 2020 894 3452 49,4 61,7 4457

Adicional 1999-2020 364 1558 19,1 26,9 1968

Para obtener la capacidad de refinación local en barriles de petróleo crudo tratado por día, se ha partido del dato de refinación anual del capítulo anterior, lo que hace necesario tomar en cuenta el grado de utilización de esta clase de instalaciones. Como las refinerías trabajan en forma casi continua, se prevé una utilización anual de casi 330 días, para tener en cuenta los períodos de revisión, ajustes o para responder a las variaciones de la demanda, accidentes, etc. En la determinación de las capacidades de refinación se ha tenido en cuenta también la proporción de los diversos derivados que exige la demanda, con el objeto de decidir si era posible satisfacerla con los crudos nacionales y si se necesitaban refinerías corrientes o de algún tipo especial.

163

En el caso uruguayo, este total de MW a instalar debería formarse con una componente importada más la componente de las nuevas centrales a GN; siendo de política energética la definición del porcentaje de importación respecto a la generación local de suministro firme o al respaldo nacional de potencia, donde se adicionan las centrales térmicas a fuel oil y gas oil.

215

En el caso de los países importadores de crudo en que se instalan refinerías, se adoptó la premisa de que estas permitieran el abastecimiento total de la demanda y por ello fue necesario considerar con mayor atención la composición de la misma164 La proporción de livianos es del orden del 30 % lo que no plantea problemas serios a la refinación. Sólo en el caso de Uruguay se plantea una proporción distinta, lo que exigirá instalaciones especiales, o que se llegue a una compensación en base del comercio exterior. En el cuadro siguiente las cifras consignadas exponen las capacidades de refinación previstas y adicionales que resultan después de restar la capacidad instalada en la actualidad.

Cuadro 87 Región: Capacidad De Refinación Para Consumo Interno, 1999-2020. (Miles De Barriles Por Día)

Argentina Brasil Paraguay Uruguay165 Total

Real 1999 625 1961 7,5 50 2643

C. interno 2020 894 3452 49,4 61,7 4457

Adicional 1999-2020 269 1491 41,9 11,7 1814

Las instalaciones de transporte de petróleo crudo y de productos refinados deben tener capacidades (en barriles por día) que sean iguales a las del crudo producido, en el primer caso, e iguales a la de refinados consumidos en el segundo.

. Cuadro 88 Región: Consumo Interno De Gas Natural, 1999-2020 (Millones De m3/Día)

Argentina Brasil 1 Brasil 2 Paraguay Uruguay Total

Real 1999 88,9 12,6 12,6 0 0 101,5

Proyectado 2020 176,9 141.1 171,8 0,3 5,8 354,8

Adicional 1999-2020 87,89 128,5 159,2 0,3 5,8 253,3

La comercialización de los productos terminados, tanto de origen local como importados, exige inversiones en terminales marítimas, centros de distribución, playas de almacenamiento, estaciones de expendio que deben calcularse en función del consumo neto total, que aparece en el cuadro C76 para 1999 y para las proyecciones de 2020.

164

El caso uruguayo se debe principalmente a una distorsión de la demanda creada por un problema fiscal, que la distorsionó, alejándola del mercado perfecto (o en realidad al menos del costo referente económico). 165 A la fecha son 38 kbbl/d la capacidad efectiva, pero, se computaron 50 kbbl/d dado que este proyecto de ampliación de la refinería esta aprobado para el período de ejecución 2000-2004.

216

ii)

Coeficientes de capital

Definida la capacidad total de instalaciones adicionales que deben financiarse en el lapso 2003-2020, es preciso fijar un costo medio unitario, o coeficiente de capital, que le sea aplicable para estimar su valor. El procedimiento general a seguir para el objeto consiste en definir, primero, para cada país y sector energético, grupos de instalaciones de tipo y características generales más o menos semejantes y, en lo posible localizadas geográficamente. En cuanto a la electricidad se deben prever aproximadamente los posibles grandes sistemas que permitirían aprovechamiento hidroeléctricos determinados, con sus consiguientes líneas de transmisión, o grupos de generación térmica en grandes unidades. Para la producción de petróleo, se debe tomar en cuenta las zonas de yacimiento de desarrollo factible en los próximos años, junto con las consiguientes consecuencias en materia de transporte. Se debería estimar, además, los incrementos en las instalaciones de transporte y distribución para hacer llegar al lugar de consumo final tanto el producto local como el importado. Individualizados así los tipos de instalaciones en cada sector energético, se pueden estimar enseguida sus respectivos costos unitarios de la combinación, de los cuales resultaría un promedio nacional. A los costos unitarios a utilizar en este cálculo, se llega después del análisis de gran cantidad de ejemplos específicos, tanto de la región como de otras partes del mundo. Como es múltiple la variedad de estructuras que se encuentran en la región, así como también las diferentes combinaciones alternativas que podrían haberse estudiado para llegar al costo más económico, los costos unitarios medios adoptados no pueden reflejar sino aproximadamente la verdadera exigencia de capital. Sobre el particular, conviene hacer mayores consideraciones. Los costos unitarios, o coeficientes de capital, son las inversiones necesarias para producir, transportar o distribuir una unidad de producto físico. Estas inversiones a estimar responden al objeto de dar una medida de los capitales que se necesitarán para realizar las obras proyectadas. Ellas incluyen el activo fijo, integrado por instalaciones, edificios, maquinarias, equipos, bienes raíces, etc., y la parte del activo circulante correspondiente al servicio de los equipos, repuestos y herramientas, por ejemplo. El capital de trabajo necesario está excluido de este cálculo. Sin embargo debe tenerse presente, que en algunos casos (como el de las nuevas empresas petroleras que financiaron los gobiernos), las previsiones iniciales de capital deben incluir también gran parte del que se precisa para el giro de las operaciones cuando, por su cuantía, está fuera de las posibilidades del crédito bancario ordinario. La selección de costos unitarios medios, utilizados en diferentes aplicaciones previstas, es tarea difícil por varias razones. En primer lugar existen variaciones sobre el concepto mismo de capacidad de las instalaciones y sobre los costos que son inherentes. Por ejemplo, la capacidad de generación, en kW, de una central eléctrica se refiere generalmente a la potencia indicada por el fabricante, que se garantiza en ciertas condiciones medias específicas de operación. Sin embargo, por variar en la práctica estas condiciones, o por modificaciones ulteriores en las instalaciones, la capacidad real puede oscilar en uno u otro sentido hasta un 30 % o más, en relación con la potencia de fábrica. También en las refinerías de petróleo, el margen de diferencia es grande, debido a las diversas apreciaciones sobre la capacidad de tratamiento nominal de la planta, en barriles de petróleo por día, y al tratamiento de crudos de naturaleza distinta del que sirvió de base para calcular su dimensión.

217

Por otro lado, los presupuestos que se relacionan con las capacidades instaladas para obtener el costo unitario, tampoco responden a criterios uniformes. Algunas de las partidas de gastos, que a veces se excluyen son: planeamiento, maquinaria de construcción, interés de capital durante la construcción (intereses intercalares), impuestos, etc. En cambio pueden incluirse otras que en realidad están destinadas a unidades futuras pero que, por su naturaleza misma, sólo pueden constituirse durante la fase inicial del proyecto. La posibilidad de hacer comparaciones entre los numerosos proyectos que existen en la región se torna más difícil aún por la variedad de terrenos, estructuras adyacentes y costos que originan las diferentes localizaciones geográficas. Finalmente, quedan las diferencias inevitables entre los costos estimados para los anteproyectos, los presupuestados y los que realmente resultan de la ejecución. Todas estas circunstancias pueden tenerse en cuenta para evitar generalizaciones en la estimación de los gastos que demandará u una dotación energética. Pese a las diferencias anotadas, son más bien estrechos los márgenes de variación en que se moverá el costo unitario de los grandes grupos de instalaciones, o aun de las dotaciones en escala nacional. La validez de las cifras a adoptar descansa en este comportamiento estadístico medio. Debe señalarse que se llega a los costos así planteados actualizando a 1999 los ejemplos del pasado. Para ello debe tomarse en cuenta la evaluación del costo de los países abastecedores, así como la variación de los precios locales en la parte que corresponde a las obras civiles, instalación y manufactura nacional. Los conceptos planteados en este ítem, responden a la metodología a usar, utilizando los criterios básicos para lograr un enfoque económico razonable, en lo que hace a la inversión en los países de la región (el cuanto cuesta). Debido al margen de error que pueden tener estas estimaciones, es necesario hacer algunas consideraciones previas que respeten el objetivo de esta tesis.

Estimar inversiones para cada país, con la metodología planteada, escapa a la dimensión de este trabajo, si se pretende arribar a cifras serias y que reflejen la realidad de las necesidades de inversión de cada paísPor lo tanto en este trabajo se busco dejar clara la metodología que sustenta la dimensión económica, y sus inversiones derivadas, del sector energético. No entrando en detalles de cálculos explícitos económicos y financieros (el como se paga); dejando sí marcadas las inversiónes físicas necesarias al año 2020 para toda la región, donde con valores medios internacionales de costos por unidades física sería posible tener una idea de magnitud de las divisas necesarias.

218

3. Prospectiva energética; informe ampliado de simulaciones a)

Introducción

Los aspectos esenciales referentes a los escenarios base para la prospectiva, fueron explicados en el punto anterior (2) de esta parte de la tesis. Por tanto este anexo se limitará a los cálculos y eventuales sensibilizaciones correspondientes a algunas variables fundamentales. En primera instancia en el apartado (b), dedicada a la proyección de la demanda final y bruta, en el punto (1) se proyectarán para cada país los consumos esperados finales de energía eléctrica, sensibilizados según un rango razonable del crecimiento del PBI según el nivel de desarrollo y estado financiero. A continuación y como escenario referencial macro en lo eléctrico, se proyectan los consumos brutos esperados de energía y potencia eléctrica, buscando tener los grandes números, de ser posible, en juego sobre las necesidades físicas de inversiones probables en el sector. Posteriormente en el punto (2) y como escenario referencial macro en combustibles, se proyectarán los consumos finales esperados totales de combustibles comerciales. Adicionando el “input” de la electricidad transformada a partir de combustibles, se proyectarán en el punto (3) los consumos finales y brutos de derivados de petróleo, GN y otros combustibles comerciales. Luego en el apartado (c) presentaremos, a partir de la energía bruta proyectada, las necesidades de producción nacional y/o importación correspondientes a efectos de satisfacer la correspondiente energía bruta. En esta sección entran en juego los escenarios alternativos relevantes en lo externo, para Uruguay, de Brasil y Argentina.

b) Proyección del Consumo Final y Bruto.

i) Electricidad: Proyección del Consumo Final y Bruto de Energía y Potencia. Se efectuarán las proyecciones mediante el uso de un modelo medio al causal y al tendencial, correspondiente a cada sensibilidad del crecimiento del PBI. Para este cálculo regional indicativo se utiliza el escenario referencial, es decir la tendencia de las formas de las matrices energéticas y usos. Posteriormente, tal lo indicado, en especial para Uruguay se adicionan escenarios internos relevantes y robustos de sustitución energética166. Es de orden marcar que los escenarios internos de Brasil y Argentina son de importancia esencial para estos países y debería incluirse en un estudio serio de planificación nacional o regional. De todas maneras no es prudente apartarse del gran objetivo, la dirección o el “hacia dónde” de la política energética nacional Uruguaya, para lo que es necesario y suficiente con la proyección de los grandes números internos y especialmente los escenarios macro de impacto externo. De todas maneras se consignan para los países de las regiones los escenarios internos posibles esenciales:

Brasil Paulatina y lenta sustitución industrial y del transporte hacia GN. Mínima sustitución residencial hacia el GN en 20 años

166

Estos hablan de la sustitución potencial por GN de diferentes energéticos, entre otros la electricidad. Estos escenarios internos también existen en Brasil y en menor medida en Argentina; pero para nuestros objetivos centrales en la tesis es marginal el efecto de su consideración, especialmente en comparación con los errores lógicos cometidos en los supuestos del PBI así como posteriormente en el uso de modelos causales o tendenciales.

219

Argentina Mantiene su estructura de matriz de consumo y tendencia histórica, dado su marcada historia de sustitución por GN, de energías menos eficientes en usos adecuados. Para Uruguay en cambio, por definición, es esencial cuantificar la influencia de la sustitución potencial sobre la producción de electricidad. En tal sentido se adicionan sensibilidades de las 167 tendencias ante el efecto de diferentes tasas de sustitución de electricidad por GN, siendo los objetivos medios referentes los siguientes: Uruguay Sustitución media por GN al 2020, del 10% del consumo de electricidad de la industria; así como del 8% del consumo eléctrico del sector residencial. Del mismo modo se plantea un lento escenario de sustitución de derivados en el transporte, tomando el GN el 2% de las fuentes de dicho sector al 2020 y un 10% del sector industrial.

167

En la paret IV, dedicada a Uruguay, se pueden ver el sustento de estos escenarios medios de sustitución, derivados de la matriz de energía final y especialmente la matriz de usos eléctricos basados en encuestas.

220

Escenario Referencial Eléctrico Brasil: Gráfico 37

1200 Electricidad Final (TWh)

1000 800 600 400 200 0 80

85

90

95

PBI_2 % aac

00

05

10

15

PBI_3,5% aac

20

25

PBI_5 % aac

Gráfico 38

1400 Electricidad Bruta (TWh)

1200 1000 800 600 400 200 0 80

85

90

PBI_2% aac

95

00

05

10

PBI_3,5% aac

15

20

25

PBI_5 % aac

221

Gráfico 39

250000 Potencia Maxima Anual (MW) 200000

150000

100000

50000

0 80

85

90

95

PBI_ 2% aac PBI_ 3,5% aac

00

05

10

15

20

PBI_ 5% aac MW-Instalados Año 1999

25

222

Argentina: Gráfico 40

200 Electricidad Final (TWh)

150 134.9

130.8

126.9

123.1

119.5

115.9

112.5

100

109.2

106.0

102.8

99.8

96.9

94.0 91.3 88.6 86.0 83.5 81.1 78.7 76.4 74.2 72.0 69.9 67.8 65.8 63.9 63.3 60.9

50

57.7 55.6 55.4

52.6 50.2

47.4

44.6 43.5 43.3 42.3 40.7 38.5 38.1 36.3 34.0 32.6 31.0

0 80

85

90

95

PBI_ 2% aac

00

05

10

15

PBI_ 3,5% aac

20

25

PBI_ 5% aac

Gráfico 41

250 Electricidad Bruta (TWh)

200

150

100

50

0 80

85

90

PBI_ 2 % aac

95

00

05

10

PBI_ 3,5% aac

15

20

25

PBI_ 5 % aac

223

Gráfico 42

50000 Potencia Maxima Anual (MW)

40000

30000

20000

10000

0 80

85

90

95

PBI_2 % aac PBI_3,5 % aac

00

05

10

15

20

25

PBI_5 % aac MW-Instalados Año 1999

224

Uruguay: Gráfico 43

16 Electricidad Final (TWh)

14 12 10 8 6 4 2 80

85

90

95

00

05

PBI_1% aac PBI_2% aac PBI_3% aac

10

15

20

25

PBI_4% aac PBI_5% aac

Gráfico 44

20 Electricidad Bruta (TWh)

16

12

8

4

0 80

85

90

95

00

PBI_1% aac PBI_2% aac PBI_3% aac

05

10

15

20

PBI_4% aac PBI_5% aac

25

225

Gráfico 45

3500 Potencia Maxima Anual (MW) 3000 2500 2000 1500 1000 500 80

85

90

95

PBI_1% aac PBI_2% aac PBI_3% aac PBI_4% aac

00

05

10

15

20

25

PBI_5% aac MW_1999 MW_HIDRO_1999 MW_TERMICOS_1999

Este primer gráfico, de potencia máxima anual para Uruguay, si bien mantiene la consistencia con la forma de presentar los datos de Brasil y Argentina, no es adecuado al efecto de emitir juicios de necesidades de potencia y energía asociada dado lo reducido del parque generador y su composición. Por tanto es básico identificar la potencia de planificación (UTE) o firme (URSEA)168 instalada o autorizada a instalar en los próximos años. En tal sentido la potencia media hídrica será del 70-75% de la capacidad instalada y en segundo término la potencia firme de térmicas estará formada solamente por la futura central a GN de unos 360 MW ya autorizada por el poder ejecutivo y con entrada en funcionamiento estable anual desde el año 2006. Las generadoras térmicas a vapor sobre la base de derivados de petróleo no se consideran a efecto de los análisis en régimen “N”, es decir no se les reconoce potencia firme. De todas maneras, parcialmente, sí forman parte de la capacidad de respaldo según la normativa del regulador. En las páginas siguientes, se presentan la potencia instalada esperada luego del año 2005 a efecto de tener una cabal idea de la capacidad nacional de hacer frente a la demanda así como a contingencias, independiente de los costos de generación. Posteriormente y continuando la línea del análisis se presenta para Uruguay la capacidad, de planificación, de potencia instalada a efecto de estimar las necesidades de potencia y energía asociada en régimen “N” para después del año 2005.

168

Tal el criterio tradicional de planificación de largo plazo de UTE; o según las indicaciones reguladoras en el tema.

226

Gráfico 46

3500 Potencia MAxima Anual (MW) 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 80

85

90

95

00

PBI_1% aac PBI_2% aac PBI_3% aac PBI_4% aac PBI_5% aac

05

10

15

20

25

MW_HIDRO MW_TG MW_TV MW_PROY_2005

El gráfico anterior muestra: i) La independencia del abastecimiento eléctrico Uruguayo de avatares del mercado, suponiendo cumplimiento del contrato estable de GN por 15 años. Para esto se computan todos los generadores aptos para el despacho, sean hídricos, térmicos a vapor, a GN o ciclos combinados ii) La seguridad de abastecimiento firme a efecto de suministro de contratos 169 aproximadamente hasta los años 2013-2015 . Para este cálculo se excluye las centrales únicamente con funciones de respaldo o reserva, como es el caso de las centrales térmicas a vapor a base del fuel y diesel170

Lo anterior abre una temática que se profundizará en la propuesta final de política energética nacional a presentar en la parte V de esta tesis; temática que cuestiona el mantenimiento de la capacidad de reserva térmica a vapor contrastada, o no, con la apuesta a una integración física con Brasil que permita una capacidad de maniobra, negociación y respaldo de mejores resultados que la actual dependencia energética con la Argentina.

169

Sale de tomar potencia = potencia firme en lo hídrico + potencia probable a disposición en térmicas, y cortando con la proyección de la demanda bruta se obtiene el año de corte. 170 Se trata de unos 300 MW de las central “Batlle” a vapor y de unos 200 MW de la turbina a Gas “CTR-La Tablada”

227

En los gráficos siguientes se presenta la potencia instalada firme por un lado, la que permitirá el cálculo de las necesidades futuras en régimen “N”, y adicionalmente la potencia de reserva en centrales térmicas a vapor a efecto de regímenes “N-1” en generación o transmisión. En primera instancia en el gráfico siguiente se presentan las necesidades de potencia (MW) en función de los escenarios del PBI y cotejada con la potencia firme actual y proyectada al 2005 más la potencia de respaldo. En la página siguiente se presentan solamente para el escenario PBI=3% a.a.c las necesidades de energía (TWH), potencia (MW) firme estable y la evolución de la potencia nacional total. Gráfico 47

3500 Potencia Maxima Anual (MW) 3000 2500 2000 1500 1000 500 80

85

90

95

00

PBI_1% aac PBI_2% aac PBI_3% aac PBI_4% aac

05

10

15

20

PBI_5% aac MW_H.Firme+TG MW_TV

25

228

Gráfico 48 Proyección de Demanda Bruta y Oferta de Electricidad.(TWh) Análisis de Faltante de Oferta Futura

16 14 12 10 8 6 4 2 80

85

90

95

00

05

Demanda

10

15

20

25

Oferta-Firme

Gráfico 49 Proyección de Demanda Bruta(MW) y Oferta de Potencia(MW) Análisis de Faltante de Oferta Futura

3000

2500

2000

1500

1000

500 80

85

90

95

00

05

Demanda

10

15

20

25

Oferta-Firme

Gráfico 50 Demanda Bruta (MW) vs Ofertas Firme y Segura(MW). Análisis de la Capacidad de Holgura Nacional en Generación ante fallos "n-1" en Generadores o Líneas de Trasmision 3000

2500

2000

1500

1000

500 80

85

90

Demanda Bruta

95

00

05

10

Oferta_Segura

15

20

25

Oferta_Firme

229

Resumen De Necesidades Incrementales Y Totales Al 2020, 171 De Potencias (MW) Y Energías (TWH) Asociadas , Respecto Del Régimen Medio De Generaciones Nacionales. 172 Escenario Medio Del Crecimiento Del PBI

2005 E P Brasil Argentina Uruguay a Uruguay b

CUADRO C89 2010 2015 E P E P

2020 E P

Totales 20207

E

P

79,4 0 0

13326 0 0

99,9 0 0

16781 0 0

123,6 4,3 0

20747 712 0

154 28,1 1,4

25844 4723 232

457 32,4 1,4

76698 5435 232

0

0

0,54

91

1,78

298

1,15

371

3,47

760

En resumen: o

El cuadro anterior busca cuantificar en las próximas dos décadas, las necesidades macro referentes a generación de electricidad. Claro está que estas necesidades 173 pueden satisfacerse con la generación propia de electricidad en territorios nacionales a partir de reservas de fuentes primarias, o en su defecto la firma de contratos de electricidad con potencia y energía asociada en la medida que exista una integración física real apta.

o

Para el año 2020, las necesidades de potencia firme disponible, en grandes números son: Brasil 77 GW, Argentina 5,5 GW, Uruguay 0,76 GW.

o

171

o

Las potencias efectivas a instalar en los países dependen del tipo de generación disponible, de la política de reserva de suministro y de seguridad nacional y finalmente de opciones económico financieras, siendo en todos los casos superiores a la potencia firme necesaria.

o

La opción indicada como “Uruguay-a”, que parte del parque total, representaría la capacidad adicional de generación nacional a efecto de mantener una independencia relativa del suministro con la infraestructura actual de interconexiones.

o

No se mostró Paraguay, debido a que no tiene necesidad de incrementar su Potencia instalada. Partiendo de unos 5 TWh consumidos en el año 1999 se llegaría a unos 14 TWh en el 2025 en un escenario medio del 5% aac. La capacidad instalada es de 7,5 GW, siendo la energía media anual de 22TWh, teniendo capacidad exportadora suficiente mucho más allá del año 2025.

Por Energía asociada entendemos, la referente a la nueva potencia a instalar, ese año, luego de saturada la existente. 172 Para Brasil y Argentina de 3,5 % aac; para Uruguay 3% aac. 173 Se define esta cuestión en la sección 2.

230

c)

Proyección del Consumo de Combustibles. i)

Consumo de Combustibles Comerciales Finales Totales Brasil: Gráfico 51

400000

Total Equivalente de Combustibles (kTEP)

350000 300000 250000 200000 150000 100000 50000 80

85

90

95

PBI_2 % aac

00

05

10

15

PBI_3,5% aac

20

25

PBI_5 % aac

Argentina; Gráfico 52

100000 Total Equivalente de Combustibles (kTEP) 80000

60000

40000

20000 80

85

90

PBI_2 % aac

95

00

05

10

PBI_3,5% aac

15

20

25

PBI_5 % aac

231

Uruguay: Gráfico 53

6000 Total equivalente de combustibles (kTEP)

5000

4000

3000

2000

1000 80

85

90

PBI_1% aac PBI_2% aac

95

00

05

10

PBI_3% aac PBI_4% aac

15

20

25

PBI_5% aac

232

ii)

Consumo Final de Derivados de Petróleo y GN.

La proyección de derivados de petróleo finales se obtiene restando de las necesidades de combustibles comerciales totales finales las proyecciones de necesidades finales de GN y de 174 otros combustibles . Las necesidades finales de GN son proyectables y maduras solamente en la Argentina, siendo cuestión de políticas energéticas en Uruguay y Brasil. De todas maneras y continuando con la búsqueda de los grandes números que marquen el sendero regional por un lado, y que esencialmente el GN será utilizado para generación de electricidad por otro; es consistente un escenario medio realista de sustitución de usos finales de derivados por GN tanto Brasil como en Uruguay. Estos escenarios internos de sustitución fueron presentados al comienzo de esta sección. Sobre los escenarios internos medios relevantes se planteó, tal lo ya expresado, utilizar tasas de sustitución medias razonables de electricidad y derivados por GN. Diferenciando en función de los objetivos de esta tesis, el caso de Argentina y Brasil del caso de Uruguay. En concreto las bases para los cálculos suponen las siguientes políticas de usos finales internos de GN: Argentina Mantenimiento porcentual estable de las participaciones y sustituciones de fuentes finales en las matrices sectoriales de consumo energético final. Brasil: El GN final para el año 2020, toma un 15% de derivados y un 10% de la electricidad. Uruguay: A efectos de un primer cálculo medio - optimista y que reserve para Uruguay una sección 175 exclusiva de análisis, definimos un escenario referencial con sustitución media de usos finales; en tal sentido se adopta que para el año 2020 el GN toma el 10 % de mercado combustibles (líquidos + biomasa) y de electricidad. 176

Se exponen a continuación los resultados gráficos de las proyecciones finales del consumo de GN y petróleo equivalente de derivados. .

174

Dentro de los comerciales, solo es relevante en Brasil el carbón mineral y otras fuentes primarias variadas. Siendo menor el peso en Argentina y prácticamente inexistente en Uruguay. 175 Basado por un lado en el conocimiento de los mercados disputables para usos finales del Uruguay, entre energéticos; y de estudios oficiales de la DNE respecto a la entrada del GN: “Estudio de la Oferta de Energía-1995”, DNE, con asesoramiento del LNA (USA). 176 La comparación con la capacidad de refinación del petróleo final equivalente es a efectos de análisis cualitativos y gráfica del cálculo de necesidades; debiendo para calcular las necesidades de petróleo crudo, ajustar (lo que se hace en el capítulo 1) las pérdidas de refinería y la disponibilidad anual en caso de cubrir estas con refinación local. Para el caso de importar directamente estas necesidades de petróleo equivalente, el resultado es directamente el de las gráficas o del cuadro resumen de necesidades presentado en página 23.

233 177

El Consumo Final Medio De Derivados Y Gn Brasil: Gráfico 54

Consumo Final de Petroleo Equivalente (MM bbl/d) Capacidad Instalada de Refinerias (MM bbl/d)

4

3

2

1

0 80

85

90

95

00

PBI_ 2 % aac PBI_ 3,5 % aac

177

05

10

15

20

25

PBI_ 5 % aac REFINACION_1999

Por lo relevante en lo externo se adiciona la proyección del GN interno para Argentina

234

Argentina: Gráfico 55

Consumo Final de Petroleo Equivalente (MM bbl/d) Capacidad Instalada de Refinerias (MM bbl/d) 1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2 80

85

90

95

00

PBI_ 2% aac PBI_ 3,5% aac

05

10

15

20

PBI_ 5% aac REFINACION_1999

25

235

Uruguay: Gráfico 56

Consumo Final de Petroleo Equivalente (k bbl/d) Capacidad Instalada de Refinerias (k bbl/d) 80

60

40

20

0 80

85

90

95

PBI_1% aac PBI_2% aac PBI_3% aac

00

05

10

15

20

PBI_4% aac PBI_5% aac REFINACION_2005

25

236

BRASIL

178

: Gráfico 57

GN Final en Millones de m^3 / dia 140 120 100 80 60 40 20 0 80

85

90

95

00

05

10

15

20

25

15% SUSTITUCION AL 2025 10% SUSTITUCION AL 2025

ARGENTINA179: Gráfico 58

Consumo Final de GN- Millones de m^3/dia 100

80

60

40

20

0 80

85

90

PBI_2 % aac

178

95

00

05

10

PBI_3,5 % aac

15

20

25

PBI_5 % aac

Se manejó una banda razonable de sustitución por parte del GN, según los planes del gobierno de Brasil al 2020 y 2025. Este GN, puede ser de importación o de producción propia. Las proyecciones están basadas en un crecimiento del PBI=3,5 % aac. 179 Para Argentina dado que el mercado es estable en cuanto a sustituciones y por tanto el crecimiento unitario es esencialmente vertical, se proyecta el consumo medio esperado en función del PBI.

237

Uruguay

180

-Gn Final: Gráfico 59

Millones de m^3/dia - Escenario Medio PBI-3% aac 2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0.0 80

85

90

95

00

05

10

15

20

25

Sustitucion Media 10% Global

Consideraciones sobre el escenario medio-optimista: Este escenario busca, como se marcó en toda esta tesis, fijar una idea de magnitud respecto al uso optimista medio del GN tanto en sustitución final de combustibles y de electricidad en usos diversos; a lo que en páginas siguientes se le adiciona el GN para generar electricidad y pérdidas obteniendo el GN bruto a exportar y transportar. Respecto al GN final se supuso una penetración, mayoritariamente por sustitución que por 181 crecimiento vertical u horizontal, del 10% del GN en la matriz final del año 2020.Este 10% proviene de la sustitución del 8% de combustibles, formado por 4% de derivados (esencialmente fuel oil industrial) y 4% de leña y carbón vegetal (esencialmente industrial); y por 2% de electricidad, formado por la sustitución del 30% del mercado disputable eléctrico que es el 30% del total de la electricidad final usada. Las sustituciones en el sector transporte, con mucho apoyo de política energética, serán marginales y podrán tener fundamentalmente acciones concretas en el sector de transporte público de Montevideo.

180

Este escenario medio de sustitución del 10%, implica llegar al 2020, con un 10% del mercado de combustibles + electricidad pasados al GN. En la sección 3 dedicada a Uruguay, se presentan sensibilidades a esta sustitución. 181 Se manejaron aspectos de porciones de mercado disputables locales, vistos en la parte I de esta tesis, y máximos estándar internacionales de sustitución por GN. Asimismo se analizó como fuente oficial el estudio del MIEM-MVOTMA sobre oferta de energía y penetración del GN años 95 al 97 y mitigación de emisiones año 99. Dichos estudios marcaban una participación del 12% del GN final para el año 2013; claro esta que con la entrada del GN en el año 99 y no en el 2003 como se efectuó y un escenario de crecimiento sin la crisis del período 1999-2002 así como una participación activa del estado en las señales regulatorias y de precios a efectos de impulsar la entrada del energético nuevo.

238

iii)

Consumo Bruto de Derivados de Petróleo y GN

182

.

Las necesidades brutas de derivados de petróleo y GN se obtienen adicionando las respectivas cantidades utilizadas para transformación secundaria de energía, que esencialmente es la electricidad, y las respectivas pérdidas en las cadenas. Esto es, se obtiene la energía bruta sumando la energía final a las transformadas en otras formas de energía partiendo de derivados de petróleo o del GN. Finalmente adicionando las pérdidas en las cadenas se obtiene el equivalente de petróleo bruto procesado y/o importado, así como el GN. Las cantidades trasformadas, esencialmente en electricidad dependen de los escenarios energéticos relevantes en lo correspondiente a producción de electricidad de cada país. La variable que puede sufrir, o sufrirá, de hecho modificaciones es la participación del GN (Gas Natural) a efectos de la generación de electricidad. Siendo en el caso de Argentina y Uruguay la fuente mayoritariamente utilizada a efecto de las nuevas centrales generadoras de electricidad; para Brasil en tanto compartirá con otras fuentes primarias y renovables de orden del 20% de la generación para el año 2020. Los derivados del petróleo disminuirán levemente su transformación en otras fuentes secundarias; siendo en el caso de electricidad esencialmente generación de reserva o distribuida. Por tal razón y a efectos macro supondremos una participación de la energía 183 transformada a partir de derivados levemente inferior a la registrada a la fecha. Por tanto adicionadas las proyecciones de energía final a las de transformaciones, se resumen en la página siguiente las proyecciones al año 2020 de petróleo equivalente en derivados y las capacidades nacionales de refinación actual. En cuanto al GN es esencial definir la participación al año 2020 de dicho energético en la generación de electricidad, definiendo los escenarios relevantes y contrastables correspondientes; tal lo expresado en la introducción de esta parte II. Siendo en lo externo esencialmente 2 escenarios para Brasil y en lo interno 2 escenarios para Uruguay a efectos de presentar los resultados de manera resumida. Para el Brasil, lo sustantivo de la definición de los escenarios es el auto abastecimiento o no, de la producción de petróleo necesario a efecto del consumo bruto nacional. En cuanto a Uruguay los escenarios no son excluyentes, simplemente buscan representar y diferenciar los usos del GN; en cuanto por un lado, siendo una situación de hecho, se tiene el uso para generación de electricidad a partir del año 2006 y por otro lado la potenciación de las conexiones internacionales apostando a contratos estables de energía y potencia con Argentina y Brasil

182

Para Uruguay luego del 2010, la importación de electricidad pasa a ser un escenario fundamental a la hora de comparar con la ampliación del uso del GN transformado en TG. Para Brasil y Argentina son marginales comparadas con la generación Nacional de electricidad. 183 Ver Parte II de esta tesis en su página 75; Donde se calcularon los rendimientos Energía-Transformada/EnergíaBruta, para el año 1999.

239

Resumen De Necesidades Incrementales Y Totales Al 2020, 184 De Barriles Equivalentes En Productos Derivados Del Petróleo A Efectos De Abastecer El Consumo Bruto185. Escenario Medio186 Del Crecimiento Del PBI

2005 Brasil Argentina Uruguay

Cuadro C90 Miles de barriles (kbbl) / día 187 2010 2015 2020 Totales al 2020

0

267

321

354

942

0 0

0 0

26,5 0

99,5 7,5

126 7,5

En resumen: o

El cuadro anterior busca en un escenario referencial medio cuantificar en las próximas dos décadas, las necesidades macro referentes a la producción bruta de derivados de petróleo, sea importando derivados o ampliando las cuotas locales de refinación, a efecto de cubrir el consumo final.

o

Brasil presenta un cuadro de inversiones constantes para los próximos 20 años, seguido de Argentina esencialmente a partir del año 2015.

o

Uruguay, luego de habilitadas las reformas que fijen una cuota máxima de 50000 barriles diarios refinados, presenta un largo período de no inversión en el sector de refinación. Siendo en este caso razonable en función de la integración regional a construir, la búsqueda de acuerdos y mercados para colocar la capacidad excedente de refinación para los próximos 15 años. Las inversiones que sí deben realizarse son a efecto de alinear las calidades de los derivados, es decir controlar los contenidos de azufre, benceno, plomo, etc.

o

184

Eventuales, dado que en teoría se podría optar por importar cuota parte de derivados o refinar más. Escenario medios de mantenimiento del consumo transformado +consumo final. 186 Para Brasil y Argentina de 3,5 % aac; para Uruguay 3% aac. 187 Totales de necesidad al año 2020 de refinados, locales o importados, adicionales a la oferta nacional actual; a instalar paulatinamente o puntualmente entre los años 2005 y 2020. Si son locales, deben adicionarse las pérdidas de refinación y el número de días promedio de trabajo de refinería. 185

240

Proyección del Consumo Bruto de GN Los escenarios de Generación de electricidad. A continuación se plantean los escenarios relevantes medios en transformación de energías primarias en electricidad, posteriormente se presentan los resultados de las proyecciones de GN bruto. Cuadro 91

Brasil Base -1999 Brasil Esc 1-2025 Brasil Esc 2-2025

Fuentes Primarias188 de Electricidad (%) Hidro TV TG Nuclear Renovables 93% 6,5% 0% 0,45% 0,05% 80% 10,5% 8% 1% 0,5% 80% 4,5% 14% 1% 0,5%

Argentina Base-1999 Argentina Esc-2025

31% 28%

Uruguay Base-1999 Uruguay Esc 1-2025 Uruguay Esc 2-2025

76% 52% 52%

10% 5% 20% 0% 0%

55% 64% 0% 26% 39%

3% 2% 0% 0% 0%

1% 1% 0% 1% 1%

Importación 4% 22% 9%

Brasil: Partiendo de la base, a la fecha es confirmada por el gobierno, de que se alcanza el autoabastecimiento petrolero al 2006 es de esperar que Brasil invierta el ahorro de divisas obtenido en centrales hídricas, de las que históricamente está muy ligado culturalmente. La duda de futuro es en función del “mix” restante, es decir si se encara en función del GN o en función de carbón y derivados de petróleo el 20% de generación restante. Argentina: Argentina maduró en cuanto a la sustitución de las fuentes primarias, apuntará a penetrar un poco más el GN en detrimento esencialmente de fuel oil y en menor parte de centrales hídricas, las que de todas maneras serán construidas en los próximos 20 años. Uruguay: La única duda en este caso, es si en el período 2010-2015 se apunta a construir una nueva central a GN o se apunta al contrato de potencia firme y energía asociada mediante el uso de interconexiones eléctricas existentes o futuras. La generación hídrica en el año 1999 fue del 90%, pero se trabaja con la energía media con un ajuste de seguridad ; donde el aporte resultante a la fecha es del orden del 76%. La anterior hipótesis, marca estar del lado seguro respecto a la seguridad del suministro; siendo la mayor parte del tiempo, al menos hasta el 2009, de alta probabilidad de excedentes de exportación, sean hídricos o de la central térmica a GN dependiendo de la programación económico-física que adopte el estado y su 189 monopolio de generación.

188

Para Argentina y Brasil incluyen importaciones, las que son y serán minoritarias frente a la producción nacional. Luego de definida la construcción de la CT por UTE, el estado Uruguayo confirma el 100% de la generación nacional, al menos por más de una década. 189

241

Las Proyecciones Del GN Bruto: GN Final + GN Electricidad + Pérdidas

190

BRASIL, Escenarios De Sustitución191 Y De Gen Eléctrica192, Con GN. Gráfico 60 GN Final y Bruto en Millones m^3/dia. Escenario medio PBI=3,5 % aac. Escenario medio Generacion Electrica a GN=14% Escenarios 1 y 2 de sustitucion por GN 300 250 200 150 100 50 0 80

85

90

95

00

05

GN_Bruto_Sust 15% GN_Bruto_Sust 10%

10

15

20

25

GN_Final_Sust 15% GN_Finall_Sust 10%

Gráfico 61 GN Final y Bruto en Millones m^3/dia. Escenario medio PBI=3,5 % aac. Escenario medio Generacion Electrica a GN=8% Escenarios 1 y 2 de sustitucion por GN 250

200

150

100

50

0 80

85

90

95

00

GN_Bruto_Sust 15% GN_Bruto_Sust 10%

190

05

10

15

20

25

GN_Final_Sust 15% GN_Final_Sust 10%

Se adicionan en pérdidas otras cantidades transformadas. Los escenarios de sustitución al año 2025 de energéticos por GN, son Esc1=15%, Esc2=10%, dicha transformación en la matriz se supone paulatina entre la fecha y el año 2025. Esencialmente corresponde a combustibles y en menor medida a electricidad. 192 Los escenarios de generación eléctrica, tal lo mostrado en el cuadro de la página anterior, en CT a base de GN, son Esc_gen1=14% y Esc_gen2=8%. 191

242 193

ARGENTINA

194

, Escenarios

De Sustitución Y De Gen Eléctrica, Con GN.

Gráfico 62

GN Final y Bruto en Millones m^3/dia. Escenario medio PBI=3,5 % aac. Escenario medio Generacion Electrica a GN =64% 350 300 250 200 150 100 50 0 80

85

90

95

00

05

10

GN_Bruto

15

20

25

GN_Final

Gráfico 63 VARIACION DE LOS AÑOS DE RESERVAS ESPERADAS. Hipotesis de no explotcion de Nuevos Pozos 16 14 12 10 8 6 4 80

85

90

95

00

05

10

15

20

25

Años de Reservas de GN

193

Se incluye a partir del año 1999 el cambio de importador a exportador de GN, proyectando luego del 2003 un porcentaje del 14% de la producción destinado a exportación según contratos actuales y proyectados. En cuanto a los años de reservas, el índice anual presentado = (reservas_2002 / producción anual); adicionando que los cálculos están referidos al crecimiento del PBI = (3,5% a.a.c). 194 En el caso Argentino tal lo expresado mantenemos un escenario medio estable de sustituciones entre energéticos y por tanto en las participaciones de la matriz primaria energética. En el caso de Generación eléctrica se ampliará al 64% la participación del GN y un ínfimo crecimiento por sustitución de energéticos por GN.

243

URUGUAY, Escenarios De Sustitución195 Y De Generación196 Eléctrica, Con GN. Gráfico 64 GN Final, Bruto y Generacion en CT en Millones m^3/dia. Escenario medio PBI=3 % aac. Escenario medio de Oferta Electrica: CT1_GN+ Hidro_UTE+Hidro_SG+Importacion 5

4

3

2

1

0 80

85

90

95

00

05

10

15

20

25

GN_Bruto GN_Central Electrica 360 MW GN_FINAL

Gráfico 65 GN Final, Bruto y Generacion en CT en Millones m^3/dia. Escenario medio PBI=3 % aac. Escenario medio de Oferta Electrica: CT1_GN+ CT2_GN+ Hidro_UTE+Hidro_SG 8

6

4

2

0 80

85

90

95

00

05

10

15

20

25

GN_BRUTO GN en CT_ 360MW/CT GN_FINAL

195

Presentamos el escenario medio-optimista de sustitución por GN del 10% de usos energéticos varios de los sectores; en la sección 3 se sensibilizan diferentes tasas de sustitución. 196 La Generación eléctrica, se basa en el supuesto de una generación firme hídrica sumada a la nueva generación a GN, así como a la importación eventual luego del año 2009. Otra opción es dado el “take or pay” es generar el contrato de GN al máximo en la base y modular con las hidráulicas. Eventualmente en cualquiera de las opciones, hasta el 2009, se permitiría excedentes de exportación teniendo en cuenta las características de la carga eléctrica en el correr del año y la eventualidad de contratos del exterior con las centrales hídricas y/o con la nueva central térmica a GN.

244

c)

Proyección de la Producción e Importación.

Tal lo expresado en la exposición metodológica, fijados los escenarios relevantes en lo externo e interno y teniendo en cuenta la capacidad de reservas, estamos en condiciones de proyectar la capacidad de producción nacional media y por tanto las necesidades de importación de faltantes energéticos. Las necesidades brutas de las diferentes formas de energías fundamentales fueron calculadas en la sección anterior con ayuda de un escenario inexorable de forma de generación de electricidad media. Es necesario ahora remarcar los escenarios energéticos relevantes en lo externo, que son fundamentales a la hora de definir las políticas de producciones nacionales de cada recurso disponible. A continuación resumimos las hipótesis fundamentales de los escenarios relevantes, para Uruguay, en lo externo. Estas hipótesis son la base para la cualificación tentativa de las participaciones nacionales brutas de producción y de importación. Esta cualificación final está 197 presentada en el capítulo 1 en la exposición de cada energético y en el resumen por país.

Argentina: a) Independientemente de la caída de las reservas en petróleo y GN, por falta de inversión coyuntural, es lógico y de alta probabilidad de ocurrencia la autosuficiencia interna de ambos productos; en el peor de los casos (si no se ejecutan nuevos pozos) hasta el año 2020. b) Independientemente del punto anterior, se espera un retorno a la importación estable de GN desde Bolivia- del orden del 20% para el año 2020-, marcado fundamentalmente por tres aspectos: i)La capacidad de las reservas bolivianas, ii)La estabilización de los precios locales en argentina y presión a invertir en exploración en Argentina y iii) La dependencia reciente de la matriz energética chilena del GN, que por razones de estabilidad de lago plazo busca contratos a muy largo plazo y estabilidad de sus precios internos de electricidad y GN. c) En el campo de la electricidad, se mantendrá y aumentará el predominio de la generación a GN; así como nuevas interconexiones fundamentalmente con Chile y potencialmente con Brasil a través del corredor de Uruguay.

Brasil: a) Objetivo central el autoabastecimiento petrolero para el 2006, el que definirá la política de penetración de GN y para que usos. b) Mantenimiento, aunque en caída, de la hidro-energía, como fuente fundamental de generación de electricidad. Completando el resto de la matriz con GN u otros combustibles dependiendo de la política petrolera. c) Marcada Regionalización de las transacciones, debido a la participación creciente de empresas del Brasil en la compra de activos del sector energía en toda la región (Argentina, Bolivia) y de acuerdos de estas con empresas de Venezuela, Argentina.

Bolivia: a) Reservas suficientes 56 TCF, para abastecer hasta el año 2040 las necesidades contractuales con Brasil y las eventuales necesidades de Argentina, Uruguay y Paraguay luego del 2020. b) Política de negociación del GN en el continente sin problemáticas socio - económicas internas que provoquen rupturas y traben los acuerdos jurídico - comerciales.

197

Claro está que esta cuestión es dinámica en los países y depende de variables que escapan a este trabajo. Estas variables pasan por lo político-economico-social así como al relacionamiento regional e internacional. Por tanto la idea fue dar, basados fundamentalmente en lo histórico y en las reservas reales, la capacidad de tener excedentes exportables claros y la importación inexorable cuando corresponde.

245

Paraguay: a) Dependencia total de petróleo y GN. b) Autosuficiencia en electricidad, pudiendo ser un eventual exportador libre en la medida que Brasil y Argentina dejen de ser los destinatarios obligatorios de los excedentes de las represas binacionales de Itaipú y Yaciretá.

Uruguay: a) Dependencia total de petróleo y GN. b) Generación eléctrica hídrica firme saturada luego del año 2006. c) Generación complementaria luego del año 2006, a partir de GN. d) Potencial papel estratégico en el corredor energético Argentina – Brasil, lo que influye directamente en el acceso a este flujo de energéticos. Especialmente en lo que hace a la electricidad en cuanto a la política de reserva nacional, si ésta es en base local o en base a conexiones internacionales.

Chile: a) Marcada dependencia energética, por falta de reservas petroleras y gasíferas explotables en forma rentable y por una definida penetración del GN en la matriz primaria debido a la generación de electricidad. b) Búsqueda de integración física eléctrica y a GN mayor con Argentina y Bolivia y acuerdos básicos macro entre estados a efecto detener un respaldo de leyes a los diferentes acuerdos entre empresas.

246

IV. Diagnóstico energético del Uruguay: el análisis de las dimensiones de política energética, institucional normativa, y físico técnica; la problemática energética A. La política energética (PE) de la última década, su caracterización. 1.

Formulación por objetivos

De una década a esta parte el gobierno de Uruguay definió su estrategia en materia de energía, asociada ésta a la estrategia política y económica, de donde se desprenden su formulación por objetivos siguientes: El objetivo general: OG

• Asegurar el abastecimiento de energía con la calidad adecuada, la seguridad debida y al menor precio posible, precio que al menos debería alinearse con los valores regionales; tomando en cuenta en la formulación de la PE los aspectos de eficiencia energética y protección del ambiente.

Los objetivos específicos: OE • Separación de los roles del Estado

• Ofrecer la mayor libertad de elección posible en sus aprovisionamientos a los agentes económicos y a los ciudadanos en general.

Las líneas estratégicas (LE) a efecto de caminar hacia la consecución de los objetivos fueron: • Gradualmente desregular el sector, alineando los precios a los de la región y dando más liberad de elección a los agentes y ciudadanos. Mantener la propiedad estatal en ANCAP y UTE como restricción política • Aprovechar la disponibilidad de fuentes de energía relativamente baratas en los socios comerciales del país.

Los instrumentos principales (I) que se diseñaron para el logro de los objetivos con la estrategia planeada fueron:

•

Incorporar el Gas Natural a la Matriz Energética. En ese sentido el MIEM adoptó varias acciones: eliminó las trabas para que se concretara el Gasoducto Cruz del Sur controlando el contrato de concesión; fijó las tarifas de Conecta y adecuó el contrato de Gaseba a la utilización de gas natural; avanzó en mejorar la regulación del sector. Se esperaba que este instrumento contribuyera a reducir las tarifas, asegurar el abastecimiento diversificando las fuentes de aprovisionamiento y mejorar las condiciones ambientales.

•

Fomentar la instalación de un generador privado. Con demanda de energía creciente y pocas inversiones en el sector se buscaba reducir la dependencia de la adquisición de energía eléctrica de la Argentina.

•

Abatimiento de las tarifas energéticas mejorando la competitividad y la calidad de vida de los hogares, poniendo las tarifas en el mediano plazo al nivel de la región. A la vez se buscaba mejorar la transparencia en la formación de precios y para ello: se evaluaron formas alternativas de asociación de ANCAP para permitir que los precios internos se alineen con los regionales; se avanzaría en determinar una tarifa eléctrica que respondiera a los costos reales de abastecimiento y facilitar la cuantificación de las diferencias entre éstas y los precios actuales; se mejoró la forma de corrección de las tarifas de gas; y se renegoció el contrato de Gaseba adoptando una metodología similar al de Conecta.

247

•

Ampliación de la posibilidad de elección a los consumidores. En este campo se eliminó la obligatoriedad de que en las obras públicas se compre cemento a ANCAP; se liberó la importación de asfaltos, se liberó la importación de gas natural para grandes usuarios; se trataría de derogar el monopolio de ANCAP en la importación de crudo y posteriormente de derivados; y se disminuirían los requerimientos para ser considerado “gran consumidor” eléctrico.

•

Inserción regional. Profundizar la integración regional en materia de energía.

•

Fortalecimiento de la empresa pública, buscando la asociación de ANCAP con un socio estratégico y la asociación de UTE con privados para la expansión del parque generador.

2.

Comentarios generales de la estratégia adoptada.

De manera general se puede afirmar que los objetivos de política energética planteados eran razonables a la luz del manejo internacional de políticas de energía por un lado y a las características regionales por otro. Sobre las líneas estratégicas y a manera general se concluye que tenía una lógica adecuada en función de los objetivos: aprovechar la disponibilidad de fuentes de energía relativamente baratas en los socios comerciales del país, gradualmente desregular el sector, equiparando los precios a los vigentes en la región, y respetar la restricción política de mantener la propiedad estatal en ANCAP y UTE. Estos instrumentos en general, parecían razonables con los objetivos. Se buscaba una mayor seguridad en el suministro energético aprovechando la mayor seguridad contractual, concepto que la crisis desterró, que marcaba una asociación comercial con los vecinos que había avanzado en el plano comercial a niveles nunca antes alcanzados por intentos similares. Con un esquema regulatorio adecuado en general, salvo en el caso del transporte eléctrico, en la Argentina (tanto en gas natural como en electricidad) que había ayudado al desarrollo de la producción y generación y atraído una gran cantidad de inversión extranjera, la decisión de introducir el gas natural en la matriz energética uruguaya era muy razonable, con contratos que aseguraran el suministro firme. Uruguay, sus políticos y técnicos asesores, descartó como escenario que Argentina tendría una crisis económica como la que tuvo, pero fue casi imposible pensar que el gobierno de turno sería capaz de interferir violando los contratos de la manera que se lo hizo y demorando la adaptación contractual aún en un contexto de clara recuperación económica. Por otro lado, Brasil inicio también un camino similar al argentino, siguiendo los ejemplos de desregulación del mercado, estando a la fecha implantada una segunda generación de reformas. Los socios comerciales de Uruguay habían realizado mejoras importantes en sus esquemas regulatorios, que hacían más probable una integración energética eficaz y eficiente en el contexto del MERCOSUR. Por otro lado, la competitividad de los mercados energéticos se buscaba por medio de una desregulación gradual del sector eléctrico y de combustibles líquidos y promoviendo el acceso de una fuente alternativa como el gas natural. Esta adecuación de precios era indispensable como paso previo a una mayor integración energética.

3. Resumen y Conclusiones: La problemática energética Los objetivos de PE adoptados, tenían y tienen cierta lógica, sin embargo se fracasó en la mayoría de los resultados de los instrumentos de política energética adoptados. Como se mencionara anteriormente, durante la segunda parte de la década del 90 el gobierno de Uruguay adoptó algunas decisiones importantes en su estrategia energética persiguiendo tres ejes básicos: la separación de los roles del Estado; asegurar el abastecimiento de energía con la calidad adecuada, la seguridad debida y al menor precio posible, precio que al menos

248

debería alinearse con los valores regionales; y ofrecer la mayor libertad de elección posible en sus aprovisionamientos a los agentes económicos y a los ciudadanos en general. Sin embargo, a pesar de algunos avances, esta estrategia no ha logrado hasta ahora un cambio radical en el sector, se detalla en los apartados B y C, entre otras causas se destacan:

•

La crisis económica regional y de la economía de Uruguay generó un aumento en el costo del capital por el incremento observado en el riesgo país. Ello pone una limitante severa a los proyectos privados capitál intensivos, como los que caracterizan al sector en todas sus etapas. Además, la reducción en la demanda y en el poder adquisitivo de la población también generan un ambiente menos atractivo para los inversores.

•

Mantener la propiedad estatal, o al menos no separar contablemente la integración vertical, en los dos grandes actores del sistema, en un mercado pequeño requiere de una regulación muy eficaz para alentar a una participación privada de cierta importancia y para regular los propios servicios monopólicos naturales, públicos o privados. En este sentido ha habido varios factores negativos:

o

En general, las empresas públicas mantuvieron un rol de regulación y planificación sectorial que teóricamente corresponde a otros entes del sector público como el MIEM o la agencia reguladora, lo que implica en lo hechos la toma de decisiones correctas desde lo empresarial pero contrapuestas desde la óptica país.

o

La concreción de los roles anteriormente comentado es permitida o se da en los hechos, debido a un arreglo institucional de marcada ineficiencia etructural.

o

En combustibles líquidos no mejoró el marco normativo para asegurar un mínimo de competencia. No se avanzó en la desmonopolización de la importación por restricciones legales que no pudieron ser modificadas, no se culminó la separación contable de las diferentes etapas en las cuales participa ANCAP, de modo de avanzar en una efectiva utilización común de activos estratégicos para importar a bajo costo, no se mejoraron los contratos en la etapa de comercialización de combustibles líquidos y de gas licuado, manteniendo concesiones precarias con precios que no siguen el patrón de las paridades de importación; sólo se logró consensuar un método de cálculo de estas paridades sin que en la práctica se utilizaran para fijar los precios internos. De ese modo, no se transparentó la existencia o no de subsidios encubiertos a la empresa estatal, referidos a los costos económicos del servicio.

o

En el mercado eléctrico se avanzó en la legislación de fondo creando un mercado eléctrico mayorista y previendo mayor participación privada. Se creó un regulador independiente en teoría, pero extremadamente dependiente del ejecutivo de turno en los hechos, que propone fija los valores agregados de distribución y transporte en base a criterios económicos. Pero los avances legales tuvieron dificultades prácticas, fundamentalmente por la dependencia mencionada y por el arreglo institucional. No se trabajó en mejorar los incentivos para tener generación privada; de hecho luego de varios intentos fallidos UTE terminará haciendo la nueva central térmica con gas importado de la Argentina, y se mantuvo fuera de la oferta en el mercado mayorista a la segunda empresa estatal generadora (Salto Grande). Tampoco se logró todavía separar el despacho de cargas de la empresa pública o que funcione el mercado mayorista, aunque sí se pudo avanzar en la separación contable de UTE que permitirá, pues aún no se a aplicado oficialmente, una mejor intervención por parte del regulador. A su vez, el gobierno acaba de asignar la reserva del sistema también a la empresa pública, al asegurarle una remuneración por sus centrales térmicas de reserva.

249

o

En el caso del gas natural, el regulador fijó los valores agregados de transporte y distribución en base a criterios económicos, pero fue necesario renegociar el contrato existente en el área de Montevideo para que la empresa privada convirtiera su producto a gas natural. La crisis económica y algunos defectos en el marco contractual parecen haber limitado las inversiones en este campo. Finalmente, se mantuvo una presencia activa de ANCAP no sólo en la importación, sino también como socio en otros segmentos del mercado.

En suma:

o

la crisis económica regional y el “status cuo” de los roles y funciones de los actuales actores del sector energía de Uruguay han reducido los avances en la política energética trazada al mismo punto de hace 10 años, sumado ahora a la inseguridad del abastecimiento de GN.

o

todavía no hay una separación plena de los roles empresariales y regulatorios del Estado (aún en casos en que formalmente es así), y por otro lado, es nulo el avance en la separación de los roles planificador y empresarial del mismo.

o

no se calculan los costos económicos de los suministros energéticos de manera independiente a las empresas prestadoras, por lo que no se avanzó en transparentar los subsidios eventuales en las cadenas energéticas; por tanto existe una limitante, por razón de transparencia en los costos, a la competencia entre fuentes por el mercado de usos sustituibles.

o

no es transparente la imposición a los energéticos, en particular el tratamiento de los impactos ambientales; esto refuerza la limitante de competencia marcada anteriormente.

o

respecto de la seguridad de abastecimiento, los problemas en el mercado argentino han aumentado el riesgo de esta fuente que era uno de los pilares de la estrategia; y si bien existen mayores opciones para los usuarios (la introducción del gas natural es un claro ejemplo), existen todavía limitantes (todavía no hay oferta de GNC, se mantienen los mismos oferentes tradicionales en LPG y líquidos con regulaciones muy estrictas que traban la competencia, y una mayor competencia en el mercado eléctrico mayorista es todavía una asignatura incompleta).

o

Las obras de largo plazo y la integración regional, se han estancado asociado a la incertidumbre o indefinición del rol planificador mencionado antes. Esto último debido a la falta de instrumentar específicamente este rol, sumado a las omisión y/o concurrencia de roles que las actuales leyes y normativas provocan.

En conclusión: El logro de los objetivos de la política energética actual, o futuras, son de difícil cumplimiento en tanto no se implementen en primer lugar instrumentos institucionales-regulatorios que clarifiquen rápidamente los roles de planificador, regulador y empresarial del sector energía, que marcan en la actualidad una ineficiencia regulatoria del estado en todas sus dimensiones.. Esta clarificación de roles solo es posible, atento a que los actores públicos en función de su status jurídico y ubicación en el estado influyen de diferentes maneras en las reglas del juego (marcos reguladores) y su aplicación (regulador), mediante una reforma que busque la reorganización institucional de los actores públicos del sector energía.

250

B. Diagnóstico energético; la dimensión físico-técnica y económica. 1. Los Indicadores globales de la “Economía-Energía-Sociedad”. Del análisis de la información presentada en las páginas siguientes y de alguno de los resultados de la parte II, se desprenden las siguientes características de los indicadores globales asociados a la economía energética del Uruguay:

•

Marcada correlación del consumo de energía con el crecimiento económico global y el de la población.

•

En promedio el crecimiento de la energía es inferior al de la economía, la elasticidad menor a la unidad. Esto último independiente de las elasticidades puntuales muy superiores a la unidad, en valor absoluto, algunos años marcados por crisis mundiales o regionales.

•

En 35 años, de 1965 al 2001, la economía creció un promedio 2,08 % anual acumulativo en tanto que la energía total final total lo hizo a una tasa del 1,04 %anual acumulativo.

•

El impacto en la balanza comercial y en divisas que implica la marcada dependencia energética, fundamentalmente por la importación de cruodo y/o derivados.

•

La intensidad energética global marca una clara mejora en la eficiencia relacionada estrechamente con la mejora del sector transporte en la misma materia, sector que es gran consumidor de energía pero de poco aporte al PBI.

•

La intensidad energética de la producción industrial, muestra un mantenimiento cercano a 8 unidades (kep/$); que en primera instancia puede asociarse al mantenimiento de las unidades de producción y sus eficiencias en los procesos, fenómeno que en realidad esconde una realidad compleja de desmantelamiento del aparato productivo nacional.

•

Abocetados los conceptos de evolución de intensidad energética global y del crecimiento económico medio (PBI por habitante) vistos antes, en un mismo gráfico, el sendero de desarrollo, se observa como el consumo unitario de energía se mantuvo entre 600 y 700 kep/hab hasta fines de los años 80 para mantenerse entre 700 y 800 kep/hab desde los años 90 hasta la fecha.

•

Evolución de consumos y consumo último de energía total, 638 kep/hab y eléctrica con 1751 kwh/hab, importantes dentro de la región pero muy alejados de los de Europa y USA.

•

Tasa de electrificación de las más altas del mundo 98,9%, aspecto que marca el tipo y características del crecimiento del consumo eléctrico.

•

En los últimos 20 años el mercado disputado entre fuentes finales fue del 22,8% del consumo final, siendo la electricidad con un 45% la fuente de mayor penetración seguida del gasoil y el GLP con el 35% y el 10% respectivamente. Por otro lado las fuentes en retroceso fueron el fuel-oil con el 53% del mercado disputado seguido del kero y la leña con el 21% y 20% respectivamente.

251

a) El pasado reciente. Gráfico 66: Evolución BASE 1965 = 100

230 210 190 170 150 130 110 90 1965

1970

1975

1980

1985

Consumo final energético

1990

PBI

1995

2000

Poblacion

Gráfico 67: Elasticidades Instantáneas

5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0,000 -1,000 -2,000 -3,000 -4,000 -5,000 1966 1971 1976

1981

1986

Elasticidad inst: E-PBI

1991

1996

Elasticidad inst: E-PBI 2001

Elasticidad inst: E/h_PBI/h

Obs: El promedio histórico de elasticidades instantáneas, descartando el valor generado entre 1970 y 1971 concuerda con el valor obtenido en los modelos econométricos, vistos en la parte III, finalmente adoptados para la energía total final.

252

Gráfico 68: Importaciones Energéticas Fundamentales Y La Balanza Comercial.

50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1970

1975

1980

1985

% Imp.Petr.y Deriv./Imp.Totales

1990

1995

2000

% Imp.Petr.y Deriv./Exp.Totales

Gráfico 69: 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 1970

1975

1980

1985

Imp de Petróleo

1990

1995

2000

Imp de Derivados

OBS: En el año 1994 se procedió a cerrar la refinería por reforma programada, debido a lo cual se importó totalmente las necesidades de refinados y por tanto no se importó crudo.

253

Gráfico 70- Intensidad Energética Del PBI, “E/PBI”.

13

(kep/$_1983)

12

11

10

9

8 1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

Consumo Final Total/P.B.I.

Gráfico 71- Sendero Energía-Desarrollo; Período 1965-2001

18,0

16,0

E/PBI

14,0

12,0

10,0

8,0

6,0 50000,0

55000,0

60000,0

65000,0

70000,0

75000,0

80000,0

85000,0

90000,0

PBI/h Y1=612 kep/hab

Y2=808 kep/hab

Y3=720 kep/hab

E/PBI

2000

254

Gráfico 72- Intensidad Energética Sectorial De La Producción ( E.Sector / VA.Sector)

70

60

50

40

30

20

10

0 1970

1975

1980

1985

Industria, Agro y Pesca

1990

Transporte

1995

2000

Servicios

OBS: Claramente el sector transporte es el que modela la intensidad global, siendo los otros sectores marginales en su peso. La industria bajo la apariencia de estabilidad en las formas de consumo de energía por producción, encierra de hecho el dato que a partir de los años 90 prácticamente se desmanteló en el país.

b) El año base 2003.

Cuadro 92 Indicador Intensidad Energética del PIB

unidad Kep/$U 1983

Valor 8,8

Contenido Energético Industria/Agro/Pesca Contenido Energético Transporte Contenido Energético Comercial/Servicios

Kep/$U 1983 Kep/$U 1983 Kep/$U 1983

7,56 22,29 1,45

Consumo Energético Final Total/hab

Kep/hab Bep/hab Kep/hab Kwh/hab %

638,3 4,6 151 1751 98,9%

Consumo Eléctrico Final/hab Tasa de electrificación Tipo de cambio al 12/03, 1USD=29$U

255

2. Balance energético simplificado; evolución del sistema en el pasado reciente y caracterización del año base. De los gráficos y cuadros de los apartados siguientes, como de resultados de la parte II, se desprenden las siguientes características del balance energético simplificado del Uruguay:

•

Matriz 2003 de energía final total, composición porcentual por fuentes de abastecimiento: marcada preponderancia del petróleo con el 54%, seguido de la electricidad y la leña con el 24% y 18% respectivamente, siendo marginal la participación del vector GN con abastecimiento del 2% del consumo final.

•

Matriz 2003 de energía final total, composición porcentual por sectores de consumo: preponderancia de los sectores con menor participación en el PBI, transporte y residencial, con el 32% y 31% del consumo final; seguido del industrial y servicios/comercial con el 20% y 8% respectivamente.

•

Matrices 2003 de energías sectoriales, composición porcentual por fuente de abastecimiento: o o o o

Transporte: Un 70% de gas oil contra 30 % de naftas. Residencial: Un 46% de leña seguido de 33% y 14% de electricidad y GLP respectivamente. Industrial: Un 30% de fuel oil, seguido de 29% y 19% de electricidad y leña por un lado, y por otro 8% tanto para GN como para los residuos de biomasa. Servicios/Comercial: Un 77% de electricidad seguido por un 14% de gas oil.

•

Matriz 2003 eléctrica, composición porcentual por sector de consumo: o Residencial: 45%. o Grandes Consumidores: 27%. o Medianos Consumidores: 13% o General: 11% o Otros (zafral, AP): 4%

•

Matriz 2002 de derivados del petróleo, composición porcentual por tipo de derivado: o gasoil: 49%. o gasolinas: 20%. o Gases : 13% o Fuel UTE: 9% o Fuel calefacción: 4% o Kero: 1% o Otros: 4%

•

Sustitución en el sector residencial al nivel de la energía final, en dos décadas, entre fuentes suministradoras: el mercado disputado fue del 26%, siendo las fuentes penetrantes mayoritarias la electricidad con el 62,6 % del mercado disputado y el GLP con el 25,9%; por el otro lado las fuentes rezagadas fueron el kerosene con un 59% de pérdida de mercado y la leña con el 41%.

•

Sustitución en el sector industrial al nivel de la energía final, en dos décadas, entre fuentes suministradoras: el mercado disputado fue del 12%, siendo las fuentes penetrantes mayoritarias la electricidad con el 71,6 % del mercado disputado, el GN con el 21% y el GLP con el 7%, por el otro lado las fuentes rezagadas fueron el gasdiesel oil con un 75% de pérdida de mercado, la leña con el 16% y el kerosene con el 5,2%.

256

•

Sustitución en el sector transporte al nivel de la energía final, en dos décadas, entre fuentes suministradoras: el mercado disputado fue del 8%, siendo la fuente penetrante el gasoil-diesel oil con el 100% del mercado disputado; por el otro lado las fuentes rezagadas fueron las naftas con un 67,3% de perdida de mercado, el kerosene con un 29,3 % y la electricidad con el 3,4%.

•

El consumo de electricidad, características sobresalientes: o

o o

•

Concentración de la demanda: una ciudad, Montevideo, consume el 52% de la energía final eléctrica; si tomamos el gran Montevideo, el consumo trepa al 57,4 %, y si tomamos la zona sur costera (Colonia, San José, Montevideo, Canelones, Maldonado, Rocha) el consumo representa el 80,3 % del total del país. Estacionalidad de consumo total: el invierno es el período de máximas energías y potencia pico anual. Modalidad de consumo eléctrico: marcado por el sector residencial el que impone su pico de carga de invierno entre las 18hs y las 22 horas; constatándose un consumo del 23% de la energía total diaria en el 16% del tiempo, así como un consumo del 44% de la energía total diaria residencial en el 16% del tiempo.

El consumo de derivados del petróleo, características sobresalientes. o Concentración de la demanda: una ciudad, Montevideo, consume el 60% de los derivados; si tomamos el gran Montevideo, el consumo trepa al 70 %, y si tomamos la zona sur costera (Colonia, San José, Montevideo, Canelones, Maldonado, Rocha) el consumo representa el 90 % del total del país. o Estacionalidad del consumo total: el invierno es el período de máximo consumo anual, marcado por el aumento del consumo del GLP y el fuel oil calefacción. o En períodos de baja hidraulicidad, puede modificarse la estacionalidad normal dados los volúmenes especiales de fuel oil y gas oil que la UTE solicita a la ANCAP para sus centrales térmicas.

257

a) El pasado reciente. i) Consumo final total de energía. Gráfico 73- Consumo Absoluto

2900 2700 2500 2300 2100 1900 1700 1500 1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

1990

1995

2000

Gráfico 74- Consumo Unitario (Energía “Per Cápita”). 850

800

kep/hab

750

700

650

600

550 1965

1970

1975

1980

1985

OBS: Se observa claramente la crisis del petróleo del año 1979 y la regional iniciada en 1999.

258

ii) Consumo final de energía por fuente. Gráfico 75- Participación Absoluta

1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 1965

1970

1975

1980

1985

Leña y Carbón Vegetal C.Mineral y Derivados Electricidad

1990

1995

2000

Residuos de Biomasa Derivados del Petróleo Gas Natural

Gráfico 76- Participación Relativa (Porcentual) 70 60 50 40

% 30 20 10 0 1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

Leña y Carbón Vegetal

Residuos de Biomasa

C.Mineral y Derivados

Derivados del Petróleo

Electricidad

Gas Natural

259

iii)-Consumo final de energía por sector. Gráfico 77- Participación Absoluta 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 1965

1970

1975

1980

1985

Residencial,Servicios

Transporte

Agro,Pesca

No Identificado

1990

1995

2000

Industrial

Gráfico 78- Participación Relativa (Porcentual) 45 40 35 30

% 25 20 15 10 5 0 1965

1970

1975

1980

Residencial,Servicios Industrial No Identificado

1985

1990

1995

Transporte Agro,Pesca

2000

260

iv) Consumo absoluto y relativo de energía final por sector y por fuente Gráfico 79- Consumo Del Sector Industrial

450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 1965

1970

1975

1980

1985

Leña y Carbón Vegetal Fuel Oil Otros

1990

1995

2000

Residuos de Biomasa Electricidad Gas Natural

Gráfico 80

80 70 60 50

%

40 30 20 10 0 1965

1970

1975

1980

Leña y Carbón Vegetal Fuel Oil Otros

1985

1990

1995

Residuos de Biomasa Electricidad Gas Natural

2000

261

v) Consumo del Sector Residencial Gráfico 81 400 350 300 250 200 150 100 50 0 1965

1970

1975

1980

1985

Leña y Carbón Vegetal Queroseno Gas Manufacturado Gas Natural

1990

1995

2000

Supergás y Propano Diesel, Gas Oil y Fuel Oil Electricidad

Gráfico 82 70 60 50 40

% 30 20 10 0 1965

1970

1975

1980

Leña y Carbón Vegetal Queroseno Gas Manufacturado Gas Natural

1985

1990

1995

2000

Supergás y Propano Diesel, Gas Oil y Fuel Oil Electricidad

262

vi) Consumo del Sector Transporte. Gráfico 83 600 500 400 300 200 100 0 1965

1970

1975

1980

1985

Gasolinas y Naftas

Turbocombustibles

Fuel Oil

Electricidad

1990

1995

2000

Diesel Oil y Gas Oil

Gráfico 84 70 60 50 40

% 30 20 10 0 1965

1970

1975

1980

1985

Gasolinas y Naftas

Turbocombustibles

Fuel Oil

Electricidad

1990

1995

2000

Diesel Oil y Gas Oil

OBS: Es elocuente a partir de los gráficos la distorsión plasmada a partir de los 90 en delante en la modalidad de consumo, generada por las señales tarifaria erróneas que servían a cualquier criterio menos a los de costos económicos reales.

263

vii) Producción Bruta de Energía Primaria. Gráfico 85 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1965

1970

1975

Petróleo Crudo Residuos de Biomasa TOTAL

1980

1985

1990

Hidroenergía Carbón Mineral

1995

2000

Leña Gas Natural

Gráfico 86 100 90 80 70

%

60 50 40 30 20 10 0 1965

1970

1975

Petróleo Crudo Residuos de Biomasa TOTAL

1980

1985

Hidroenergía Carbón Mineral

1990

1995

Leña Gas Natural

2000

264

viii) Energía y potencia eléctrica. Gráfico 87: La Evolución De La Energía198 Y Potencia Máximas Generadas Anuales; Base199 1978. 300% 280%

Indices E, P, Fc-anual

260% 240% 220% 200% 180% 160% 140% 120% 100%

P(MW)

ix) La Demanda Física

200

E(GWh)

20 02

20 00

19 98

19 96

19 94

19 92

19 90

19 88

19 86

19 84

19 82

19 80

19 78

80%

Fc-anual

de Combustibles

Gráfico 88: Evolución Del Consumo Físico201 Total De Derivados 45,0

Miles BBL/dia

40,0

35,0

30,0

25,0

20,0

15,0 1981

1984

1987

1990

1993

TOTAL-Suministro a UTE

198

1996

1999

2002

TOTAL

Se trata de la entregada al Sistema Nacional. Los números base de 1978 fueron, E=2806,5 GWh, P=548 MW y el Fc-anual=0,586. La demanda energética equivalente, unificada en TEP, fue presentada en la introducción general en la página 7; así como la demanda equivalente de los sectores de consumo en las páginas 8 a 13. 201 3 Corresponde al promedio diario anual de m físicos reales consumidos, pasados a BBL/día. Para los líquidos directamente es número de barril/día consumidos; siendo para los gaseosos un equivalente teórico, del número barriles diarios promedio ocupados por los m3 diarios promedio efectivamente consumidos. 199 200

265

b) El año base, 2002/2003; i) El balance simplificado de energía. Gráfico 89: AÑO 2003, CONSUMO DE ENERGÍA FINAL TOTAL=2175,8 kTep PARTICIPACIÓN POR FUENTES (%)

2% 0%

2%

0%

18%

54% 24%

derivados del petróleo

electricidad

leña y carbón vegetal

residuos de biomasa

derivados del carbón

carbón mineral

gas natural

Gráfico 90: AÑO 2003, CONSUMO DE ENERGÍA FINAL TOTAL=2175,8 kTep PARTICIPACIÓN POR SECTORES (%)

8%

0%

9%

32%

20%

31%

transporte

residencial

industrial

comercial/servicios

agro/pesca

no identificado

266

Gráfico 91: AÑO 2003, CONSUMO DE ENERGÍA FINAL RESIDENCIAL=670,3 kTep PARTICIPACIÓN POR FUENTE (%)

33%

14% 4%

1% 1% 1% 0%

46%

0%

leña y carbón vegetal

electricidad

supergás

fuel oil

queroseno

gas manufacturado

gas natural

diesel oil y gas oil

gas propano

Gráfico 92 AÑO 2003, CONSUMO DE ENERGÍA COMERCIAL/SERVICIOS TOTAL=194,4 kTep PARTICIPACION POR FUENTES (%)

14% 4%

2% 1%

77%

1% 1% electricidad

diesel oil y gas oil

fuel oil

leña y carbón vegetal

gas manufacturado

gas natural

gas propano

supergás

queroseno

0% 0%

267

Gráfico 93 AÑO 2003, CONSUMO DE ENERGÍA FINAL TRANSPORTE TOTAL=688,5 kTep PARTICIPACIÓN POR FUENTE (%)

0,2% 29,7%

70,1%

diesel oil y gas oil

gasolinas y naftas

turbocombustibles

Gráfico 94 AÑO 2003, C0NSUMO FINAL INDUSTRIAL TOTAL=436,9 kTep PARTICIPACION POR FUENTE (%)

19% 29% 8%

8% 6% 30%

fuel oil electricidad leña y carbón vegetal gas natural residuos de biomasa otros (gasoil,dieseloil, gas propano, GLP, kero, coque, cr mineral, gas manufc, naftas)

268

Gráfico 95 AÑO 2003, CONSUMO FINAL AGRO/PESCA TOTAL=184,2 kTep PARTICIPACION POR FUENTE (%)

4%

8%

88%

diesel oil y gas oil

electricidad

gasolinas y naftas

Gráfico 96: La Composición202 En El Total De Ventas Físicas203 (M3) Al Mercado InternoAño 2002

Fuel oil Pesado 9% Fueo oil Calefacción 4%

otros 4%

Kerosene 1%

GASES 13% Gasolinas 20%

Gas oil 49%

202

La composición en energía equivalente tiene pequeños apartamientos de la presentada, debido a las diferentes 3 densidades energéticas (KEP/m ) de cada derivado. Siendo los más pronunciados la caída de la participación de los gases de refinería y la subida del fuel oil. 203 En el año 2002, las ventas físicas fueron de un total de 1,529 millones de m3.

269

Gráfico 97

Composición tarifaria de las ventas de electricidad 2003

4% 27% 45%

13%

Residencial Grandes Consumidores

11%

General Otros

Medianos Consumidores

270

ii) La concentración geográfica de la demanda eléctrica De la tabla anterior, asociando cada barra a la cuota parte de energía total consumida, así como del análisis de los mapas nacional y el SIN, asociando cada barra a su ubicación geográfica específica; es posible comprobar claramente donde está mayoritariamente el consumo de energía del país. A tal efecto en la tabla siguiente presentamos para diferentes agrupamientos zonales del país, las que surgen directamente del análisis, las participaciones en el consumo de energía media anual. Cuadro 93 Región % Energía/ Total País Montevideo 52,12% Zona Metropolitana 57,38% Zona Sur o Costera 80,25% Interior 1 = País sin Montevideo 47,88% Interior 2 =País sin Zona Metropolitana 42,62% Interior 3 =País sin Zona Costera 19,75%

Tal como era de prever según la concentración de la población en las mismas zonas marcadas, y sumado al hecho de que la mayor parte de la industria está en la zona metropolitana, la capital del país absorbe algo más de la mitad de la energía consumida en el país y especialmente la zona sur del país representa el 80% del consumo del país. Esta última cuantificación marca, respecto al futuro y a la forma de regular el sector sin una política nacional productiva y de descentralización basada en la energía, que el interior continúe subsidiando de manera millonaria al sur del país basado en el principio de “estampillado” tarifario, que desde los años 70 la regulación tradicional aplicó al país en un erróneo supuesto de igualdad para todos los habitantes del país.

iii) El Comportamiento de la Demanda Anual Eléctrica

Cobertura de la demanda; Año 2002 Asciende al 98,9% de los hogares del territorio; quedando unos 20000 potenciales clientes todos ellos rurales, de carácter residencial unos 15000 y establecimientos unos 5000. Existe un proyecto de UTE, y eventual apoyo del Banco Mundial y de fondos GEF, a efecto de completar el 100% del país mediante paneles solares y/o pequeños generadores eólicos Demanda Anual 2002, por Bloque Horario: Una primera caracterización del comportamiento de la demanda es su distribución según las horas del día agrupados en los bloques horarios estándar según la curva de carga, a saber: Bloque Horario Pico, corresponde a 35 hr/semana entre las horas 17 y 22; Bloque Horario Medio, corresponde a 91 hr/semana entre las horas 22 y 24 así como entre 6 y 17; Bloque Horario Valle, corresponde a 42 hr/semana entre las horas 24 y 6. Siendo en los últimos años estable su participación en cada bloque y según el detalle siguiente:

Pico 25,7% 20,83%

Cuadro 94 Medio Valle 54,8% 19,5% 54,17% 25%

Variable Anual 100% Energía 100% Tiempo

271

Demanda Anual Según Los Meses y rangos máximos-medios-mínimos del Año, 2002

204

:

Una segunda caracterización del comportamiento de la demanda, en energía y potencia, es su distribución según los meses del año. De dicho análisis se desprenden las características estacionales de la demanda del Uruguay, ya vistas en el capítulo de energía útil, y por tanto el perfil de las necesidades medias máximas y mínimas de energía y potencia a producir. Se presenta a continuación en un mismo gráfico, los valores mensuales de: energía respecto a la energía mensual del año máxima, potencia máxima media respecto a la del mes del año máxima, la potencia máxima y mínima respecto a la potencia máxima media, el factor de carga mensual al que se le adiciona como referencia el “fc” anual. Gráfico 98

110% Pmax/Pmed-max 100%

90%

80% Fc-mensual 70% Fc-anual

0,66

60%

50% Pmin/Pmed-max

E

Pmed-max

Pmax/Pmed-max

Pmin/Pmed-max

e D ic ie m br e

ov ie m br

N

ct ub re O

Se pt ie m br e

A go st o

io Ju l

Ju ni o

ay o M

br il A

ar zo M

ro Fe br e

En er o

40%

Fc-mensual

Fc-anual

Aclaraciones sobre la terminología del gráfico anterior: i) El índice energía mensual “E”, esta referido al mes con máxima energía del año (Julio). ii) El índice “potencia media máxima”, esta referido al mes con máxima “potencia media máxima”(julio), y es el valor medio de las potencias máximos diarias del mes. iii) Pmax y Pmín, son los máximos y mínimos absolutos de potencia mensual.

204

En el capítulo 10 de proyecciones de la demanda se incluye un histórico de demandas de energía y potencia desde 1998 al 2003.

272

Estacionalidad Del Consumo De Energía Eléctrica Total; Índice

205

.

Gráfico 99 100%

95%

90%

85%

80%

1999

2000

2001

e D ic ie m br e

N

ov ie m br

ct ub re O

o Se pt ie m br e

A go st

io Ju l

M 1998

Ju ni o

ay o

br il A

ar zo M

Fe br er o

En er o

75%

2002

El Comportamiento de la Demanda Diaria eléctrica 206

Demanda Diaria, Curva Unitaria

Promedio Anual, 2002: Gráfico 100

100,0% 95,0% 90,0% 85,0% 80,0% 75,0% 70,0% 65,0% 60,0% 55,0% 50,0% 1

205

6

11

16

21

26

31

36

41 46 51 56 61 Muestreo T=15 minutos

66

71

76

81

86

91

96

Cada consumo mensual de un año se divide por el consumo del mes de máximo consumo de dicho año. Como dato particular, se desprende que en los últimos 5 años el mes de máxima demanda fue julio. 206 Curva referida al máximo de demanda diaria.

273

Gráfico 101: Demanda Diaria, Curva Monótona De Carga Y Curva P-E Promedio Anual, 2002:

100,0% 95,0% 90,0% 85,0% 80,0% 75,0% 70,0% 65,0% 60,0% 55,0% 50,0%

4% 1% 6% 9% 0% 8% 2% 6% 0% 3% 6% 8% 9% 0% 1% 1% 0% 9% 6% 1% 4% 6% 7% 7% 1, 7, 12, 17, 23, 27, 32, 36, 41, 45, 49, 53, 57, 62, 66, 70, 74, 77, 81, 85, 88, 91, 94, 97,

En este último gráfico es posible analizar la Monótona de Carga (%/máximo diario) respecto a: i) la energía diaria acumulada (total del día = 100%), corresponde a los rótulos del eje “x”. ii) el número de horas del día (total 24), corresponde a los espacios entre las marcas del eje “x”.

274

iv) El comportamiento de la demanda anual de derivados

Gráfico 102: Estacionalidad Del Consumo Total De Derivados; Índice Idéntico Al Eléctrico.

100,0%

Consumo Mensual Indice

95,0% 90,0% 85,0% 80,0% 75,0% 70,0% 65,0%

1999_

2000_

2001_

M

BR E

R E M B VI E

O

C O

N

1998_

D IC IE

E TU BR

R E B TI M

SE

O ST O A G

JU LI O

IO JU N

A YO M

RI L A B

ZO M

AR

R ER O

FE B

EN ER O

60,0%

2002_

Gráfico 103: La Estacionalidad De La Composición De Ventas Físicas- Año 2002

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Fueo oil Calefacción

otros

11

meses del año Gas oil

Gasolinas

GASES

Fuel oil Pesado

Donde se abocetan los siguientes ítems en cada título: Gasolinas: nafta supra, nafta 85 especial y nafta ecosupra. Gases: supergas (GLP), propano industrial, propano redes y supergas a granel. Otros: solventes, asfaltos, lubricantes y combustibles de aviación.

Kerosene

12

275

3. Introducción al balance integral de energía: Los usos en el consumo y en la producción de energía; la eficiencia energética, el vector GN, y el mercado potencial de sustitución. a) Resumen y conclusiones. Del análisis de los resultados fundamentales de las encuestas presentadas en detalle en el siguiente ítem b, y teniendo en cuenta que el objetivo general de este capítulo 3 es sumar elementos para la identificación de el potencial de eficiencia energética, siendo los objetivos específicos identificar o testar al nivel de energía final la porción o mercado teórico máximo, que es pasible de ser sustituido por el vector GN, se resumen los resultados fundamentales:

•

Eficiencia Energética: Mercado Disputable por el GN. o Porcentaje de la energía final total sustituible o disputable = 20%: o 4,7 % disputable a la electricidad o 13,8% disputable a los combustibles derivados de crudo. o 1,5 % de la leña.

EL 4,7 % de la energía final, corresponde al 20% de la electricidad final y proviene de un 17% de los usos residenciales (calentamiento de agua, calefacción y cocción) por un lado y de un 3% de usos comerciales (calefacción, calentamiento de agua) e industriales (usos administrativos y algunos de secado o generación de calor). EL 13,8 % de la energía final, equivale a un 24% de los combustibles finales (derivados) y proviene de un 18% de usos industriales (hornos y generadores de vapor), un 4% de usos en transporte (entrada de GNC) y un 2% de usos residenciales (fuel oil calefacción). El 1,5% de la energía final, proviene de estimar a partir de las encuestas presentadas -y corregido con datos nuevos parciales sectoriales- que porción de leña se deja de usar en usos específicos, en todos los sectores, para pasar a usar GN; fundamentalmente la estimación apunta a el sector industrial con un 1,2% y marginalmente en los sectores residenciales y comercial con el 0,3% de la energía final total. Si bien los datos de las encuestas tienen problemas por no estar actualizados en el tiempo, al efecto de la búsqueda de un máximo teórico de sustitución o mercado penetrable por el GN, es suficiente para fijar una idea u orden de magnitud. Por otro lado es cotejable con los valores obtenidos de mercado disputable analizados al nivel de resultado regionales (ver Parte II.B y C) y a partir de los valores de participación de fuentes en usos durante 20 años. Por otra parte este valor teórico referente será usado a efecto simular diferentes profundidades de penetración respecto de su nominal máximo teórico, por lo que mas que el valor de máximo interesa la sensibilidad desde el mínimo actual (2%) pasando por un valor medio (10%) hasta dicho valor cota máximo (20%).

•

Eficiencia Energética del consumo: Gerenciamiento de la demanda (DSM)

Fuera del objetivo de esta tesis, en cuanto a investigar y profundizar la viabilidad técnico económica y rentabilidad correspondiente, se desprende del análisis de las encuestas presentadas en el ítem siguiente el campo potencial de, sí el uso continua siendo abastecido por la misma fuente, intentar modificar o gerenciar su forma y tecnología de consumo. En especial para la electricidad en los sectores residenciales, comerciales y público, existe una porción importante de los usos iluminación, calefacción y calentamiento de agua, predominantes por lo presentado anteriormente, donde es posible aplicar DSM a la tecnología utilizada obteniendo eficiencia energética en el consumo por ahorros en las tecnologías y por corrimiento de los horarios de consumo. Estos aspectos están a la fecha encaminados en Uruguay por un proyecto de eficiencia energética con apoyo del BM y GEF, los que deberían repasar los números base, a la luz de los cambios del país sufridos en el año 2002 y 2003.

276

b) Consumo Útil de Energía; las encuestas. i) Balance en términos de Energía Útil, Sector Residencial. 1988; DNE. Los resultados de está encuesta oficial a nivel nacional, última y única, de consumos totales del sector residencial en términos de energía final y útil son presentados en forma esquemática y resumida207 en las páginas siguientes. Los principales resultados y conclusiones en lo referente a los usos, fuentes y rendimientos predominantes por estratos son aún válidos en general – 208 salvo en lo referente al uso del KERO - y por tanto son esenciales a la hora de fijar los objetivos en lo referente a eficiencia energética como parte de la política energética. Los grandes números de dichos estudios marcaron que en 1988 los consumos final y útil fueron de 607,5 ktep y 208,6 ktep respectivamente, siendo por tanto el rendimiento global “Eútil/Efinal” del sector residencial del 34%. Este rendimiento global no es un objetivo en si mismo, solo es un indicador más del sistema energético y debe ser analizado según las características y modalidades de sector energía del país, por lo que en las páginas siguientes se presentan las muy diferentes formas y rendimientos con que los estratos socioeconómicos satisfacen sus necesidades según los usos. Otros resultados globales marcaron que el medio urbano consumió el 71% de la energía final contra el 29% del medio rural. Si medimos en términos de energía útil el medio urbano consumió el 83,6% de la energía contra el 16,4% del medio rural; siendo del 84% y 16% la distribución de las poblaciones respectivas. También es de orden marcar la concentración de la capital con un 43% de la población y con consumos del 49,8% y 33%,2 de la energía útil y final respectivamente. La distribución por usos presenta diferencias notorias entre los distintos estratos, las que quedan claras en los gráficos presentados en páginas siguientes. En primera instancia se presentan los grupos, cortes o estratos homogéneos de la sociedad que marcaron este estudio estructural; asimismo se marcan los dominios o regiones fundamentales que se pueden conformar con dichos estratos. Posteriormente se presentan los resultados fundamentales del estudio, es decir: rendimientos globales y por estratos, usos de energía por estrato y por regiones geográficas, fuentes utilizadas por estrato y regiones geográficas, y finalmente fuentes por usos y por estratos socioeconómicos. Como gran conclusión respecto a la tesis, es el hecho de la vigencia del predominio de tres usos, a saber: cocción, calentamiento de agua y calefacción; y que en dos de dichos usos calóricos existe una participación de magnitud de la fuente “electricidad” especialmente en todos los estratos en zonas urbanas. Este aspecto es clave a la hora de la fijación de la política 209 energética, en lo referente a la eficiencia de los consumos y por tanto a la búsqueda del ahorro de divisas.

207

Este material, el estudio completo de dicho balance, esta a disposición pública en la DNE. Dicha fuente fue sustituida casi completamente en el período 1980-1999, lo que fue demostrado en la parte II de esta tesis. De todas maneras en páginas anteriores y de manera gráfica se observa claramente la evolución del consumo final del KERO en diferentes sectores. 209 Otros aspectos de la política energética son la clara definición de roles y agentes encargados de aspectos como la política energética a largo plazo, los marcos regulatorios y la fiscalización de la actividades. Así como una clara y explícita política social en el uso de la energía, definiendo energéticos y magnitudes asociadas a subsidiar cuando corresponda. 208

277

i).1 Los Grupos Homogéneos Fundamentales:

Estrato 1 2 3 4 5 6 7 8

Cuadro 95 Obs. Montevideo Urbano Montevideo Rural Canelones Urbano y San José sudeste Urbano (sin balnearios) Canelones Rural y San José sudeste rural Canelones Balnearios Maldonado y Rocha Balnearios Resto del País Urbano Resto del País Rural

Cuadro 96 Dominios

País Rural Gran Montevideo

Estratos 1 y2 3 al 8 1,3,5,6 y7 2,4 y 8 1 al 5

Cuadro 97 % Estrato Viviendas 1 41,0% 2 1,5% 3 7,9% 4 3,5% 5 3,7% 6 3,4% 7 28,2% 8 10,9% Total Urbano 84,1% Total Rural 15,9% Montevideo 42,5% Interior 57,5% Total General 100,0%

% Personas 42,8% 1,8% 8,7% 3,3% 1,6% 0,8% 27,9% 13,0% 81,9% 18,1% 44,6% 55,4% 100,0%

Montevideo Interior País Urbano

278

i).2 Los rendimientos obtenidos por estrato y globales Cuadro 98 % Rendimiento 1 52% 2 30% 3 33% 4 24% 5 30% 6 41% 7 30% 8 18% Total Urbano 40% Total Rural 19% Total General 34% Estrato

Los estratos rurales (2, 4 y 8) debido al uso de la leña (ver páginas siguientes) son claramente los cortes homogéneos de menor rendimiento, abocetados en el rendimiento total rural del 19% contra el 40% del rendimiento total urbano. Otro aspecto a marcar es el mayor rendimiento en la capital (estrato 1), debido al hecho de que en Montevideo las fuentes mayoritariamente utilizadas son las comerciales.

279 210

i).3 Prsentación de los resultados

fundamentales por diferentes cortes de grupos

Estructura De La Población Por Nivel Socioeconómico En Distintas Regiones Geográficas Gráfico 104

80 70 60 50

%

40 30 20 10 0

Montevideo

Resto Urbano

Rural

Alto

9,1

2,9

3,3

Medio

53,1

39,8

20,9

Bajo

37,8

57,3

75,8

Regiónes Geográficas

Distribución Del Consumo De Energía Útil(%) En Los Distintos Niveles Socioeconómicos. Gráfico 105

70 60 50 40

% 30 20 10 0

Montevideo

Resto Urbano

Alto

19,6

7,5

Rural 8,6

Medio

56,3

47,6

27,7

Bajo

24,1

44,9

63,7

Región Geográfica

210

Los gráficos siguientes, 104 al 125, son elaboración propia en base a los datos fudamentales de la encuesta

280

Distribución del Consumo de energía útil (%) por nivel socioeconómico y región. Gráfico 106 700

kep/Vivienda

600 500 400 300 200 100 0

Montevideo

Resto Urbano

Rural

Alto

603

517

663

Medio

297

240

341

Bajo

178

157

216

Región Geográfica

Estructura Del Consumo De Energía Final Por Fuente En Distintas Regiones Geográficas. Gráfico 107

100%

% Energía Final

80% 60% 40% 20% 0%

Urbano

Rural

Total

1

0

0,7

ART. ELEÉCTRICOS

5,6

1,1

4,3

BOMBEO

0,1

0,3

0,2

ILUMINACIÓN

4,5

3,3

4,1

REF. Y VENTILACIÓN

0,8

0,1

0,6

CONS. ALIMENTOS

6,2

4,5

5,7

CALEFACCION

41,9

28

37,9

CAL. AGUA

10,2

9,4

10

COCCION

29,7

53,3

36,5

FUERZA MOTRIZ

Región Geográfica

281

Estructura del Consumo de energía Útil por fuente en las distintas regiones geográficas. Gráfico 108 100%

% Energía Útil

80% 60% 40% 20% 0%

Urbano

Rural

Total

FUERZA MOTRIZ

2,1

0

1,8

ART. ELEÉCTRICOS

11,2

4,4

10

BOMBEO

0,2

0,7

0,3

ILUMINACIÓN

0,5

0,5

0,5

REF. Y VENTILACIÓN

1,9

0,6

1,6

CONS. ALIMENTOS

12,2

7,2

11,4

CALEFACCION

24,7

15,3

23,2

CAL. AGUA

20,4

13,7

19,3

COCCION

26,8

57,6

31,9

Estructura Del Consumo De Energía Útil De Usos, Por Fuentes En Cada Estrato Y Región. Gráfico 109 (Al 125) ESTRATO ALTO MONTEVIDEO: FUENTES/USO 100%

Fuentes

80% 60% 40% 20% 0%

Cocción

Cal.Agua

Calefacción

Otros usos

Otras

0

0

0

0

FO

0

0

129,2

0

GO

0

2,8

44

0

LE

1,4

0

31,6

0

KE

0,8

0,1

10,4

0

GD

20,3

3,3

SG

30

1,4

4,6

0

EE

12,9

102,2

59,5

148,6

0

Usos Sustituibles y Otros

282

Gráfico 110 ESTRATO ALTO MONTEVIDEO: USOS/FUENTE 100% 80%

USOS

60% 40% 20% 0%

EE

SG

GD 0

Otros usos

148,6

0

Calefacción

59,5

4,6

Cal.Agua

102,2

1,4

Cocción

12,9

30

KE

LE

GO

FO

Otras

0

0

0

0

0

10,4

31,6

44

129,2

0

3,3

0,1

0

2,8

0

0

20,3

0,8

1,4

0

0

0

Fuente de Energía

Gráfico 111 ESTRATO MEDIO MONTEVIDEO: USOS/FUENTE 100% 80%

USOS

60% 40% 20% 0%

EE

SG

GD

KE

LE

GO

FO

Otros usos

86,4

0

0

0

0

0

0

0

Calefacción

26,1

2,1

0,4

8,7

7,7

8,8

28,2

3,1

Cal.Agua

58,7

1,3

0,7

0,8

0

0

4,3

0,1

Cocción

14,1

34,4

6

6,6

1,2

0

0

0,2

Fuente de Energía

Otras

283

Gráfico112 ESTRATO MEDIO MONTEVIDEO: FUENTE/USO 100%

FUENTES

80%

60%

40%

20%

0%

Cocción

Cal.Agua

Calefacción

Otros usos

0,2

0,1

3,1

0

FO

0

4,3

28,2

0

GO

0

0

8,8

0

LE

1,2

0

7,7

0

KE

6,6

0,8

8,7

0

GD

6

0,7

0,4

0

SG

34,4

1,3

2,1

0

EE

14,1

58,7

26,1

86,4

Otras

USOS SUSTITUIBLES Y OTROS

284

Gráfico 113 ESTRATO BAJO MONTEVIDEO: USOS/FUENTE 100%

80%

USOS

60%

40%

20%

0%

EE

SG

GD

KE

LE

GO

FO

Otras 0

Otros usos

53,8

0

0

0

0

0

0

Calefacción

13,2

0,7

0,1

7,4

2,5

1

5,2

0

Cal.Agua

28,2

2

0

3,1

0,1

0

0

0,2

Cocción

8,4

28,4

1,6

19,7

1,9

0

0

0,9

FUENTES

Gráfico 114 ESTRATO BAJO MONTEVIDEO: USO/FUENTE 100%

FUENTES

80%

60%

40%

20%

0%

Cocción

Cal.Agua

Calefacción

Otros usos

0,9

0,2

0

0

FO

0

0

5,2

0

GO

0

0

1

0

LE

1,9

0,1

2,5

0

KE

19,7

3,1

7,4

0

GD

1,6

0

0,1

0

SG

28,4

2

0,7

0

EE

8,4

28,2

13,2

53,8

Otras

USOS SUSTITUIBLES Y OTROS

285

Gráfico 115 ESTRATO ALTO RESTO URBANO: USOS/FUENTE 100%

USOS

80% 60% 40% 20% 0%

EE

SG

GD

KE

LE

GO

FO

Otras

Otros usos

127,6

0

0

0

0

0

0

0

Calefacción

77,7

0,5

0

5,8

52,7

84

0

0,1

Cal.Agua

90,2

4,6

0

0

0

0

0

0

Cocción

21,9

49,2

0

0,4

2,8

0

0

0

FUENTES

286

Gráfico 116 ESTRATO ALTO RESTO URBANO: FUENTES/USO 100%

FUENTES

80% 60% 40% 20% 0%

Cocción

Cal.Agua

Calefacción

Otros usos

Otras

0

0

0,1

0

FO

0

0

0

0

GO

0

0

84

0

LE

2,8

0

52,7

0

KE

0,4

0

5,8

0

GD

0

0

0

0

SG

49,2

4,6

0,5

0

EE

21,9

90,2

77,7

127,6

USOS

Gráfico 117 ESTRATO MEDIO RESTO URBANO: USOS/FUENTE

100%

USOS

80% 60% 40% 20% 0%

EE

SG

GD

KE

LE

GO

FO

Otras

Otros usos

67,5

0

0

0

0

0

0

0

Calefacción

22,2

0,6

0

3,1

22,4

0

0

0

Cal.Agua

54,1

1,4

0

0,8

0,6

0

0

0,2

Cocción

13,8

39,2

0

8

5,3

0

0,4

FUENTES

287

Gráfico 118 ESTRATO MEDIO RESTO URBANO: FUENTES/USO 100%

FUENTES

80%

60%

40%

20%

0% Otras FO

Cocción

Cal.Agua

Calefacción

Otros usos

0,4

0,2

0

0

0

0

0

0

0

0

0

GO LE

5,3

0,6

22,4

0

KE

8

0,8

3,1

0

GD

0

0

0

0

SG

39,2

1,4

0,6

0

EE

13,8

54,1

22,2

67,5

USO

288

Gráfico 119 ESTRATO BAJO RESTO URBANO: USOS/FUENTE 100%

USOS

80% 60% 40% 20% 0%

EE

SG

GD

KE

LE

GO

FO

Otras

42

0

0

0

0

0

0

0

Calefacción

6,4

0,1

0

2,7

12,4

0

0

0,1

Cal.Agua

17,6

1,9

0

3,9

2

0

0

0,4

Cocción

5,7

26,7

0

21,6

11,8

0

0

1,6

Otros usos

FUENTES

289

Gráfico 120 ESTRATO BAJO RESTO URBANO: FUENTE/USOS 100%

FUENTE

80% 60% 40% 20% 0%

Cocción

Cal.Agua

Calefacción

Otros usos

1,6

0,4

0,1

0

FO

0

0

0

0

GO

0

0

0

0

LE

11,8

2

12,4

0

KE

21,6

3,9

2,7

0

GD

0

0

0

0

SG

26,7

1,9

0,1

0

EE

5,7

17,6

6,4

42

Otras

USOS

Gráfico 121

ESTRATO ALTO RURAL: USOS/FUENTE

USOS

100%

50%

0%

EE

SG

GD

Otros usos

50,3

8,8

0

Calefacción

47,6

3,6

0

Cal.Agua

36,1

5

0

Cocción

4,7

37,7

0

KE

LE

GO

FO

Otras

5

0

0

0

1,9

11,3

102,9

0

0

3,6

0,5

64,7

0

0

0,8

5,8

267,6

0

0

5,4

FUENTE

290

Gráfico 122 ESTRATO MEDIO RURAL: USOS/FUENTE 100% 80% Otros usos USOS

60%

Calefacción Cal.Agua

40%

Cocción 20% 0%

EE

SG

GD

KE

LE

GO

FO Otras

Otros usos

38,9

3,5

0

2,5

0,1

0

0

0,4

Calefacción

8,8

0,2

0

5,5

38

0

0

1

Cal.Agua

16,4

1,8

0

0,3

52,3

0

0

0,4

Cocción

3,2

30,5

0

5,1 126,1

0

0

5,8

FUENTE

Gráfico 123 ESTRATO MEDIO RURAL: FUENTE/USO 100%

FUENTE

80% 60% 40% 20% 0%

Cocción

Cal.Agua

Calefacción

Otros usos

5,8

0,4

1

0,4

FO

0

0

0

0

GO

0

0

0

0

LE

126,1

52,3

38

0,1

KE

5,1

0,3

5,5

2,5

Otras

GD

0

0

0

0

SG

30,5

1,8

0,2

3,5

3,2

16,4

8,8

38,9

USOS

291

Gráfico 124 ESTRATO BAJO RURAL: USOS/FUENTE 100% 80% USOS

60% 40% 20% 0%

EE

SG

GD

KE

LE

GO

FO

Otras

Otros usos

27,6

1

0

1,3

0

0

0

0,1

Calefacción

4,7

0,1

0

2,2

22,1

0

0

0,6

Cal.Agua

8,2

1,6

0

1,3

10,8

0

0

0,2

Cocción

3,2

20,8

0

13,4

92,6

0

0

4,1

FUENTE

Gráfico 125 ESTRATO BAJO RURAL: FUENTE/USO 100%

FUENTE

80% 60% 40% 20% 0%

Cocción

Cal.Agua

Calefacción

Otros usos

4,1

0,2

0,6

0,1

FO

0

0

0

0

GO

0

0

0

0

LE

92,6

10,8

22,1

0

KE

13,4

1,3

2,2

1,3 0

Otras

GD

0

0

0

SG

20,8

1,6

0,1

1

EE

3,2

8,2

4,7

27,6

USOS

292

ii) Consumo de Energía Sector Industrial, 1992; DNE. En primer lugar es de orden indicar, a diferencia de las encuestas residenciales211, que el sector Industrial sufrió un rápido y fuerte descalabro212 en los últimos 15 años. Por tanto los resultados de dicha encuesta son en lo general solamente un referente histórico, pudiendo para alguna rama –que aún permanezca en pie- inferir con cuidado algún resultado al futuro. Por tanto y desde el objetivo de esta tesis, sin despreciar la historia, es identificar las áreas o ramas industriales que es prudente suponer se mantengan o amplíen en el país; donde es posible obtener eficiencia energética especialmente por cambio de fuente final, así como identificar y cuantificar los usos mayoritarios de estos cambios. Se presentarán resumidamente los resultados de esta encuesta, marcando los objetivos de su desarrollo y metodología de muestreo por un lado y los grandes resultados globales por fuentes y usos respectivamente. Objetivos y Muestreo. Esta encuesta buscó, a través de un convenio con la Universidad de la República y los 213 Institutos de IE e IMPI , realizar los trabajos que permitieron determinar los consumos de energía por fuente y usos en el sector industrial del Uruguay durante el al año 1992. 214

El universo a investigar corresponde a las ramas de la industria según la clasificación industrial internacional uniforme (CIIU) de las actividades económicas revisión 2, correspondiente a la industria (gran división 3). Las ramas consideradas en esta encuesta fueron: Cuadro 99 Rama Código CIIU Alimentos 311/312 Bebidas/Tabaco 313/314 Textiles/Vestimenta/Calzado 321/322/324 Cuero 323 Madera(excepto muebles) 331 Papel 341 Editoriales 342 Productos de Caucho 355 Química 351/352/356 Minerales no metálicos 36 Metálicos/Fabricación 37/38 Resto Industria215 --No identificado216 --

El universo fue compuesto por 25000 locales industriales, correspondientes a unas 24400 empresas. Se utilizó el muestreo aleatorio estratificado en una sola etapa de selección, siendo de inclusión forzosa los locales con más de 200 empleados y afijación óptima o de Neyman para los estratos de locales de 10 a 199 empleados. Los tramos o estratos de empleados tomados fueron de 0-9,10-19,20-49,50-99,100-199,200 o más.

211

Si bien existen cambios importantes en algún uso específico, a nivel general la estructura fuente/usos permanece inalterada. Siendo este aspecto la clave para una política nacional de eficiencia energética. 212 Marcado por el cierre de gran parte de la industria vigente hasta los 80, y la fuerte “aparición del país de servicio” impulsado por los sucesivos gobiernos desde el retorno a la democracia. 213 Instituto de Economía e Instituto de Mecánica y producción Industrial. 214 No se tomó en cuenta la refinería de petróleo, incluidas como centros de transformación de energía. 215 Se incluyen las demás ramas identificadas de la industria. 216 Se incluyen consumos que se sabe son industriales pero no que rama los consume

293

En las páginas siguientes se resumen los resultados más importantes de la encuesta del sector industrial de la DNE_1992. Gráfico 126: Consumos Totales Y De Los Estratos O Ramas, Por Fuentes.

Participación de Ramas

100% 90%

Otras

80%

Fab maquina y equipos

70%

Metálicas básicas

60%

Cemento y derivados

50%

Vidrio

40%

Prodductos barro, loza.

30%

Qu{imicas(no refinerías)

20%

Imprenta y Editoriales

10%

Papel Msdera .V

Cuero

C

EE

F

o

Textil y Vestimenta

au t

au t

o

O

R V

O G

P

C FO

FO

LE

C on su m o

To ta EE l -U TE EE _A G

0%

Bebidas y Tabaco Alimentos

Consumo Total y por Fuente

Gráfico 127: Consumos Totales Y De La Fuente, Por Estrato O Rama.

Participación de las Fuentes

100% auto C.V 80%

auto EE OF

60%

RV 40%

GO FOC

20%

FOP Otras

Fab maquina y equipos

Metálicas básicas

Cemento y derivados

Vidrio

Prodductos barro, loza.

Qu{imicas(no refinerías)

Imprenta y Editoriales

Papel

Msdera

Cuero

Textil y Vestimenta

Bebidas y Tabaco

Alimentos

Total Industria

0%

LE EE_AG EE-UTE

Estrato o Rama

Se desprende de los cuadros anteriores y de los totales de la industria y consumos que, en la estructura por fuente el orden de participación en el consumo total fue la leña, el fuel oil y la electricidad con 30%,25% y 20% respectivamente. En cuanto a la estructura por rama de la industria el orden de participación en el consumo total fue, producción de alimentos, producción textil e industria de cemento y derivados con el 34%, 19% y 11% respectivamente.

294

Gráfico 128: Consumo Total De Energía Final, Por Usos

217

De La Industria.

100% no energ{etico

Paticipación por usos.

90%

auotog CV

80%

autog EE

70%

otros

60% 50%

Iluminación

40%

Trasnporte Interno

30%

F.Motriz

20%

Hornos

10%

G.Vapor

0% 100,00% Energía Final.

A grandes rasgos del cuadro anterior, se desprende que tres usos son responsables del 94% del consumo de energía final del sector industrial del Uruguay en 1992. Estos son la generación de vapor (53%), hornos (23%) y fuerza motriz (18 %) Es de orden marcar que la generación de vapor es efectuada en un 45% por leña y en un 26% fuel oil pesado y un 27% de residuos vegetales. En cuanto al uso en hornos se destaca el predominio del fuel oil (pesado más calefacción) con un 57%, seguido de lejos por la leña y la electricidad con un 28% y 6% respectivamente. En cuanto a la fuerza motriz es efectuada en un 100% por electricidad. Estos últimos aspectos marcan a las claras las posibles betas de sustitución por GN de ciertas fuentes en ciertos usos, en especial leña y fuel oil en generación de vapor y hornos. Claro está que los empresarios aparte de requerir un costo por unidad energética más barato218 del sustituto potencial, a la hora de optar por un cambio miran la estabilidad en la política de precios y en las reglas del juego del sistema económico financiero. En otras palabras para lograr cierto éxito en la sustitución de fuentes entre usos se necesita una política energética clara, que de señales estables y trasparentes en cuanto a qué fuentes y para qué usos deberían destinarse, el abastecimiento asegurado de mediano y largo plazo; y finalmente la política de precios y subsidios claras y estables. De lo último que se ha expresado, se está muy lejos219, y para caminar en esta dirección existen condiciones básicas e inexorables como la reformulación y reestructuración del sector institucional de la energía. Luego de lo cual y con los roles claramente fijados de cada actor por un lado, y basados en la potencialidad de sustituciones por otro, será posible caminar hacia 220 proyectos específicos que den señales al mercado del rumbo energético que el país adoptó.

217

En la encuesta se pueden encontrar más clasificaciones, en particular en cada uso el peso de cada estrato, etc. Asimismo se adicionan otro tipo de información como potencia instalada, factor de usos de esta y personal por potencia instalada. 218 En la encuesta del año 1992, se puede ver que en las empresas grandes solo interesa si el costo del GN es menor al 80% del costo del energético para la misma producción, del mismo modo las empresas pequeñas no presentaron interés en sustituir. 219 Lo que se demuestra en el capítulo de estructura institucional y roles del sector energía. 220 Proyectos legales y estructurales por un lado y proyectos específicos del área de eficiencia energética.

295

iii) Encuesta de Demanda y Uso Racional de la Energía Eléctrica, 1996; UTE. Por intermedio de esta encuesta el ente nacional energético eléctrico, UTE, buscó conocer la forma de las curvas de cargas de la demanda de energía eléctrica para los diferentes usos a que se destina en los diferentes grupos homogéneos o estratos de consumo del sector 221 residencial urbano , según las estaciones del año, los días de la semana y las horas del día. En términos generales respecto al antecedente último del sector residencial, es decir de la encuesta “DNE_1988”, la diferencia radicó en la investigación de usos de energía final y útil solamente de la fuente de electricidad; teniendo como contraparte una investigación más a fondo del uso de dicha fuente emanada de la propia encuesta propuesta. Así como la encuesta anterior permitió cuantificar qué fuentes, en qué cantidades y rendimientos, y para qué usos se destinó la energía final; en este caso específico de la electricidad se adiciona el conocimiento de los usos eléctricos en cada momento de tiempo; es decir de la curva de carga específica al uso eléctrico correspondiente. Esto último nos permitirá corroborar la participación en la demanda de energía horaria o mejor dicho de la potencia media del sector residencial y específicamente qué usos predominan así como en qué momentos del año y del día en dicha curva de potencia media. El manejo de la curva de demanda de potencia media eléctrica del sector residencial urbano así como qué usos la conforman, es estratégico a efecto de mejorar el factor de carga eléctrica como a apuntar a un uso más racional de la energía según lo usos y fuentes disponibles. Estos objetivos pasan en lo puramente eléctrico -a efecto de promocionar eventuales cambios en los hábitos del consumo eléctrico- como entre fuentes, para cuantificar porciones de energía eléctrica potencialmente sustituibles por GN222. Presentamos en primera instancia lo esencial del corte homogéneo utilizado como las características sobresalientes de las técnicas del muestreo utilizadas. Posteriormente se presentan en forma reducida los resultados globales fundamentales.

Sobre el diseño muestral y los grupos homogéneos fundamentales. El universo investigado fue el conjunto de clientes de UTE del sector residencial urbano en las ciudades de mayor consumo eléctrico, así como un conjunto de zonas balnearias. El diseño muestral utilizado fue el muestreo aleatorio estratificado con afijación óptima. Le estratificación de las viviendas se realizó por áreas geográficas y por nivel de consumo promedio mensual. La determinación del tamaño de la muestra (global y por estrato) se baso en la variable consumo eléctrico promedio mensual, a efectos de obtener una seguridad del 95% y precisión relativa del 5%.

Estratos 1 2 3 4 5

Cuadro 100 kwh (promedio mensual) 0-150 150-300 300-600 600-1500 más de 1500

Esta clasificación homogénea o estrato de consumo fue la que se utilizó en el universo a investigar, independiente de la ubicación geográfica de la población concreta. Para ampliar los detalles de la participación por estratos en el universo y en la muestra ver el informe completo incluido como anexo.

221

Solo para ciudades de más de 1000 hab. Se anexa a esta tesis copia de todo este informe. La sustitución puede se por cualquier fuente sustituta en cada uso, pero en el actual estadio de desarrollo se puede afirmar que la fuente sustituta de la electricidad es, mejorando la eficiencia, el GN en usos calóricos. 222

296

Resultados Globales Fundamentales Equipamiento Eléctrico por hogar Cuadro 101 Montevideo DNE(1)

Tipo Artefacto

ENH(2)

Interior Urbano UTE(3)

DNE(4)

ENH(5)

UTE(6)

1988

1993

1994

1995

1995

1988

1993

1994

1995

1995

65,3*

89,5

88,9

88,3

83,2**

43,1*

69,5

72,5

74,1

82**

85,7*

86,8

84

79

76,8

81,1*

85,2

85,5

85,2

86,8

8

12,1

15,8

21,8

26,6

2,3

5,1

6,5

9,2

14,7

TV color

52,6*

80,8

85,1

87,5

90,5

32,6*

59,4

67,7

73,1

78,8

Videocasette

--

37,3

42,5

46,4

50,2

--

18,5

22

22,9

24,4

Lavarrolpas

28,4*

45,1

49,3

53,3

61,4

10,7*

20,2

24,1

30,7

32,6

Lavavajillas

1,6

2,1

2,9

3

--

0,4

0,6

1

0,4

--

Microondas

0,7

4,5

7,2

11,9

12,9

0,1

0,7

1,4

2,7

5,4

Calefón o Calentador Refrigerador común Refrigerador Freezer

(1) DNE: Incluye todas las viviendas particulares de las áreas urbanas del departamento (2) Encuesta Nacional de Hogares; Incluye todas las viviendas particulares urbanas y rurales del departamento. (3) UTE_1996: Incluye todas las viviendas con electricidad urbanas del departamento. (4) DNE: Incluye todas las viviendas particulares en localidades de más de 999 hab. (5) ENH: Incluye todas las viviendas particulares urbanas de más de 899 hab. (6) UTE_1966: Incluye todas las viviendas con electricidad en balnearios y localidades urbanas mayores (*) Se computó utilización a falta del dato disponibilidad. (**) Refiere solo a calefón eléctrico. 223

Si bien la comparación presenta algunos problemas asociados a los objetivos diferentes de cada investigación, por ende encuestas distintas en lo referente al artefacto, se puede inferir con bastante certeza un crecimiento224 importante del equipamiento eléctrico de las viviendas.

Dado el menor poder adquisitivo del interior (salvo Maldonado), el crecimiento siempre es más lento en éste que en la capital.

223

Ampliar en el anexo correspondiente Salvo el refrigerador común que en Montevideo disminuye y en el interior se estanca, pues aumentan en ambos casos el uso de refrigeradores con freezer. 224

297

Consumo Global Agregado

225

Cuadro 102 REGIÓN TOTAL(Mwh) INVIERNO VERANO RESTO TOTAL 1810,9 554,7 410,7 845,5 MONTEVIDEO 1229,9 394,1 260,1 575,7 INTERIOR 507,8 143,2 124,3 240,3 BALNEARIOS 73,2 17,5 26,2 29,3 Gráfico 129

kwh promedio mensual, por región y período 100% 80% 60% 40% 20% 0%

MONTEVIDEO

INTERIOR

BALNEARIOS

RESTO

100%

100%

100%

VERANO

90%

103%

179%

INVIERNO

137%

119%

119%

INVIERNO

VERANO

RESTO

El primer cuadro presentado muestra los consumos absolutos en cada período y región; estos números a efecto de ser comparables en cuanto al consumo mensual promedio deben ponderarse por los meses de cada período. En tal sentido se muestra en el segundo cuadro y gráfico los índices del promedio mensual (en kwh/mes) de cada región y período del año. Respeto a al consumo promedio del resto del año, Montevideo aumenta un 37% el consumo de invierno y baja un 10% en verano; en tanto que el interior urbano el incremento es del 19%, quedando prácticamente en verano idéntico al resto (3% adicional). Los balnearios tal como se preveía aumentan un 79% en verano y parcialmente en invierno (un 19%).

225

Cálculos basados en un universo de 686440 viviendas que consumieron en el año 1995 unos 1810,9 MWh.

298

226

Usos De La Energía Eléctrica: Participación Anual Comparativa

UTE-DNE.

Gráfico 130 100%

80%

60%

40%

20%

0%

DNE_1988

UTE_94-95

Elec.domest

17,6

21,2

Fuer.Motriz

3,4

0,2

Calefacción

12,9

11,2

Ventilacion

2,6

1,7

Cal.Agua

23,9

32

Cons.Alim

19,2

12,8

7

7

13,4

13,7

Coccion Iluminacion

(1) Del universo de la DNE se excluyeron las áreas rurales (2) Las poblaciones son las de más de 1000 hab. para la encuesta DNE (3) Las poblaciones son las más grandes para la encuesta UTE. (4) El peso de la Fuerza motriz en el caso de UTE esta subestimado (falta bombeo de edificios)

Los cambios sobresalientes de esta primer comparación de usos, son por un lado las mayores participaciones relativas del calentamiento de agua (termofón y calentador instantáneo) y de los electrodomésticos (plancha, lavarropas, TV, audio y otros); por otro la reducción del peso de la conservación de alimentos (por uso de heladeras más eficientes). La estructura del consumo se altera significativamente en función de la estación del año y de la región, en las páginas siguientes presentamos en primer término los resultados por estación del año para la encuesta UTE y posteriormente una comparación con la encuesta DNE de los usos por región. En cuanto a lo encuesta UTE se puede observar (página siguiente) claramente que la calefacción y la ventilación son los usos que alteran drásticamente las estructuras de las participaciones en función de la estación del año de que se trate; excluidos estos consumos las 227 estructuras son semejantes .

226 227

Ver en anexo “encuesta UTE” (Pág. 14) un cuadro ampliado comparativo, con las regiones geográficas Con la excepción del mayor uso de las heladeras en el verano.

299

Usos De La Energía Eléctrica: Participación Por Período Del Año. Gráfico 131 100%

80%

60%

40%

20%

0%

Total

Invierno

Verano

Resto

Otros Elec.dom

4,1

3,6

4,3

4,5

Fuer.Motriz

0,2

0,2

0,2

0,2

Video y Audio

9,7

8,1

10,2

10,5

Lavado y Secado

6,3

5,3

6,4

6,9

Planchado

1,3

1

1,4

1,4

Calefacción

11,2

26,6

0

6,4

Ventilacion

1,7

0,2

5,6

0,7

Cal.Agua

32

28,1

32,3

34,6

12,8

6,8

18,9

13,8

7

5,8

7,3

7,6

13,7

14,3

13,4

13,4

Cons.Alim Coccion Iluminacion

Gráfico 132 100% 80% 60% 40% 20% 0% Ilumina Cons.Ali Cal.Agu Ventilac Calefac Plancha Coccion cion m a ion ción do

Lavado Otros Video y Fuer.Mo y Elec.do Audio triz Secado m

Resto

13,4

7,6

13,8

34,6

0,7

6,4

1,4

6,9

10,5

0,2

4,5

Verano

13,4

7,3

18,9

32,3

5,6

0

1,4

6,4

10,2

0,2

4,3

Invierno

14,3

5,8

6,8

28,1

0,2

26,6

1

5,3

8,1

0,2

3,6

Invierno

Verano

Resto

300

Participación (%) De Los Consumos De Energía Por Región. Gráfico 133 100,0% 80,0% Montevideo 60,0%

Interior

40,0%

Balnearios Total País

20,0% 0,0% Total Consumo

Consumos Por Región: Participación (%) De Los Estratos Socioeconómicos. Gráfico 134 100%

80% 601 y más 60% 301-600 40% 151--300 20% 0-150 0%

Montevideo

Interior

Balnearios

601 y más

6,4

1,5

0,6

8,5

301-600

20,4

6,4

1,3

28,1

151--300

24,1

10,7

1

35,8

17

9,5

1,1

27,6

0-150

Total País

301

Consumos Por Estrato Socioeconómico: Participación (%) De Las Regiones Gráfico 135 100%

80%

60%

40%

20%

0%

0-150

151--300

301-600

601 y más

Balnearios

1,1

1

1,3

0,6

Interior

9,5

10,7

6,4

1,5

Montevideo

17

24,1

20,4

6,4

Montevideo

Interior

Balnearios

Consumo Unitario Por Estrato Socioeconómico: ( Kwh/ Vivienda/ Año”) Gráfico 136 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

Montevideo

Interior

Balnearios

Total

601 y más

8157

7965

10275

8254

301-600

4566

4145

4623

4466

151--300

2897

2621

2361

2791

0-150

1829

1306

924

1.555

0-150

151--300

301-600

601 y más

228

(1)- El estrato bajo tiene sesgo al alza del consumo por razones de sustitución de viviendas. (2)- El estrato alto en balnearios tiene un sesgo al alza dado lo no representativo del universo y especialmente el peso de Punta del Este en la muestra.

Los resultados anteriores marcan que los hogares del estrato alto consumen anualmente 5,3 veces el consumo anual del estrato bajo; en la interna de las regiones este valor es de 11 veces para las zonas balnearias y de 4,5 y 6 respectivamente para Montevideo y el resto urbano.

228

El valor de 1829 kwh/vivienda/año supera al esperado de 150kwh/vivienda/mes al año

302

Horas Del Día Consumo De Energía Eléctrica (Kwh/Vivienda) Por Hora Del Día Según Estación. Todo El País Gráfico 137 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0

0_7

7_10

10_13

13_17

17_19

19_22

22_24

Promedio

0,13

0,3

0,38

0,21

0,35

0,66

0,4

Invierno

0,14

0,35

0,41

0,23

0,52

0,92

0,51

Verano

0,14

0,27

0,36

0,19

0,27

0,53

0,4

Resto

0,12

0,3

0,37

0,2

0,31

0,59

0,36

Promedio

Invierno

Verano

Resto

A lo largo del día se diferencian períodos de consumo bien marcados, dichos períodos son: 0 a 7, 7 a 10, 10 a 13, 13 a 17, 17 a 19, 19 a 22 y 22 a 24. Las explicaciones están en la modalidad de consumo de los usos fundamentales que en dichos períodos se solicitan o no a efectos de satisfacer necesidades humanas, a saber: Iluminación, la cocción, el calentamiento de agua y en segundo término el video y audio. El cuadro anterior muestra para todo el país el consumo promedio por horarios; siendo el consumo más alto en el invierno229 entre las 19 y las 22 horas, especialmente entre las 20 y 21 horas, y explicado fundamentalmente por la calefacción, el calentamiento de agua e iluminación. En el informe completo de esta encuesta, es posible observar una gran variedad de resultados 230 emanados de los datos según como se agrupen. En particular se puede observar desagregando los datos en; regiones, días hábiles, estación del año y finalmente estratos, una cantidad de curvas de cargas en función de las combinaciones posibles de datos. A efecto de esta tesis lo fundamental, tal como se comentó repetidamente, es observar los comportamientos generales de los usos eléctricos a efecto de a partir de ineficiencias internas de dicha fuente o entre fuentes; inferir potenciales objetivos atacables con una política energética nacional. En tal sentido queda claro, con lo presentado hasta el momento, el uso masivo de la electricidad a efecto de la calefacción y el calentamiento de agua. Dicho aspecto marca puntos de obligatorio análisis e investigación, asociados a la eficiencia energética de usos de artefactos eléctricos por un lado y por otro las ventajas de la sustitución de estos usos a otras fuentes.

229

También para el agregado del país, en los períodos verano y resto, el pico de carga es entre las 19 y 22. Ver páginas 18 a la 23; por ejemplo por regiones el pico se mantiene entre las 19 y 22, siendo en Montevideo e interior en invierno en los balnearios es en verano. Asimismo y como es de carácter universal los días hábiles (lunes a viernes) presentan mayor consumo que los sábados y domingos 230

303

Presentamos de todas maneras en este apartado de “Horas del día”, un conjunto de gráficos adicionales asociados a la desagregación en estaciones del año y estrato. Consumo de energía eléctrica (kwh/vivienda) por hora del día según estación del año y estrato de consumo. Todo el país. Gráfico 138

kwh/vivienda_Invierno

3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 0_7

7_10

10_13

13_17

17_19

19_22

22_24

Períodos horarios 0-150

151--300

301-600

601 y más

Promedio

Gráfico 139

kwh/vivienda_ Verano

1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 0_7

7_10

10_13

13_17

17_19

19_22

22_24

Períodos horários 0-150

151--300

301-600

601 y más

Promedio

Gráfico 140 1,6 1,4 1,2

kwh/vivienda Resto del Año

1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 0_7

7_10

10_13

13_17

17_19

19_22

Períodos horarios 0-150

151--300

301-600

601 y más

Promedio

22_24

304

Usos y Horas del Día. Al igual que en las páginas anteriores se optó por presentar dos cuadros a efecto de cuantificar los usos predominantes en el correr del día y especialmente a la hora del pico de consumo, lo que se efectuó para el total del país. El resto de las desagregaciones se pueden ver en el anexo. Como comentarios generales marcamos que, existen diferencias marcadas en los usos predominantes por horas del día en función de la estación del año. Estas diferencias son menores en el caso de los días hábiles. En cuanto a las regiones los usos y horas del día presentan una estructura en Montevideo similar a la del país agregado, el interior urbano presenta pocas diferencias con Montevideo y los balnearios sí presentan una estructura diferente a los otros Presentamos en primer lugar por su interés intrínseco el cuadro de usos predominantes, con un consumo del 30% al 40% del período horario, para la estación del invierno en los días hábiles:

Intervalo horario 0_9 9_11 11_13 13_17 17_24

Cuadro 103 Uso predominante Invierno, día hábil. Calentamiento Agua Lavado y Secado Cocción Calentamiento Agua Calefacción

En el gráfico siguiente presentamos la participación (%) de los usos en el período del pico de carga es decir entre las 20 y las 21 horas, para las estaciones del año y los días típicos: Gráfico 141

Participacion de Usos. Entre 20 y 21 horas, días hábiles

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

Invierno

Verano

Otros

5

8

Resto 6

Video/Audio

8

13

12

Calefaccción

36

0

9

Ventilacion

0

5

1

Cal Agua

22

35

33

Cons.alimentos

2

8

5

Cocción

7

11

11

Iluminación

20

20

23

305

Estratos y Horas del Día. Existen diferencias importantes en el uso diario de la energía eléctrica, cuando se introduce la variable estrato de consumo. En el cuadro siguiente se resume para el invierno en días hábiles, los usos predominantes por hora para los estratos de consumo. Cuadro 104 Horas

0_150 kwh/mes

151_300 kwh/mes

301_600 kwh/mes

601 y mas kwh/mes

0_1

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calefacción

1_2

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calefacción

2_3

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calefacción

3_4

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calefacción

4_5

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calefacción

5_6

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calefacción

6_7

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calefacción

7_8

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

8_9

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

9_10

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Lavado y secado

Lavado y secado

10_11

Lavado y secado

Lavado y secado

Lavado y secado

Lavado y secado

11_12

Cocción

Cocción

Cocción

Cocción

12_13

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Cocción

Calentamiento de agua

13_14

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

14_15

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

15_16

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calefacción

Calefacción

16_17

Calentamiento de agua

Calentamiento de agua

Calefacción

Calefacción

17_18

Calentamiento de agua

Calefacción

Calefacción

Calefacción

18_19

Calentamiento de agua

Calefacción

Calefacción

Calefacción

19_20

Calentamiento de agua

Calefacción

Calefacción

Calefacción

20_21

Calefacción

Calefacción

Calefacción

Calefacción

21_22

Calefacción

Calefacción

Calefacción

Calefacción

22_23

Calefacción

Calefacción

Calefacción

Calefacción

23_24

Calefacción

Calefacción

Calefacción

Calefacción

Se desprende del cuadro anterior que en el estrato bajo el uso calefacción predomina entre las 20 y 24 horas, en los estratos intermedios se inicia a media tarde y en los estratos altos se inicia a las 15 horas y dura hasta las 7 horas del día siguiente. Entre las 9 y 11 de la mañana el lavado y secado es el uso predominante; en el resto del día el calentamiento de agua es el uso que consume la mayor parte de la energía eléctrica demandada en todos los estratos todos los días del invierno. Por último se presentan una serie de gráficos para el período más importante del año, importancia que radica en el pico de carga y los costos asociados, es decir el invierno y en los días hábiles. Las gráficas son para todo el país y representan el consumo promedio de esos días hábiles de invierno para todo el sector residencial. El resto de la información231 de curvas horarias por usos y por estratos, en diferentes estaciones y regiones, se encuentran en el informe completo de esta encuesta, de todas maneras en las páginas presentamos los gráficos relevantes respecto a la estación de invierno y en los días hábiles, es decir el período del año de máxima solicitación del sistema eléctrico Uruguayo.

231

Esta encuesta, por su actualidad es la base para un verdadero programa de eficiencia energética dentro de los usos eléctricos, así como la identificación y cuantificación de ineficiencias globales por usos que satisfechos por otras fuentes mejorarían los balances nacionales en lo energético y económico; permitiendo volcar estos recursos a otras áreas de la economía nacional.

306

Curva De Carga: Día Hábil De Invierno. Total Residencial 1995, Todos Los Usos. Gráfico 142 800000 700000 600000

kW

500000 400000 300000 200000 100000

hr3

hr5

hr7

hr9

hr11

hr13

hr15

hr17

hr19

2%

hr1

2%

0 hr21

hr23

Horas del día.

Gráfico 143

1%

1%

1%

1%

2%

2%

3%

3%

3%

4%

4%

4%

4%

4%

4%

5%

5%

6%

7%

9%

10%

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 12%

% Potencia máxima

Curva Potencia-Energía

% Energía Total Diaria

Se desprende de los gráficos anteriores, que en sí representan lo mismo en dos dimensiones – 232 una temporal o cronológica y otra atemporal, una forma de curva claramente ineficiente del sector residencial marcada por un consumo del 44% de la energía diaria en 16,7% del tiempo. Este último son las 4 horas del día entre las 18:30 y las 22:30 horas.

232

El factor de carga de la curva residencial total es de (0,34), lo que representa un claro diseño de las redes que durante 20 horas del día está no usado al máximo. Esto último arrastra posteriormente elevados costos propios de red de las actividades de transmisión y distribución por unidad de potencia pico.

307

Curva De Carga: Día Hábil De Invierno. Total Residencial 1995, Separación Por Usos. Gráfico 144 Iluminacion

300000

Coccion Cons.Alimentos

250000

Cal.Agua

kW

200000

Ventilacion Calefacción

150000 Planchado Lavado y secado

100000

Video/Audio 50000

Fuerza-Motriz Otros hr23

hr21

hr19

hr17

hr15

hr13

hr11

hr9

hr7

hr5

hr3

hr1

0

Horas del día.

En este gráfico, queda claro qué usos son los “culpables” del pronunciado pico de carga que se da puntualmente entre las 20 y 21 horas en el período de invierno. Los usos que aportan mayoritariamente en los horarios pico son calefacción, Iluminación y calentamiento de agua; en segundo lugar pueden tomarse en cuenta cocción y video/audio. De lo anterior a manera de conclusión general se destacan dos aspectos bien diferenciados que a su vez forman parte de un todo, que más adelante se explica: i) La calefacción y el calentamiento de agua son usos calóricos competitivos entre fuentes, por lo que una mejora global de eficiencia energética pasa principalmente por la sustitución de estos usos a base de electricidad por fuentes más eficientes. De manera complementaria se puede lograr una mejora de eficiencia, sin sustituir la fuente final electricidad, mejorando la modalidad de consumo mediante tecnologías apropiadas como acumuladores de calor, etc.; es decir, hablamos del “Gerenciamiento de la Demanda”. ii) La iluminación es cautiva del uso eléctrico por lo que es de orden una investigación a fondo de la eficiencia en dicho usos, así como proyectos de mejora continua en los artefactos. Para esto la participación de todos los actores es clave, es decir empresas comerciales de artefactos, universidades, ente regulador y ente fijador de política energética; a efectos de crear un verdadero mercado de eficiencia energética.

Estos dos aspectos bien independientes solo son sustentables en su concreción si son implementados y coordinados por el ente que fija la política nacional. Siendo clave la sinergia de todas las empresas a efecto de la eficiencia global energética y por tanto y finalmente asegurar el suministro de fuentes primarias al mínimo costo y de manera segura. Los aspectos claves de esta política en lo interno, es decir el (%) de sustitución entre fuentes, el (%) de gerenciamiento de la curva de carga eléctrica son algunos de los lineamientos que nuestro órgano rector de la política energética nacional debería de manera indiscutible señalar y ordenar como objetivos del sector.

308

Curva De Carga: Día Hábil De Invierno. Total Residencial 1995, Separación Por Estrato. Gráfico 145 350000 300000

E1_(0-150)

kWh.

250000 200000

E2_(151-300) 150000

E3_(301-600)

100000 50000

E4_(601 o más)

0 1

3

5

7

9

11

13

15

17

19

21

23

Horas del día.

Curva De Carga: Día Hábil De Invierno. Total E1(0-150kwh), Separación Por Usos. Gráfico 146 60000

50000

kWh.

40000

30000

20000

10000

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas del día.

E1_Iluminacion E1_Ventilacion E1_Video/Audio

E1_Coccion E1_Calefacción E1_Fuerza-Motriz

E1_Cons.Alimentos E1_Planchado E1_Otros

E1_Cal.Agua E1_Lavado y secado

309

Curva De Carga: Día Hábil De Invierno. Total E2(151-300kwh), Separación Por Usos. Gráfico 147 140000 120000

kWh.

100000 80000 60000 40000 20000 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hora del día

E2_Iluminacion E2_Cal.Agua E2_Planchado E2_Fuerza-Motriz

E2_Coccion E2_Ventilacion E2_Lavado y secado E2_Otros

E2_Cons.Alimentos E2_Calefacción E2_Video/Audio

Curva De Carga: Día Hábil De Invierno. Total E3(301-600kwh), Separación Por Usos. Gráfico 148 90000 80000 70000

kWh.

60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas del día.

E3_Iluminacion E3_Cal.Agua E3_Planchado E3_Fuerza-Motriz

E3_Coccion E3_Ventilacion E3_Lavado y secado E3_Otros

E3_Cons.Alimentos E3_Calefacción E3_Video/Audio

310

Curva De Carga: Día Hábil De Invierno. Total E4(600 O Más Kwh), Separación Por Usos. Gráfico 149 25000

20000

kWh

15000

10000

5000

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas del día.

E4_Iluminacion E4_Cal.Agua E4_Planchado E4_Fuerza-Motriz

E4_Coccion E4_Ventilacion E4_Lavado y secado E4_Otros

E4_Cons.Alimentos E4_Calefacción E4_Video/Audio

Curva De Carga: Día Hábil De Invierno. Usos Calefacción, Iluminación Y Cal. Agua Por Estrato. Gráfico 150 140000 120000

kWh.

100000 80000 60000 40000 20000 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas del día.

E1_Iluminacion

E1_Cal.Agua

E1_Calefacción

E2_Iluminacion

E2_Cal.Agua

E2_Calefacción

E3_Iluminacion

E3_Cal.Agua

E3_Calefacción

E4_Iluminacion

E4_Cal.Agua

E4_Calefacción

311

4. Los impactos ambientales del sector energía. a) Introducción Atento al objetivo de contribuir a un diagnóstico completo de la energía en el Uruguay que oriente a la reformulación de la política energética nacional, este ítem 4, busca muy resumidamente y basado en informes y estudios de la DINAMA y de consultores independientes, dejar al menos una idea del lazo energía ambiente en cuanto al vínculo fuentes-sectores-contaminaciones y los aspectos que ameritarían ser profundizados en estudios específicos los que se comentan en el párrafo siguiente. Claro está que esta exposición ordenada de datos, dista mucho de una investigación propia en este campo, donde existe un potencial de sumo interés a futuros estudios, que escapan a los tiempos de esta tesis, que corresponde a la temática “los impactos ambientales y la tributación en la energía”. Resultados parciales y conexos corridos en la elaboración de esta tesis, permitirían concluir que es posible, juicio a validar definitivamente luego de efectivizado los estudios planteados, demostrar que la tributación energética233 no contempla los aspectos ambientales, es decir el daño provocado por cada energético.

b) Situación ambiental: Características generales a la fecha. De acuerdo con la información que surge del Inventario Nacional de Emisiones Netas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) correspondiente a 1998, última disponible hasta el momento, las actividades relacionadas con la “Quema de Combustibles Fósiles” serían responsables de algo más del 70% de las emisiones a la atmósfera de Dióxido de Carbono (CO2), del 96% de las de Óxidos de Nitrógeno (NOX), 92% de las de Monóxido de Carbono (CO), 56% de las de los Compuestos Orgánicos Volátiles –distintos del Metano- (COV) y de casi la totalidad de las correspondientes al Dióxido de Azufre (SO2). Cuadro 105 Emisiones de GEI por actividad-1998 (%) CO2 CH4 N2O Quema combustibles fósiles 70.2% Procesos Industriales 6.8% Solventes y uso otros productos Agricultura 92.0% 100.0% Desechos 7.9% Quema biomasa 23.0% Total 100.0% 100.0% 100.0%

NOX 95.8%

CO 91.8%

4.2%

8.2%

COV 56.1% 43.9%

SO2 100.0%

100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Fuente: Borrador Proyecto URU-PNUD/010 en base a datos del Inventario Nacional de Emisiones Netas de Gases de Efecto Invernadero, 1998.

Del conjunto de sectores que, a través de distintos usos, incurren en la quema de combustibles fósiles, se destaca el de Transporte –y dentro de éste, en particular, el automotor- como principal responsable de las emisiones de los contaminantes antes mencionados. También resulta significativa la importancia de los sectores Residencial en las emisiones de CO y SO2; Industria y Construcción, en las de CO2 y SO2; y del Agropecuario, en las de NOX.

233

La metodología base, no la única del campo tributario, es la de costos marginales de obtener fondos públicos “CMFP”.

312

Cuadro 106 Emisiones de GEI por Quema Combustibles Fósiles, por sector -1998 (% del total) CO2 CH4 N2O NOX CO COV SO2 Industrias Energía 7.2% 2.1% 20.4% Planta de Gas 0.1% Centrales Térmicas 3.5% 2.1% 7.4% Refinería 3.6% 13.0% Manufactura y Construcción 12.2% 6.3% 0.8% 38.9% Transporte 34.8% 60.4% 54.2% 51.5% 18.5% Aviación Doméstica 0.3% 0.8% Rodoviario 32.2% 52.1% 52.9% 51.5% 16.7% Ferroviario 0.2% Navegación doméstica 2.1% 8.3% 0.3% 1.9% Comercio/Instituciones 2.1% 1.9% Residencial 6.2% 4.2% 35.8% 13.0% Agricultura 7.7% 22.9% 1.0% 3.0% 5.6% Otros 0.1% Emisiones fugitivas 1.5% 1.9% Total 70.2% 0.00% 0.00% 95.8% 91.8% 56.1% 100.0% Fuente: Borrador Proyecto URU-PNUD/010 en base a datos del Inventario Nacional de Emisiones Netas de Gases de Efecto Invernadero, 1998. En función de la importancia que la Quema de Combustible tiene desde el punto de vista ambiental, y en el marco de los compromisos internacionales asumidos por la ROU referidos a 234 la limitación y reducción de emisiones de GEI , las autoridades competentes (Unidad de Cambio Climático dependiente de la Dirección Nacional de Medio Ambiente) han elaborado un estudio235 en el que se evalúan distintas opciones de mitigación.

Cuadro 107 Opciones de mitigación del sector de energía Sector Opción de mitigación Generación Energía Eléctrica Utilización de energía eólica para la generación de energía eléctrica Repotenciación de la Central Batlle Transporte Optimización del sistema de transporte urbano en Montevideo Utilización de GNC en autos y taxis Utilización de GNC en ómnibus y camiones Industrial Sustitución de fuel oil por gas Residencial Aumento de la eficiencia en la iluminación Desechos Recuperación de biogas de sitios de disposición final de residuos Tratamiento de efluentes industriales Fuente: Estudio de apoyo a la aplicación del Mecanismo para el Desarrollo Limpio del Protocolo de Kyoto en Uruguay, 2002.

En el citado trabajo se estiman los costos y la reducción de emisiones asociados a las diferentes alternativas, a partir de los cuales se analiza la viabilidad, y las ventajas y desventajas de cada uno de ellos.

234

Uruguay es parte de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y firmante del Protocolo de Kyoto. 235 Estudio de apoyo a la aplicación del Mecanismo para el Desarrollo Limpio del Protocolo de Kyoto en Uruguay, 2002.

313

Sin embargo, dada la finalidad con la que fue elaborado este estudio, sólo se consideran las emisiones de CO2 (y, de corresponder, las de CH4), por ser éste el contaminante de mayor contribución directa al efecto invernadero. No se consideran, en cambio, los restantes gases que tienen efectos preponderantemente de carácter local, y cuyas emisiones, eventualmente, podrían incluso aumentar en algunas de las propuestas evaluadas.

c) Conclusiones Generales o

La política ambiental, sectorial, en la que los mayores esfuerzos parecen estar vinculados a los problemas globales, no cuenta con un inventario de las emisiones de material particulado (TSP/PM10), cuyos principales efectos adversos son sobre la calidad del aire urbano, impactando negativamente en la salud de la población; es decir el daño local, el de mayor impacto, es el más descuido en su mensuración y por tanto en su cuantificación y responsabilidades derivadas.

o

El sector transporte automotor es el sector de mayor responsabilidad de las emisiones contaminantes, las que distan de los valores de riesgo estándar manejados internacionalmente.

o

Atento a los precios relativos entre los derivados, distorsionados artificialmente, por un lado y respecto a los demás energéticos por otro, es de prioridad que la política energética sincere los aspectos de imposición a la energía en el sentido de incluir o no los daños ambientales o, si los incluyen o no a la fecha.

o

A los efectos del puntos anterior, es necesario profundizar los estudios asociados al cálculo de los daños ambientales provocados por cada energético consumido y también caminar a definir una tributación óptima a los energéticos -al menos desde el sector energía, es decir posteriormente la economía puede cargar otros tributos-.

314

5. Precios y costos de la energía en ROU. Cabe mencionar que en la parte III de esta tesis se presentó la evolución de los precios finales al consumo para la región y para Uruguay; estos apuntaron a un análisis histórico y de comparación de precios finales e impuestos entre países con miras de marcar las asimetrías actuales que conspiran contra una integración real de mercados energéticos, que tenga simetrías en la imposición a los energéticos, al menos al nivel productivo, sumado a costos económicos en los abastecimientos correspondientes.

a) Precios de la Electricidad 8/2003. En este apartado se presentan, a manera de diagnóstico del año base, los precios al consumo finales de la energía a la fecha, con aperturas por tarifas correspondientes o unificadas. En primer lugar se simulan los precios medios por estrato de la CIER; posteriormente se presenta un resumen del pliego tarifario vigente de UTE y se elabora sobre este y especialmente sobre la tarifa residencial simple, por su peso en el consumo global, los precios unitarios ($/kWh) en función del consumo mensual y de las potencias típicas contratadas en dicha tarifa. Cuadro 108: Estratos unificados de la CIER CUENTA TIPO POTENCIA ENERGIA TIPO (kW) (kWh/mes) Ra Residencial Mínima 20 Rb Residencial 1 50 Rc Residencial 2 100 Rd Residencial 3 200 Re Residencial 5 400 Rf Residencial 7 800 Rg Residencial 10 1.600 Rh Residencial 15 3.200 Ga General 2 100 Gb General 3 200 Gc General 5 500 Gd General 10 1.000 Ge General 20 2.000 Gf General 40 5.000 Gg General 80 10.000 Gh General 120 20.000 Gi General 200 50.000 I1 Industrial 10 1.000 I2 Industrial 15 2.000 I3 Industrial 30 5.000 I4 Industrial 60 10.000 I5 Industrial 100 25.000 I6 Industrial 300 50.000 I7 Industrial 350 100.000 I8 Industrial 1.000 438.000 I9 Industrial 1.750 500.000 I10 Industrial 5.000 2.370.000 I11 Industrial 11.000 5.000.000 I12 Industrial 25.000 16.400.000

315 236

Precios Medios Últimos

237

Por Tarifas CIER Gráfico 151

0,200 0,180 0,160

USD/kWh

0,140 0,120 0,100 0,080 0,060 0,040 0,020 0,000 Ra Rb Rc Rd Re Rf Rg Rh Ga Gb Gc Gd Ge Gf Gg Gh Gi I1 I2 I3 I4 I5 I6 I7 I8 I9 I10 I11 I12

Tarifas unificadas CIER

La estructura tipo CIER, presenta precios medios por estrado con cierta lógica internacional en el manejo de las tarifas, es decir un menor costo medio de la energía industrial seguido por los sectores comerciales y finalmente los residenciales siendo los más caros. A su vez dentro de los tipos de tarifas, residenciales, generales o industriales, existe una disminución del precio medio al aumentar el consumo medio del estrato. No se observa en este gráfico, dentro de cada tarifa, la variación del precio medio con la energía; solamente se computa el precio medio total ($/kwh) de cada tarifa. Si bien esta partición CIER, permite comparaciones de valores y tendencia a nivel internacional, es de orden presentar la estructura actual de tarifas de UTE. En las páginas siguientes se muestra el cuadro tarifario de agosto-2003 completo, así como un análisis especial a la tarifa de mayor importancia relativa, la residencial simple, por su participación en la facturación anual con un 55% y con un consumo anual del orden del 44% de la energía anual facturada. También es de orden comentar que esta tarifa fue fijada por UTE y autorizada por el ejecutivo en su forma estándar de remuneración del costo de servicio. Forma que migró por ley desde la existencia del regulador URSEA, a una remuneración por incentivos; la que de hecho no tiene su primer versión dado a que no fueron decretadas los VADE (llamados valor agregado de la distribución estándar) iniciales del período de 4 años de tarifación, como tampoco las fórmulas de cálculo correspondiente y de indexación anual. Esta temática, en particular las formas de remuneración de los distribuidores y la tarifa al consumidor, se profundiza en el capítulo de estructura institucional.

236 237

Últimos a la hora del cierre de la información a procesar para esta parte de la tesis, a saber 8/2003. Estas difieren de la estructura tarifaria real de UTE, a presentar en la página siguiente.

316

Pliego vigente de Tarifas UTE- 12/2003 (1USD=29$) Cuadro 109 PLIEGO_UTE TARIFAS 12/2003

Consumo %

Facturación %

Residencial Simple

44,0%

53,8%

Doble Horario Residencial

1,38%

1,13%

General Simple Doble Horario General

11,6% 1,38%

16,9% 0,76%

CARGOS(mes)

Fijo

Potencia

$

$/kW.cont

1-100kWh

101-600kWh

601kWh o +

55,6

18,95

1,325

1,908

2,113

108,35

18,95

Punta(17-23)

190 255,9

1001kWh o más

1,938 Punta(17-23)

1-700kWh

Pago Anticipado 45,41

-

Pago Anticipado P=4,4;5,5 o 6,6 kW

Medianos Cons

0,904

1-1000kWh 21,8 21,8

Fuera de Punta (0-17 y 23-24)

2,46

2,246 Fuera Punta (0-17y 23-24)

4,824

P=2,2 o 3,3 kW

Triple Horario

Energía ($/kWh)

Consumo % 12,7%

Facturación %

1,212 701 o más kWh

1,989

1,913

1-1400kWh

701 o más kWh

91,5

-

2,4

2,312 Energía ($/kWh)

Fijo $

Potencia $/kW.pico

Valle

Llano

Punta

PuntaLlano

0-7 hr

7-18 y 22-24

18-22 hr

BT(220 y380 V)

259

99,4

0,411

1,191

2,788

MT1(6;15 y 22kV)

259

65,55

0,407

1,148

2,333

MT2(30 kV)

259

37,8 PuntaLlano

0,39

1,116

1,962

0-7 hr

7-18 y 22-24

18-22 hr

BT(220 y380 V)

4600

103,35

0,333

0,678

2,788

MT1(6;15 y 22kV)

4600

68,3

0,317

0,652

2,333

MT2(30kV)

4600

39,65

0,316

0,637

1,962

MT3(60(

4600

13,25

0,303

0,616

1,634

AT(150 kV)

4600

9,45

0,303

0,598 Energía($/kWh)

1,358

Fijo $

Potencia $/kW.pico

Valle

Llano

Punta

Grandes Cons

Tarifa ZAFRAL Noviembre-Marzo

24,7%

11,6%

Consumo %

Facturación %

PuntaLlano

0-7 hr

7-18 y 22-24

18-22 hr

BT(220 y380 V)

259

183,8

0,715

0,844

2,847

MT1(6;15 y 22kV)

259

121,2

0,697

0,813

2,192

MT2(30 kV)

259

70,4

0,69

0,784

1,654

Medianos Cons

0,19%

11,4%

0,22%

Grandes Cons BT(220 y380 V)

PuntaLlano

0-7 hr

7-18 y 22-24

18-22 hr

MT1(6;15 y 22kV)

4600

169,4

0,633

0,729

2,602

MT2(30kV)

4600

108,6

0,615

0,7

1,974

MT3(60)

4600

63,1

0,606

0,695

1,525

21,2 Potencia $/kW.pico

0,592

0,67 Energía($/kWh)

1,074

Alumbrado Público

4600 Fijo $

UTE

Terceros

85,78

-

2,411

Por Lámpara

0,18%

3,61%

0,15%

4,03%

Doble Horario

Punta(17-23)

124,4 Tarifa REACTIVA

26,4

2,674

1,957 Fuera de Punta(0-17 y 23-24)

0,923

A*(Er/Ea-tg (fi) lim) ; A: depende del nivel de tensión y tarifa Bonifica o Multa en función de superar o no un (cos (fi) promedio mensual límite)=0,92

317

La estructura de tarifas real de UTE presenta un comportamiento de precios medios por tarifa parecido al graficado para la estructura CIER, es decir menores precios unitarios medios para el sector industrial. En el grafico siguiente nos metemos, por su peso en el consumo y facturación, en la interna de la tarifa residencial simple, dado que el valor medio usado en el gráfico tarifas CIER no permite cuantificar la forma del traslado a tarifas de los costos en función del consumo 238

Precios Medios

239

Sin Impuestos

De La Tarifa Residencial Simple. Gráfico 152

Precios Mediosl($/kWh) Indice Referido a 100kWh y 2,2kW. 1,20

Índice de precios

1,15 1,10 1,05 1,00 0,95 0,90

960

1000

920

880

840

800

760

720

680

640

600

560

520

480

440

400

360

320

280

240

200

160

80

120

40

10

0,85

kWh-mes 6,6 kW

4,4kW

3,3 kW

2,2 kW

Del gráfico anterior se desprenden dos lecturas: i) La primera referida a la diferenciación de los cargos totales en función de la potencia contratada; en este caso claramente a mayor potencia contratada, para cualquier energía consumida, mayor es la asignación de la tarifa final total. Se concluye que existe coherencia en cuanto a la responsabilidad en el uso de las redes para igual energía de usos. ii) La segunda, dentro de una misma potencia contratada, los cargos totales por unidad de energía consumida es decir ($/kWh) presentan hasta los 600 kWh una forma decreciente de asignación del costo total, para luego aumentar la tarifa unitaria total para consumos superiores a los 600kWh.

238

Presentamos el precio final por kWh en función de los kWh adquiridos, es decir Psin-imp (E)/E vs E. Los impuestos actuales corresponden al COFIS (3%) sobre el costo UTE, luego sobre el subtotal anterior IVA (23%) sin diferenciación del consumo. Por lo que no modifica las relaciones índices presentadas. 239

318

b) Precios del GN al 12/2003 con impuestos por estrato240. Cuadro 110 CUENTA TIPO res1 res2 res3 res4 res5 res6 res7 res8 res9 res10 res11 res12 res13 com/ind1 com/ind2 com/ind3 com/ind4 com/ind5 com/ind6 com/ind7 com/ind8 com/ind9 com/ind10 com/ind11 com/ind12 com/ind13 com/ind14 com/ind15 com/ind16 com/ind17 com/ind18

TARIFA residencial residencial residencial residencial residencial residencial residencial residencial residencial residencial residencial residencial residencial general P general P general P general P general P general P general P general P general P general G general G general G gran usuario FD gran usuario FD gran usuario FD gran usuario FT gran usuario FT gran usuario FT

kcal/mes 80.000 150.000 200.000 300.000 400.000 550.000 650.000 900.000 1.250.000 1.800.000 2.500.000 3.500.000 5.000.000 400.000 800.000 3.500.000 6.500.000 10.000.000 15.000.000 20.000.000 40.000.000 80.000.000 150.000.000 400.000.000 850.000.000 1.500.000.000 3.500.000.000 6.500.000.000 12.500.000.000 25.000.000.000 50.000.000.000

F.CARGA para com/ind10 en adelante: 0,60

240

Los precios medio de los estratos estándar son elaborados de los pliegos reales de las compañías Gaseba, Conecta-Sur y Conecta-Pdú. Los impuestos en todos los casos corresponden al IVA del 23%.

319

241

Precios Medios

Al Consumo De GN

242

Por Tarifas Estándar A Partir Del Pliego Real

Gráfico 153 200,0 180,0

USD/Millon kCal

160,0 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0

re s1 1 re s1 3 co m /in d2 co m /in d4 co m /in d6 co m /in d8 co m /in d1 co 0 m /in d1 co 2 m /in d1 co 4 m /in d1 co 6 m /in d1 8

re s9

re s7

re s5

re s3

re s1

0,0

TARIFAS ESTANDAR

Gaseba

Conecta-SUR

Conecta-Pdú

Precios De Transmisión De GN Para Clientes Libres Y Distribuidoras Del Uruguay. Cuadro 111

Transporte Firme Transporte Interrumpible

Punto Entrega Punto Entrega Punta Lara Cualquiera(ROU) (Arg.) Punta Lara (Arg.) Cualquiera(ROU)

E(USD/m3)

Reserva Capacidad

Retención

0,000886

0,005905

1,50%

0,006791

0

1,50%

Es importante puntualizar algunos aspectos: i) El punto de entrega es cualquier punto en el Uruguay perteneciente al sistema GCDS. 3 ii) El m corresponde al volumen de GN que ocupa un metro cúbico, cuando está a 15ºC y una 3 presión absoluta de 101,35 kPa, referido a 9300 kcal/m del poder calorífico superior. iii) La retención, es el porcentaje del GN utilizado para compensar pérdidas, referido al total inyectado en cabecera de gasoducto.

241 242

Las tarifas reales están decretadas en USD, a diferencia de las de electricidad y derivados que están en $. Densidad energética 9300 kcal/m3.

320

c) –Precios y costos e impuestos de los derivados del petróleo al 12/2003. Gráfico 154: Derivados Vendidos En $/lt, Salvo Supergas En $/m3. gasolina aviación 100/130

35,000

gasolina eco-supra

30,000 gasolina 95 supra

$/lt

25,000

supergas

20,000

gasolina 85 esp

15,000

jet B

10,000

queroseno gas oil

5,000

jet A1

0,000

nafta liviana

precio cons. final

IMESI

precio ANCAP

precio IVA

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de Ancap y del balance energético nacional DNE.

3

Gráfico155: Derivados Vendidos En $/m , Salvo El Propano En $/Ton

.

25000,000

20000,000

propano industrial

$/m3 o $/ton

propano redes diesel

15000,000

fuel oil especial fuel oil calefacción

10000,000

fuel oil especial UTE fuel oil pesado fuel oil pesado UTE

5000,000

0,000 precio cons. final

IMESI

precio ANCAP

precio IVA

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de Ancap y del balance energético nacional DNE.

En una primera lectura es posible apreciar claramente que en el caso de los derivados esencialmente industriales (segundo gráfico) existe una correspondencia entre los costos de refinación y los precios finales al consumidor; siendo, salvo para el diesel, los mismos impuestos aplicados. Todo lo contrario ocurre con el primer gráfico de los derivados en $/l donde de manera notoria los precios finales no responden a los costos de refinación, llegando a esto por la diferenciación notoria de la aplicación de impuestos y sus alícuotas correspondientes. A efecto de captar mejor las diferencias del caso último manejado, presentamos en la página siguiente los precios finales y costos de refinación respecto al derivado de mayor consumo en Uruguay, el gasoil. Dicha representación porcentual permitirá en primera instancia cuantificar las distorsiones del mercado provocadas por la estructura de precios; claro esto último fue el resultado de políticas energéticas aplicadas en los últimos 20 años (ver balance simplificado).

321

Precios Y Costos De Refinación Referidos Al Derivado De Consumo Mayoritario, El Gasoil. Gráfico 156 300%

250%

200%

150%

100%

50%

0% Precio cons. final

Costo ANCAP

gasolina aviación 100/130

223%

283%

gasolina eco-supra

181%

109%

gasolina 95 supra

175%

105%

supergas

159%

165%

gasolina 85 esp

156%

100%

jet B

116%

140%

queroseno

105%

113%

gas oil

100%

100%

jet A1

86%

104%

nafta liviana

52%

66%

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de Ancap y del balance energético nacional DNE.

Es de orden remarcar particularmente, por sus efectos en el manejo del negocio de refinación e importación, exportación de derivados, la notable distorsión creada entre el precio de la gasolina y el gas oil. Siendo la diferencia de a lo sumo 10% en los costos de refinación, tomando como referencia la gasolina eco-supra a efectos de alineamiento regional ambiental, se transforma en una diferencia de precios del 81%, por lo que se creó una distorsión artificial del orden del 61% -tomando como razonable243 no más del 10% de diferencia en los precios relativos respecto a los costos relativos antes de impuesto-.

243

Tal como se presentó las distorsiones de impuestos y precios finales a nivel internacional en la parte II de esta tesis.

322

d) La comparación de precios finales y útiles. En primer lugar a efectos de poder comparar los diferentes precios finales y útiles, es preciso referirlos244 a una base común, que en este caso es el “kep” -kg equivalente de petróleo-. Se presentará la información en diferentes formas a efecto de un análisis general y particular. Sobre el precio final al consumo en general: Presentaremos en un mismo gráfico y para los estratos tarifarios estándar de GN y de la CIER de electricidad los precios correspondientes al GN, la electricidad; como del mismo modo el precio único final de los refinados fundamentales el gasoil, la gasolina, el fuel oil y el supergas. Sobre los precios útiles: Estos no existen en realidad, son la cuantificación de lo que le cuesta al cliente por cada unidad energética realmente transformada en un uso a efecto de satisfacer sus necesidades. Se estiman luego de aplicar al precio final los rendimientos de los artefactos o aparatos de utilización, es decir por cada kep (kcal) realmente utilizado o transferido en usos, ejemplo calóricos (cocción, calefacción, calentamiento de agua); ¿cuántos kep (kcal) realmente se solicitan a la red aguas arriba de los artefactos prestadores del uso para cada fuente? Solo es posible concluir aspectos alineados a la opción de sustitución, para el sector residencial, aparte de hablar siempre de rendimientos medios de los aparatos de utilización. En este sector, es donde dependiendo de la capacidad de pago y financiamiento, sumado a lo cultural, el cliente podrá optar por sustituir en algún uso unas fuentes por otras. Sin embargo en el sector industrial, aparte de estos puntos mencionados para el residencial, la decisión de sustitución es muy dependiente de la rama industrial específica y de sus procesos físicos-calóricos por un lado, como por otro de los costos que el empresario está dispuesto a pagar asociado a su estimación de beneficios y finalmente, y nada despreciable, la noción de seguridad o estabilidad del abastecimiento que percibe el empresario. Por tanto los resultados asociados a los precios vistos por los industriales, solo son asociados al precio final y de rendimientos medios, es decir cada caso particular tendrá su especificación de procesos calóricos y de los riesgos asociados a la noción de seguridad de suministro. Respecto al uso de los rendimientos medios por fuentes para los usos residenciales, se basa en dos razones basadas en lo complejo de: i) la identificando de usos, artefactos y rendimientos por un lado; y ii) la diferenciación por estratos y regiones; todo esto escapa a esta tesis y corresponde a la etapa de implementación específica de la política de sustituciones dentro de objetivos preestablecidos luego de fijado quién planifica y orienta la energía del país y con qué herramientas La segunda razón es que en los usos potenciales de sustitución, los no cautivos, es decir esencialmente calóricos los rendimientos por fuentes últimos son relativamente independientes de las marcas de artefactos y presentan escalones medios bien diferenciados por fuente. Todo esto asegura que es posible inferir en grandes rasgos los precios245 útiles actuales del sector residencial por uso efectivo de kcal o kep en usos calóricos. Por tanto se adiciona en las páginas siguientes el precio medio ($/kep) para el sector residencial, en algunos de sus estratos tarifarios de GN y electricidad así como único para los refinados, por cada unidad energética utilizada útil, es decir efectivamente transformada en la satisfacción de una necesidad. Por último se presenta para un consumo medio típico calórico residencial e industrial, el precio final y el útil. Esto precio son los actuales es decir responden a los costos impuestos actuales, que no necesariamente son los costos económicos ni los impuestos óptimos.

244

La transformación es inicialmente a kcal de cada unidad de energético de uso final, y luego partiendo de la definición de 1kep=10700 kcal se expresa finalmente en $/TEP. Para e uso útil se adiciona el rendimiento. 245 Su peso respecto del precio del Artefacto, es minoritario en los estratos bajos y medios bajo, por lo que es esencial la planificación coherente del financiamiento, el que integra la ecuación país de sustitución o no, en caso de que la política energética así lo decida.

323

Precios Finales De Todas Las Fuentes Por Tarifas. Gráfico Comparativo Cualitativo. Gráfico157 USD/TEP

1400 1200 1000 800 600 400 200

oi l ga s

ca le fa cc ió in n a ec oga su pr so a lin a 95 su pr a su pe rg as ga so l

di es el oi l fu el

on ec ta -S UR C on ec pr ta op -P an dú o in du st pr ri al op an o re de s

as eb a C

G

C

IE R

0

El gráfico anterior nos presenta de manera general y solo a efectos de una primera imagen cualitativa, la comparación del precio final con impuestos de las diferentes fuentes energéticas comerciales disponibles para el uso final y sus tarifas. La unificación a efectos de poder comparar se basa en expresar todos los precios en la unidad USD/TEP. Del gráfico se desprenden características sobresalientes primarias, a saber: (i) Curvas totalmente planas para los refinados, lo que se explica por la existencia de una única tarifa nacional para cada derivado del petróleo vendido en el mercado interno. (ii) Para la electricidad y las compañías de GN, por el contrario, la existencia de tarifas diferenciales pauta la forma del tráfico; decayendo en general el precio de izquierda a derecha al pasar del sector residencial al industrial. En segundo término y a efecto de la comparación entre fuentes, este análisis solo tiene sentido entre aquellas fuentes que disputan usos en el mercado y por tanto marcan, para bien o para mal, en forma implícita la política energética en materia de sustitución246. En este sentido como se vio en puntos anteriores los usos calóricos son en Uruguay los de interés pues forman el único y potencial mercado de sustituciones o eficiencias energéticas. Del gráfico se desprenden las siguientes puntualizaciones generales: (i) El supergas (GLP) es notoriamente más barato que la electricidad en todas sus tarifas residenciales y que el GN en la mayoría de ellas. Por lo que adicionado a lo barato del artefacto (garrafa) es de esperar que para el uso cocción continúe el predominio de esta fuente247.

246

Si bien el precio final es el que el usuario paga de su bolsillo y es relevante especialmente en las clases bajas, el precio de los artefactos es la limitante por excelencia en las clases medias. 247 La materia pendiente en este tema es la definición de cuál es el energético popular, cumpliendo las veces del keroseno en décadas anteriores, definiendo específicamente los rangos de subsidio en función del usos y de donde provienen estos (electricidad, GN) y qué sectores o estratos.

324

(ii) En segundo lugar y respecto a los usos de calentamiento de agua y calefacción, se desprende a primera vista que el precio del GN es levemente inferior en general al de la electricidad. En estos usos es donde está la gran disputa por el mercado. Donde junto al precio final las variables: costos de los artefactos, marketing de las empresas y la definición país, hoy inexistente, de los lineamientos de política energética en la materia; guiarán finalmente el comportamiento sustitutivo o no de los usuarios. Gráfico 158: Precios Finales Tarifas Residenciales. USD/TEP

2000

1500

1000

500

0 CIER

Gaseba

Conecta-SUR Conecta-Pdú

fuel oil calefacción

supergas

Gráfico 159: Precios Finales Comparativos Del GN Y GLP, Con Tarifa Residencial 248 Simple UTE.

USD/TEP por tarifas de (GN y GLP), o consumo (kwh) 10000

2,2 kw

9000 3,3 kw 8000 4,4 kw 7000 5,5 kw

6000 5000

6,6 kw

4000

Gaseba

3000

Conecta-SUR

2000 Conecta-Pdú 1000 supergas

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Tarifas o kwh

248

Los consumos se simulan entre (10 y 600) kwh correspondientes a las abscisas 1 y 20. Asimismo se parametrizan en función de la potencia contratada.

325

Desde el punto de vista del precio final, independiente del consumo de kwh en la tarifa residencial simple y de los estratos de GN y precio del GLP, la electricidad es siempre más cara. Asociado al lo trascrito en páginas anteriores y fundamentalmente vinculado al análisis de precios que realmente paga el usuario por un lado y el precio que para el país tienen las modalidades específicas de usos energéticos, está la necesidad de cuantificar el precio de uso real, es decir, el precio de la energía útil. Este aspecto escapa a esta tesis dado que es necesario realizar una puesta a punto de la 249 información de la energía útil , y es en sí uno de los elementos específicos propuestos de política energética a desarrollar. Que junto a algunos aspectos generales del rumbo energético del país250 son los aspectos claves a tener en cuenta a la hora de definir la política energética nacional. De todas maneras se presenta más adelante para rendimientos medios por fuentes y para los usos calóricos fundamentales los precios útiles en USD/TEP luego de restar las pérdidas de los artefactos. Gráfico 160: Precios Útiles De Las Fuentes Para El Sector Residencial.

USD/TEP Útil

2700,00

2,2 kw 2500,00

3,3 kw 2300,00

4,4 kw 2100,00

5,5 kw 1900,00

6,6 kw 1700,00

Gaseba 1500,00

ConectaSUR ConectaPdú supergas

1300,00 1100,00 900,00 1

3

5

7

9

11

13

15

17

19

21

23

25

27

29

31

TARIFAS DE (GN Y GLP) o KwH

A diferencia del gráfico gemelo, para precio final, en este caso el precio útil tiene zonas donde la electricidad es más barata que el GN y el GLP. En nuestro caso tiene interés comparar para un consumo medio residencial de invierno entre el GN y la electricidad, del análisis del gráfico anterior251 se desprende que la electricidad para el consumo medio residencial es la fuente más barata por unidad de energía efectivamente utilizada a efecto de un consumo medio de invierno 3 de un hogar medio (corresponde a 200 kwh, equivalente a unos 4 m de GN).

249

Comentado oportunamente cuando se presento la información de las últimas encuestas oficiales. Aspectos no dependientes del comentado, entre otros nueva organización institucional, claro rol en la región, etc. La aparente dificultad de entender el gráfico anterior radica en el hecho de que el eje de las abscisas representa cosas diferentes en función de si se toma la electricidad, GLP o el GN. Para el primero representa los consumos tradicionales de la tarifa residencial simple entre 10kWh y 600 kWh, en saltos de a 20kwh correspondientes a los puntos 1 al 31. Por otro lado para el GN solo están asociados 13 puntos en la abscisas que son el precio útil de cada una de las 13 tarifas residenciales de los pliegos actuales; finalmente para el GLP no existe vinculo del eje abscisas con esta fuente dado que tiene un precio único. 250 251

326

Comparación del consumo típico Si bien el consumo medio total del sector residencial es un indicador relevante, no es el fiel reflejo del consumo típico medio de usos calóricos sustituibles. Por tanto y a partir de un consumo eléctrico típico252 de invierno asociado a calefacción, calentamiento de agua y cocción de un hogar medio por un lado, y a un consumo específico intermedio del sector industrial se presentan a continuación los resultados gráficos de los precios finales y útiles correspondientes ampliados del gráfico 160, adicionando la leña para esta comparación. Gráfico 161- Situación Actual De Precios Finales Relativos En Sector Residencial, Consumo Típico.

Precios finales relativos. Sector Residencial (GN=100)

160 140 120 100 80 60 40 20 Electricidad

Gas Manuf.

Supergas

Gas Natural

Queroseno

Gasoil

Dieseloil

Fueloil Calef.

Leña

-

Gráfico162- Situación Actual De Precios Finales Relativos En Sector Industrial, Consumo Típico. Precios finales relativos. Sector industrial (GN=100)

350 300 250 200 150 100 50

252

400000 kcal para industria, y 40000 kcal para residencial.

Supergas

Queroseno

Gasoil

Dieseloil

Electricidad

Fueloil Calef.

Gas Natural

Leña

-

327

Gráfico 163- Situación Actual De Precios Útiles Relativos En Sector Residencial, Consumo Típico. Precios útiles relativos. Sector Residencial (GN=100)

250 200 150 100 50

Leña

Queroseno

Gas Manuf.

Electricidad

Supergas

Gas Natural

Gasoil

Dieseloil

Fueloil Calef.

-

Gráfico 164- Situación Actual De Precios Útiles Relativos En Sector Industrial, Consumo Típico. Precios útiles relativos. Sector Industrial (GN=100)

500 400 300 200 100

Queroseno

Leña

Supergas

Gasoil

Dieseloil

Electricidad

Fueloil Calef.

Gas Natural

-

328

e) Conclusiones

•

No es atractivo con las tarifas actuales, para el sector residencial instalado, la opción del uso del GN, con los precios de los energéticos como en la actualidad. Independiente de que el punto de corte a partir del cual tiene beneficio de usar GN escila entre 35 y 40 Mcal/mes, esta conclusión se refuerza si el cliente tiene que asumir – o al menos sin un financiamiento blando- el “swiching cost”, que en la actualidad ronda los 1000 USD.

•

Se repiten para el sector industrial los cálculos anteriores, siendo en este caso el GN el más atractivo; comparado con los sustitutos naturales la leña y el fuel oil. En este caso la opción del cambio pasa por las señales de seguridad de suministro y estabilidad de precios relativos en primer lugar y el costo de la tecnología en segundo lugar, que en el caso del Uruguay ambas variables terminan en general orientando al industrial, con las tarifas actuales, al no uso del GN, al menos hasta la fecha.

•

Atento a que las tarifas actuales no necesariamente responden al costo económico, es de orden repetir estos cálculos basados en estos costos a los efectos de tener una idea ajustada de las conclusiones anteriores. Estos costos económicos, deberían ellos o sus metodologías de cálculos ser propuestos por instituciones diferentes de las empresas que brindan los servicios energéticos, cosa que en la actualidad se está bastante lejos, por desorden institucional y funcional como se verá más delante, en general.

•

Es prudente adicionar a la idea de rentabilidad privada presentada, un estudio253 desde la rentabilidad social del proyecto asociado a los ahorros de sustituir determinadas cantidades de energía final actualmente abastecidas por electricidad y derivados, por GN. Esto último alineado a referencias de tarifas que reflejen costos económicos.

f) Los Costos actuales y los costos económicos de los servicios. Escapa a este trabajo la realización o validación de los costos de los servicios actuales, cosa que ameritan tesis de investigación propias por su magnitud, como las remuneraciones reconocidas de los servicios de trasmisión y distribución de electricidad, GN, así como los márgenes de refinación, mayoristas, minoristas y de estacioneros de los derivados del petróleo.

253

En el apartado E, de esta parte IV, se realiza un estudio preliminar a efecto de encontrar aquellas variables relevantes en este problema que permitan focalizar los próximos estudios específicos. Estos estudios se basan en una estimación del costo económico de los servicios energéticos.

329

6. Los recursos y la infraestructura. a) Sector Electricidad. En este ítem, por lo mencionado en la página anterior, nos dedicamos esencialmente a la empresa estatal UTE y, parcialmente en generación, a la entidad binacional “CTM-Salto Grande”. 254

i) Generación-Año 2002

Potencia Nominal Instalada O Contratada En Generación (MW), Energías Generadas (Mwh). Cuadro 112 MW % GWh % Centrales Hidroeléctricas 4222 54,9 Terra 152 7,2 Baygorria 108 5,1 Constitución (Palmar) 333 15,8 Unidades Térmicas-“Central Batlle” 3 a y 4a 5a a 6

100 88 125

4,7 4,2 5,9

20

0,3%

Turbinas de GAS(dual GAS- Gasoil) AA-Maldonado CTR-Montevideo

24 226

1,1 10,7

0

0

Grupos Diesel (Autónomos)

8

0,4

6

0

Total Generación UTE

1164

55,2

4245

55,2

Binacional, Salto Grande

945

44,8

2886

37,5

Total Parque Uruguayo

2109

100

7132

92,7

Contratos Importación UTE a Generador térmico “CEMMSA” Argentino

338

559

7,3

Demanda Máxima

1411

7691

En la página siguiente se presenta un mapa del país, con la ubicación de las principales centrales de generación así como administrativo a efecto de localizar el mayor centro de consumo que es la capital Montevideo. A este mismo mapa se le superpondrán las líneas de transmisión básicas, en el apartado correspondiente a la red de transmisión se amplían estos mapas con los nodos del “SIN”.

254

Los aportes a los embalses, en al año 2002, fueron superiores a la media en todos los casos desde marzo en delante, por lo que la operación se caracterizó por el despacho hidráulico masivo. En particular desde abril/2002 no existió generación térmica de respaldo, ni importación por despacho económico.

330

Mapa 9: Las centrales generadoras y el territorio nacional.

Obs.:Se indica en rojo la ubicación de la centrales generadoras del país; siendo las del sur sobre el plata, las térmicas Tablada, Batlle y Maldonado y las del litoral centro, las hídricas Salto Grande, Terra, Baygorria y Palmar.

331

Los Recursos de Generación. Los recursos hídricos del Uruguay se encuentran a gran escala agotados255, siendo el único proyecto teórico de envergadura el eventual lago compensador de Salto Grande; por tanto nos centraremos en detallar las características del actual parque hídrico nacional. Respecto a los 256 257 combustibles líquidos o gaseosos , a la fecha no existe evidencia fundada de que el país cuente con reservas subterráneas o submarinas de petróleo ni de GN, por lo que describiremos las características fundamentales de las centrales instaladas o por construir. Generación Térmica Los recursos térmicos disponibles se encuentran fundamentalmente ubicados en el centro de carga, es decir Montevideo. En la central Batlle se dispone de 4 generadores térmicos de base, cuyas características son: Cuadro 113 258 Unidad Potencia Combustible Cons.Esp Costo_Actúal MW Ton/MWh USD/MWh a a 3 y4 2*50 Fuel Oil 0,33 82 a 5 88 Fuel Oil 0,24 60 6a 125 Fuel Oil 0,25 62

Mientras que en la “Central Térmica de Respaldo” (CTR), ubicada en las afueras de Montevideo se dispone de dos unidades de funcionamiento dual (Gas o Gas Oil) para el pico, a saber: Cuadro 114 259 Unidad Potencia Combustible Cons.Esp Costo_Actúal 3 MW M /MWh USD/MWh CTR1 2*50 Gas Oil 0,32 161 CTR2 88 Gas Oil 0,31 156 Donde como es de esperar las unidades base (Batlle), son más económicas que las de pico 260 (CTR) aunque con tiempos de arranque mucho mayores : de 12 a 18 horas para las unidades con Fuel Oil y de 15 a 30 minutos para las unidades con Gas Oil.

Generación Térmica Proyectada El monopolio de hecho se verá aumentado y consolidado al estar en carrera un proceso licitatorio de UTE(100%) para construir llave en mano pronta para el 2006, una central de ciclo combinado a GN/Dual de entre 350-400 MW netos en 3 módulos . Esta opción surge luego de la llegada del gasoducto Cruz del Sur al territorio uruguayo en especial a la zona metropolitana. Es preciso comentar algunas características del proceso de entrada de GN al Uruguay dado que están directamente relacionados por un lado con el hecho de que finalmente UTE sola asumiera la realización de la inversión y no un privado o una sociedad mixta; por otro lado la influencia que las características contractuales del suministro de GN tendrán a la hora del despacho de esta máquina.

255

A pequeña escala es posible instalar hasta unos 200 MW, distribuidos por todo el país con potencias entre 1 MW y 4 MW. Esto solo es posible dentro de un marco de política nacional energética, en cuanto a los objetivos de ahorro o eficiencia energética, y estrechamente vinculada al tema de descentralización productiva y regional. 256 Tampoco existen reservas de carbón mineral, pudiendo ser importantes en el futuro las derivadas de la actividad forestal en función de la economía de este nuevo negocio para el país. 257 A la fecha existe un contrato a riesgo entre ANCAP y una empresa Francesa para exploración de petróleo en el Río de la Plata, siguiendo la línea lógica de los sucesivos hallazgos de PETROBRAS en el Atlántico. 258 Costo vigente ANCAP del Fuel oil especial para UTE, 247,3 USD/Tn. 259 Costo vigente ANCAP del Gas oil especial para UTE, 503,2 USD/m3. 260 También es de orden comentar que el mínimo térmico para los grupos a Fuel Oil para mantenerlos como reserva rodante o fría es del 30%. Es decir el costo de no querer tiempos de arranque elevados dejando la máquina caliente para entrar en 15 minutos, es por ejemplo para toda la central de 2060 USD/día

332

El siguiente cuadro resume estas características: Cuadro 115 Contratos de GN Efectuados por el Estado Uruguayo Empresa ANCAP ANCAP UTE UTE UTE UTE

Objetivo Transp. Construc. Transp. Compra GN Contrato trasporte Construcción Link

Volumen 6 3 1,5.10 m /día -----------------0,5.106 m3/día 6 3 300.10 m /año

Plazo 15 años Un pago 15 años 15 años Un pago

Monto aproximado Anual Total 3 45 ---------34 1 15 17 255 15,3

De la tabla anterior, queda claro el aporte del Estado uruguayo, con algo más de 365 millones de dólares a pagar en 15 años y el por qué de la demorada decisión de autorizar a UTE a asumir los costos totales de la nueva central de GN. En segundo término las contratos que viabilizaron la construcción de la transmisión de GN entre Buenos Aires y Montevideo fueron efectuados en modalidad “take or pay” por parte de UTE y Ancap, esta situación implica condiciones de borde para tener la CT a GN cuanto antes por un lado y por otro estando ésta habilitada, la inserción de la misma en la programación de los despachos implica que necesariamente entre en la base, semi-base de la curva de demanda.

Sobre el Rol de las actuales CT y las Remodelaciones Teniendo en cuenta los costos elevados presentados anteriormente, claramente esta generación juega el papel de respaldo, o seguridad nacional, permitiendo asegurar la cobertura a la fecha de la potencia nacional máxima anual ante períodos de sequías plurianuales o ante fallas “N-1” del corredor de 500 kV que une los centros de producción con el gran centro de carga de Montevideo. En el nuevo contexto regulado, a entrar, cobraría por reserva de potencia firme. Otro aspecto es si la empresa UTE en su sector generación opta por tener estas máquinas aptas para, aparte de ser remuneradas por el respaldo, pueda competir en el Mercado Mayorista para dentro de unos 8 años cuando sea necesario volver a aumentar la potencia firme nacional. En este caso es prudente desde ya, sin el apuro del mediano plazo, buscar soluciones técnicas para remodelación y puesta a punto de las unidades a Fuel Oil y Gas Oil y su funcionamiento a base de GN, ya presente en Montevideo.

333

Generación Hidráulica Los recursos hidráulicos se concentran en dos ríos. Sobre el Río Negro que corta al país de este a oeste, existen tres centrales propiedad de UTE en cascada que según el flujo de agua son: Terra, Baygorria y Palmar. En el Río Uruguay, que limita con la Argentina, se encuentra ubicada la central binacional de “Salto Grande” donde Uruguay dispone del 50% de sus recursos (energía, potencia activa y reactiva). Esta central binacional depende directamente de los gobiernos a través de los protocolos oportunamente firmados y operados por unidad a tal fin creada, la “CTM”. Se resume en el cuadro siguiente las principales características de las centrales hidráulicas. Cuadro 116 Central

Terra Baygorria Palmar Salto Grande

Potencia Total

Cantidad Generadores

Caudal Máximo

MW 152 108 333

4 3 3

m3/seg 600 750 1350

1890/2

14

8400

Superficie Cuenca

261

262

263

Volumen Embalsado

Energía Embalsada

Tiempo Vaciamiento

km2 40000 3900 18300

103. m3 7 0,2 1,1

GWh 1150 6 80

Días 145 2 10

238000

3,1

188

5

Se concluye que la capacidad hídrica actual instalada en el sistema es de 1538 MW. Se desprende también que las centrales son de diferente tipo, a saber : Tipo Embalse: CH (Terra); Tipo pelo de agua264 :CH (Baygorria); Tipo regulación corta: CH (Palmar) y CH (Salto Grande).

Sobre el Aporte a los lagos y el riesgo de lo aleatorio La ocurrencia de lluvias es la que impone la existencia de aportes a los lagos. La magnitud de dichos aportes está condicionada también por lluvias a través del coeficiente de escurrimiento265. Resulta notoria la aleatoriedad, dada la variabilidad de las lluvias en la cuenca, de la energía semanal disponible en las CH de regulación semanal, en especial Salto Grande al no estar en cascada. Esta variabilidad semanal de Salto Grande, puede ser compensada parcialmente por el embalse de la CH Palmar mediante su capacidad de sobre generación respecto al caudal usinado en la CH Terra. Esta última no se ve sometida a la aleatoriedad semanal debido al tamaño de su embalse. De todos modos se registraron 4 sequías plurianuales en el siglo pasado, no pudiendo ser compensadas por la CH Terra que es de regulación estacional (4-5 meses). Por las características de las CH es lógico y habitual que el Río Negro genere en la base y semi base y Salto Grande module la carga siendo las participaciones muy aleatorias.

261

Es el volumen entre la cota máxima con vertederos cerrados y la cota mínima de operación. Es la energía que es posible extraer del lago de la central respectiva, usinándola allí y en las centrales aguas debajo de ella. 263 Es el tiempo que se tarada en llevar el lago de la cota máxima con vertederos cerrados a la cota mínima de operación cuando la central es operada a plena carga y sin aportes. 264 Se entiende por una central a pelo de agua o pasada, aquella que debe operar a cota prácticamente constante por lo que el lago no tiene efectos operativos apreciables. 265 Porcentaje de agua caída que llega al lago. 262

334

ii) La función del Transporte- Sistema Interconectado Nacional (SIN)-Año 2002. El sistema de Transporte de Redes. La transmisión se realiza en extra alta tensión (EAT) en 500 kV, en alta tensión (AT) en 150 kV 266 y aún quedan algunos circuitos en 110 kV que migrarán en el mediano plazo a 150 kV. El sistema de EAT conecta los principales recursos de generación (Salto Grande y Palmar), las principales interconexiones internacionales y el mayor centro de consumo (Montevideo). 267

El corredor principal del Sistema se trata de un sistema en 500kV de dos ternas entre la subestación CTM y San Javier y luego entre ésta y la CH (Palmar) (80 km cada terna) y otras dos ternas de allí a Montevideo (240 km), donde se transforma “500/150 kV” en 3 grandes subestaciones en la capital del país denominadas “A”, “B” e “I”. Al nivel de 150 kV adicionalmente el sistema de 150 kV se vincula con las subestaciones AT/MT del “SIN” donde se entrega la energía a Distribución y algunos clientes a ese nivel; así como recibe la energía correspondiente del resto de los generadores hidráulicos del río Negro y las centrales térmicas de Montevideo. Dependiendo de las zonas del país que se trate las redes de transporte adquieren la configuración radial, en anillo o malladas. Esta últimas dos especialmente en Montevideo, donde además los conductores de 150 kV son aislados y subterráneos. En las páginas siguientes a efecto de clarificar lo antes dicho en un entrono geográfico, donde las ideas se asientan mejor, se presentan dos mapas eléctrico-geográficos. El primero de la red de EAT “500 kV” en la región y las interconexiones internacionales y el segundo de todo el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Posteriormente presentaremos la transmisión en grandes números al año 2002 así como los criterios de expansión de de las redes de transporte del SIN, en especial por la permanencia según los reglamentos de transmisión publicados por la URSEA de los roles de UTE en dicho tópico. Por último se caracterizará a fondo el “SIN”, es decir por un lado se presentarán todas las barras integrantes y sus demandas del último año pudiendo luego de esto y de un análisis territorial poder inferir la concentración geográfica de la demanda; por otro lado se presentan todas las líneas del sistema y sus longitudes y reactancias representativas.

266

La nueva regulación considera las redes de 60 kV y 30 kV como de subtransmisión y por tanto analizada en general con los criterios regulatorios de la red de transporte. 267 La potencia de transporte máxima normal en régimen normal es de 1000 MW

335

Mapa 10: Red Extra Alta Tensión De La Región.

336

Mapa 11: Sistema Interconectado Nacional (Sin). Centrales Generadoras Y Redes De 500 kV, 150 kV Y 60 kV

337

Los números del transporte de electricidad (fuente UTE en cifras) Cuadro 117: Extensión De La RED Km. de líneas y cables armados Circuito de 60 kV Circuito de 110 kV Circuito de 150 kV Circuito de 230 kV-60Hz Circuito de 500 kV

1996 96 297 3148 0 770

2002 97 144 3344 11 771

Cuadro 118: Potencia Instalada En Transformadores (MVA) Clasificados por su tensión más elevada268 1996 Tensión 30 kV 97 Tensión 60 kV 21 Tensión 110 kV 60 Tensión 150 kV 2816 Tensión 500 kV 1383

2002 166 30 30 3390 2133

Cuadro 119: Cantidad De Estaciones Elevadoras O Reductoras Clasificados por su tensión más elevada Circuito de 60 kV Circuito de 110 kV Circuito de 150 kV Circuito de 500 kV

1996 1 3 40 4

2002 1 2 44 6

CUADRO 120: ESTACIONES CONVERSORAS DE FRECUENCIA 50/60 Hz. AÑO 2002 Nombre-Ubicación Rivera(ROU)/Livramento (Brasil)

V(50Hz)/V(60Hz) 150/230 kV

Capacidad 70 MW

Cuadro 121: Cantidad De Clientes En EAT Y AT Tensión Puesto de Conexión y Medida 110 kV 150 kV 500 kV

Clientes 0 4269 0

Cuadro 122: Pérdidas De Energía En El SIN Energía Generada 100 %

268

Perdidas SIN 3,8%

Energía Entregada Distribución 96,2%

Es de orden aclarar que en cuadro anterior el nivel de 30 kV solamente representa los transformadores elevadores de 30 kV a 150 kV de las CT “Batlle” y de la “TGAA”. Asimismo en 150 kV y 500 kV están incluidos los transformadores elevadores de tensiones primarias menores a 30 kV. 269 En realidad solo 3 se consideran que “comparten” de hecho el SIN, siendo uno de ellos LAISA (industria del aluminio) arrendataria en exclusividad de una línea de 150 kV proveniente de una de las estaciones 500/150 kV en Montevideo. Por tanto dicha carga se considera concentrada en la barra de 150kV de dicha estación AT/MT.

338

La Expansión del Transporte Las redes de transporte del SIN del Uruguay, a diferencia de la mayoría del continente presenta un sobredimensionamiento, o desadaptación según la terminología del nuevo paradigma, de gran magnitud que fue efectuado durante el período de administración y regulación centralizada de la empresa UTE. Dicho aspecto implica que por lo menos por una década, y por razones de consumo interno, no 270 serán necesarias más que un par de grandes inversiones en obra de infraestructura en el SIN más las sistémicas anuales o bianuales asociadas a remodelación de instalaciones y a adquisición de transformadores 150kV/MT de medio porte. En el nuevo contexto liberalizado el reglamento de transmisión mantiene el monopolio natural por parte de la UTE así como la función de ser el proponente principal de planes de expansión anual, al que ahora se pueden agregar nuevas propuestas de otros agentes privados y del propio despacho de cargas. Todas las propuestas finalmente son elevadas al regulador a efecto de decidir por la remuneración total o parcial de dichas obras. Las obras de infraestructura de gran porte que puedan venir están ligadas al nuevo entorno liberalizado y especialmente a las conexiones internacionales, en especial con Brasil. En este sentido y dependiendo de los contratos de compra-venta de energía que se puedan firmar entre Argentina, Uruguay y Brasil se podrán viabilizar entre otras: i) Potenciación de la capacidad del troncal a la conversora Rivera-Livramento, ii) Línea de 500 kV Salto Grande Uruguay-Conversora Garabí Brasil, que utilice la capacidad disponible de la conversora en la dirección Argentina Brasil. iii) Unión Eléctrica entre San Carlos (ROU) y Candiota o Porto Alegre (Brasil), mediante una nueva conversora de frecuencia así como las líneas correspondiente en cada país de (500 o 150) kV en ROU y de 230 kV en Brasil. Estos dos últimos puntos implican o necesitan una delicada coordinación de las regulaciones del transporte internacional de energía, de grandes distancias, especialmente en lo referente a identificación de los beneficiarios a efectos de asignar costos a remunerar de dichas líneas trasnacionales y la posición en estos criterios de países de bajos consumos intermediarios en 271 estos corredores de energía. Por lo comentado en párrafos anteriores, e independiente de que a la hora de armar la propuesta de expansión se agreguen nuevos criterios con la nueva racionalidad marcada por un entorno legal normativo diferente, en cuanto a los criterios técnicos específicos que UTE está utilizando actualmente; estos se mantendrán en general por ser más restrictivos que los impuestos por el reglamento de transmisión. Adicionalmente a las propuestas del plan de UTE, los agentes del mercado pueden elevar a consideración del regulador la necesidad de construir o ampliar instalaciones particulares.

270

Segundo transformador 500/150 kVde 425 MVA, así como refuerzos en el anillo de Montevideo a efecto de cubrir 100% las fallas “n-1” tendiendo nuevos cables de 150 kV subterráneos. Esto más otras obras menores rondan a precios internacionales los 15 MM: USD; y son las obras de porte solicitadas por la demanda interna hasta el año 2012. 271 La evolución de la red interna eléctrica de la comunidad europea, tiene una gran experiencia en la evolución de las regulaciones y problemáticas del uso de líneas de EAT, que atraviesa más de 3 países.

339

A continuación resumimos los criterios técnicos fundamentales vigentes a la hora de confeccionar el plan de propuestas de expansión, a los que en cada caso se debe adicionar un filtro final económico a efecto de contemplar la rentabilidad de UTE Trasmisión en el contexto desregulado. Este conjunto de acciones coordinadas, entre los criterios de expansión y las rentabilidades económicas en el nuevo contexto liberalizado irán pautando la estrategia de la empresa UTE-TRASMISON en los próximos años.

Criterios Técnicos Generales de Expansión del Transporte Escenarios de Demanda: crecimientos de potencia máxima de la demanda de forma desagregada por barra del SIN y con curva de carga asociada a cada barra. Escenarios de Generación: por lo general se estará del lado seguro manejando 3 opciones: i) régimen hídrico puro, ii) régimen mixto hídrico-térmico, siendo la generación térmica la de la nueva central a GN (CCB-GN), iii) régimen esencialmente térmico, con aportes de la nueva CCB-GN y de CT-Batlle con 2 unidades a pleno. Criterios de Planificación de Tensiones: Cuadro 123 Rangos de Tensión de Desempeño en (p.u) Nivel “500 kV” Nivel “150 kV” Régimen N 1,05-0,95 1,07-0,93 Régimen N-1

1,07-0,93

1,1-0,9

Criterios de Planificación de Capacidades Térmicas de Canalizaciones del SIN: Cuadro 124 Capacidad Normal Capacidad Sobrecarga en Contingencias Línea In(T-amb) 1,45.In

Cables

In(T-terreno)

I (pre-falta) In 1,25.In (< Imáx-1hr)

Trafos

Sn(T-amb)

(1,1 a 1,25).Sn dependiendo del trafo particular

Caso Base Nodos Internacionales: asumir a efectos de los estudios dinámicos y estáticos de la red de EAT, i) los MVA de exportación de Argentina a Brasil en Garabí y en Rincón, ii) el estado de la unión NEA-NOA de la red de EAT de Argentina y iii) modelado de la conversora Rivera - Livramento con sus contratos vigentes o a efecto de regulación de tensión. Criterios de restricciones de potencias de corto circuito de los equipos de potencia. Estudios Dinámicos de redes.

340

Caracterización del SIN: Barras, Líneas (aéreas y subterráneas) y Demandas. Cuadro 125 Líneas del SIN Barra Inicial Salto Grande. ROU Salto Grande. ROU Salto Grande. ARG San Javier San Javier San Javier Palmar Palmar Montevideo A Montevideo A Montevideo I Colonia Mercedes Nueva Palmira Conchillas Salto Arapey Tomas Gomensoro Salto Cuatro Bocas PlamarPaysandú Youg San Javier T de F. Bentos T de F. Bentos Young Terra Palmar Baygorria Palmar Trinidad 1 Trinidad 2 Rodríguez Rodríguez P Bella 1.a Aguas Corrientes P Bella 1.b P Bella 2 Rodríguez Rosario Colonia Juan Lacaze Libertad 2 Libertad 1 Efice Santiago Vázquez Santiago Vázquez Montevideo A Montevideo A Progreso 1 Progreso 2 Florida 1 Florida 2 Durazno 1 Durazno 2 Terra

Barra Final Salto Grande. ARG San Javier Colonia Elia Colonia Elia Palmar Palmar Montevideo A Montevideo B Montevideo B Montevideo I San Carlos Colonia Nueva Palmira Conchillas Colonia Arapey Tomas Gomensoro Artigas Cuatro Bocas Paysandú Young Mercedes T de F. Bentos Fray Bentos Mercedes Terra Baygorria Baygorria Trinidad 2 Trinidad 1 Rodríguez Rodríguez P. Bella 1.a P. Bella 2 Aguas Corrientes P Bella 1.b Montevideo B Montevideo B Rosario Colonia Juan Lacaze Libertad 2 Libertad 1 Efice Santiago Vázquez Montevideo C Montevideo C Progreso 1 Progreso 2 Florida 1 Florida 2 Durazno 1 Durazno 2 Terra Terra Valentones

Unom kV 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 110 110 110 110 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150

X %[100MVA] 0,04 1,61 1,71 0,26 0,86 0,86 2,52 2,43 0,11 0,21 1,37 0,01 24,64 11,65 10,83 10,10 2,33 18,84 11,09 14,38 12,67 2,17 3,59 21,02 7,3 17,54 18,75 17,54 18,75 17,52 18,94 18,94 3,03 3,03 1,00 1,00 6,63 6,63 12,59 8,6 6,49 15,44 0,01 4,79 1,15 1,62 1,62 2,87 2,87 14,7 14,7 19,09 19,09 14,72 14,72 26,47

Long Km 0 0 0 0 77,7 80,2 229,9 220,3 10 19 125 0 73,7 70,2 70,2 5 54,8 90,9 13,4 91,9 60,1 77,3 70,3 11,6 19,9 115,9 38,9 89,9 102,4 93,5 98 98 23,6 23,6 5,7 5,7 25,2 25,2 74 48,5 36,2 86,3 0 25,2 5,1 11,2 11,2 14,8 14,8 63,9 63,9 83 83 64 64 144,2

341

Cuadro 126 Líneas del SIN Barra Inicial Terra Valentines Treinta y Tres Treinta y Tres Tacuarembó Manuel Díaz Manuel Díaz Montevideo B Montevideo A Montevideo L-B Montevideo A Montevideo A Montevideo A Montevideo N Montevideo R Montevideo B Montevideo B Montevideo C Montevideo C Montevideo D1 Montevideo D2 Montevideo E1 Montevideo E2 Montevideo E1 Montevideo J Montevideo F Montevideo F Montevideo H Montevideo H Montevideo B Montevideo I Montevideo A Montevideo A Montevideo M1 Montevideo M2 Montevideo M2 Montevideo A Montevideo A Montevideo A Pando 2 Bifurcación Bifurcación Pan de Azúcar 1 Pan de Azúcar 2 T S. Carlos-Mald .2 T Pan Azúcar-Mald San Carlos San Carlos San Carlos San Carlos T S. Carlos-Mald1 TS.Carlos-Rocha Maldonado Maldonado Cante Grill Cante Grill

Barra Final Tacuarembó Treinta y Tres Melo Enrique Martínez Manuel Díaz Rivera Stel Montevideo L-B Montevideo L-A Montevideo L-A Montevideo B Montevideo N Montevideo N Montevideo R Montevideo L-A Montevideo C Montevideo C Montevideo D1 Montevideo D2 Montevideo E1 Montevideo E2 Montevideo E2 Montevideo F Montevideo J Montevideo F Montevideo I Montevideo H Montevideo I Montevideo I Las Piedras Montevideo K Montevideo M2 Montevideo M1 Montevideo I Montevideo I Solymar Pando 1 Pardo 2 Bifurcación Bifurcación Pan de Azúcar 1 Pan de Azúcar 2 T Pan Azúcar-S.Carlos T.Pan Azúcar-Maldona Maldonado Maldonado T.P.Azúcar-S.Carlos T.P.Azúcar-Mald2 T.P.Azúcar-Mald1 TS.Carlos-Rocha Maldonado Rocha Cante Grill Cante Grill Punta del Este Punta del Este

Unom kV 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150

X %[100MVA] 24,9 11,5 19,04 11,28 6,54 13,09 3,66 1,77 1,96 0,01 1,87 1,11 1,11 0,37 0,59 2,95 2,95 0,45 0,45 0,27 0,27 0,01 0,34 0,23 0,37 0,38 0,19 0,19 0,19 1,34 1,00 2,32 2,32 1,17 1,17 2,31 4,33 4,12 10,31 6,19 7,02 7,02 4,16 4,16 2,52 2,52 1,54 1,54 1,37 1,37 1,92 12,4 0,69 0,69 0,11 0,11

Long Km 137,2 62,7 104,8 64,5 36,9 70,1 17,5 10,4 10,4 0 9,8 5,8 5,8 6,1 9,5 15,6 15,6 2,4 2,4 5,2 5,2 0 6,2 3,9 8,5 6,2 3,3 2,5 2,5 7,0 4,7 11,8 11,8 6,4 6,2 13,2 23,8 23,8 57,3 33,5 39,0 39,0 22,7 22,7 14,3 14,3 8,7 8,7 7,8 7,8 14,7 64,5 4 4 2 2

342

Distribución por Barra de la Demanda de Energía Media Anual 273

Nombre Barra Aguas Corrientes Arapey Artigas Bifurcación Colonia Conchillas Durazno Efice Enrique Martínez Fray Bentos Florida Libertad Maldonado Melo Mercedes Montevideo A Montevideo B Montevideo C Montevideo E Montevideo F Montevideo H Montevideo J Montevideo K Montevideo N Montevideo R Nueva Palmira Palmar 500 Pando Paysandú Pan de Azúcar Punta del Este Las Piedras Rivera Rocha Rodríguez Rosario Salto San Carlos Solymar Stel Santiago Vázquez Tacuarembó Terra Tomás Gomensoro Trinidad Treinta y Tres Valentones Young Total de Energía Nacional

272 273

Cuadro 127 Tensión Energía(GWh) 150 112,275 150 15,235 150 46,716 150 254,447 110 104,843 110 3,988 150 70,221 150 44,760 150 29,010 150 35,695 150 131,560 150 62,387 150 166,376 150 70,882 110 112,287 150 148,410 150 179,979 150 426,688 150 746,884 150 586,237 150 499,442 150 379,611 150 237,862 150 601,624 150 0 110 74,446 150 6,044 150 237,248 150 207,861 150 66,953 150 156,504 150 197,165 150 94,459 150 87,619 150 125,714 150 175,889 150 156,042 150 41,588 150 189,789 150 36,090 150 69,568 150 90,156 150 24,379 150 35,407 150 44,100 150 110,908 150 28,447 150 46,917 SIN 7370,711

272

Entregada por el SIN.

% 1,52% 0,21% 0,63% 3,45% 1,42% 0,05% 0,95% 0,61% 0,39% 0,48% 1,78% 0,85% 2,26% 0,96% 1,52% 2,01% 2,44% 5,79% 10,13% 7,95% 6,78% 5,15% 3,23% 8,16% 0,00% 1,01% 0,08% 3,22% 2,82% 0,91% 2,12% 2,67% 1,28% 1,19% 1,71% 2,39% 2,12% 0,56% 2,57% 0,49% 0,94% 1,22% 0,33% 0,48% 0,60% 1,50% 0,39% 0,64% 100,00%

Tipo Cliente Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Cliente Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Cliente Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto Reparto

Energía computada entre el 1/1/2002 y el 1/1/2003. Todas estas barras se pueden asociar geográficamente mirando los mapas de páginas anteriores.

343

Las interconexiones internacionales y el porfolio óptimo El abastecimiento de la demanda nacional, especialmente la denominada potencia firme, de potencia y energía de mediano y largo plazo inexorablemente pasará por un mix del siguiente conjunto de alternativas presentadas a continuación i) Generación local de electricidad a partir de GN argentino o boliviano. ii) Importación de electricidad de: o Argentina o Brasil o Paraguay Mapa 12: La Geografía Regional Y Las Interconexiones Eléctricas

Esta tesis avanzó en la identificación de la demanda de energía y potencia necesaria desde la fecha hasta el año 2020, presentada en la parte III asociada a un escenario medio del PBI y de penetración del GN y, en esta parte IV, asociada a escenarios de PBI y de penetración o no del GN en los usos finales eléctricos. A efecto de cubrir esta demanda calculada, es recomendable profundizar en un estudio de interconexiones internacionales que cuantifique los costos y beneficios de las interconexiones eléctricas existentes y las nuevas que se planeen así como las armonizaciones regulatorias y operativas que se deban instrumentar a la luz de las normativas regionales y nacionales vigentes. Solo luego de estos estudios será posible diagramar el porfolio óptimo del Uruguay. Los aspectos a estudiar, mínimos a efecto de tener un encare profundo y serio, son: i) Desempeño eléctrico, máximas potencias transferibles y costos eléctricos asociados. ii) Desempeño energético, basado en el anterior y en escenarios de importación-exportación, calcular los costos energéticos asociados (generación y pérdidas). iii) Rentabilidad económica, incluyendo el costo de falla. iv) Armonización regulatoria para el uso de las líneas internacionales.

344

iii) Las Funciones del Transporte de Redes de Distribución y la Comercialización

274

.

Las Redes de Distribución y la comercialización a regulados (UTE en cifras y URSEA). Luego de que la energía es entregada por el SIN a las subestaciones “AT/MT” o barras de todo el territorio nacional, la energía se adecua a diferentes niveles de tensión en varias oportunidades a efecto de llegar finalmente a los clientes. En forma general existe un primer nivel de reparto de distribución conocido por sub-transmisión que se extiende desde la estación AT/MT1 hasta diferentes puntos de las ciudades o regiones donde están las subestaciones de reparto MT1/MT2. Este segundo nivel MT2 es la red por excelencia de distribución que recorre todas los rincones de regiones o ciudades en formas diferentes (radiales, malladas, etc.) alimentando a su paso las subestaciones MT2/BT a efecto de llegar finalmente a los clientes mayoritarios. En Uruguay podemos distinguir asociado a este esquema general de las redes de distribución, los siguientes aspectos generales: Cuadro128: Niveles De Tensión Redes de DIST MT1 MT2 BT

Tensión (kV) 60 , 30 y 22 15 y 6 0,4 y 0,22

Cuadro 129: Estructura De Redes Redes de DIST MT1 MT2 BT

Explotación Radial275 Radial Radial

Topología Anillo(Urbanos), radial(rural) Anillo(Urbanos), radial(rural) Radial

Cuadro 130: Estructura Administrativa Redes de DIST MT1 MT2 BT

Expansión A. O y M Centralizada Regional Regional Regional Distrital Zona

Cuadro 131: La Comercialización Técnica Cliente Regulado o Opcional BT MT1 MT2

Medidas, Facturas, Cobro y refacturaciones Zonal Zonal Zonal

Instalar y Mantener Puestos Conexión Zona Regional Centralizada

En cuanto a otros servicios de la comercialización, especialmente atendidos a partir de la liberalización, como de compra y venta de energía así como el gerenciamiento de la demanda; son desarrollados centralizadamente.

274

Tal como se detalló al inicio del punto 9, la función de la comercialización a clientes regulados es función de UTE y la de los clientes libres depende de éstos. De hecho a la fecha no existen otra comercializadora más que la de UTE. 275 Solo existen algunas excepciones en caso de clientes en el nivel MT2, donde a partir de requerimientos de elevadas confiabilidades de servicio por parte del cliente se opta por explotación mallada de la redes. Esta opción tiene un sobre costo elevado en equipos de protección y medida (reles).

345

Los Números de la Distribución y Comercialización- Año 2002. Cuadro 132: Extensión De La Red En Km Redes MT1 MT2 BT

Montevideo 512 2079 7285

Interior 3398 33269 15118

Total 3910 35348 22403

Cuadro 133: Potencia Instalada En Transformadores En MVA Estación MT1/MT2 MT2/BT

Montevideo 1324 2152

Interior 1379 2030

Total 2703 4182

Cuadro 134: Cantidad De Estaciones Y Subestaciones Estación MT1/MT2 MT2/BT

Montevideo 71 4402

Interior 212 30133

Total 283 34535

Cuadro 135: Participación En El Consumo Y Los Ingresos Las Categorías Tarifaria Cantidad Servicios

Categoría Tarifaria General Residencial Grandes Consumidores Medianos Consumidores Doble Horario General Doble Horario Residencial Alumbrado Público Zafrales Grandes Zafrales Medianos Otros Totales

95236 1067164 384 6987 1754 7979 7342 25 119 1186990

Energía Facturada GWh

Energía

Precio Medio USD/

%

MWh

sin impuestos reactiva

714 2712 1524 785 37 85 222 11 12 56 6158

11,59 44,04 24,75 12,75 0,60 1,38 3,61 0,18 0,19 0,91 100%

99,8 83,8 31,6 62,1 85,7 56,4 76,7 61,5 74,8

71262 227307 48231 48792 3197 4783 17003 649 916 8 422148

69,2

Ingresos Miles USD

277

278

Cuadro 136: Consumos Medios Y Potencias Contratadas Medias Por Nivel

Tensión AT MT1 MT2 BT

276

276

, ni

De Tensión

Potencia Energía Consumida Contratada MWh / Cliente MW/Cliente Anual Mensual 10,3 55362 4614 1,7 5651 471 0,56 1375 115 kW/Cliente MWh/Cliente kWh/Cliente 4,0 2,62 218

El precio al consumo surge de adicionar el 3% y luego el IVA del 23%. Se trata de un precio promedio ponderado. 278 No existe una correspondencia directa entre las tarifas y los niveles de tensión, dado que existen para un nivel de tensión varios tipos de tarifas. 277

346

La expansión y la Caracterización de las Redes de Distribución La expansión de la Distribución en cuanto a su primer nivel, es decir, la sub-transmisión, tradicionalmente se planificó centralizadamente y actualmente el regulador decidió un trato parecido al de la red de transporte a efectos de fijar sus remuneraciones y las responsabilidades por su uso. Desde el punto de vista de la capacidad actual, es de esperar que esté pensada para operar en general sin problemas por unos 10 a 15 años, dada la sobre inversión o la desadaptación respecto a la demanda que se constata, cosa que es lógica con la forma centralizada de planificar. En cuanto a los segundos niveles de distribución, y por su gran cantidad de instalaciones y puntos de entrega o barras, y a diferencia de la transmisión o subtransmisión, no es posible fácilmente o al menos con costos rentables; identificar cada beneficiario o usuario de cada línea, a efecto de asignarle la cuota parte de los costos a remunerar. Por tanto el regulador se encarga de controlar los ingresos o precios totales por un lado y la calidad por otro y deja a las compañías de DIST la forma de expandirse puntualmente en sus manos. El control o el reconocimiento a las remuneraciones al DIST se efectúa o valora según zonas homogéneas en cuanto a características geográficas y eléctricas para posteriormente asignarle, en teoría, una remuneración diferencial por unidad de energía y potencia consumida. A continuación se muestran los indicadores utilizados por la URSEA sobre todas las localidades del territorio a efecto de clasificar posteriormente en unas de las 5 zonas de distribución tipo (ADT) admitidas. Cuadro 137: Indicadores Utilizados A Efectos De Diferenciar ADT Indicador I1 I2 I3

Descripción Pmáx / km-RMT (Nro Clientes BT+MT)/ (km-RMT+RBT) Nro Clientes BT/Nro barras MT/BT

Donde: Pmáx: Demanda máxima de la localidad (kW). km-RMT: Longitud de la red de media tensión (MT2) en km. Nro Clientes BT+MT: Número de clientes de baja y media tensión de la localidad. km-RMT+RBT: Longitud de las redes de MT2 y BT sumadas de la localidad. Nro Clientes BT: Número de clientes de baja tensión de la localidad. Nro barras MT/BT: Número de puntos de transformación MT2/BT de la localidad. Cuadro 138: Las ADT Definidas Según La Reglamentación Regulatoria ADT ADT1 ADT2 ADT3 ADT4 ADT4

Descripción Localidad Urbana de alta densidad, Montevideo. Localidad Urbana de media densidad. Localidad Urbana de baja densidad. Localidad Rural de alta densidad. Localidad Rural de baja densidad.

Sobre esta clasificación estriba el control del regulador en los temas de cálculos del VADE y de los niveles de calidad referencia, sobre la empresa de distribución. En particular a la fecha solamente existe el reglamento de calidad del servicio técnico comercial, donde se reglamenta entre otros, los niveles de calidad referentes para las diferentes zonas ADT así como las multas a pagar por la empresa en caso de no cumplir. Sobre el primer cálculo oficial del VADE para sub transmisión y para distribución, así como las pérdidas a reconocer a la empresa, aún (12/2003) no hay promulgación presidencial.

347

b) El sub sector de combustibles i) Recursos de combustibles A la fecha no existe evidencia fundada de existencia de reservas continentales o marítimas de petróleo y/o gas natural, así como tampoco de carbón mineral. Lo anterior marca la característica de importador o dependiente al 100% de estas formas primarias de energía. Sobre la existencia de futuras reservas, es de orden mencionar la existencia de un contrato a riesgo entre ANCAP y una empresa francesa para exploración marítima en el Río de la Plata, siguiendo la lógica línea de descubrimientos en PETROBRAS en el Océano Atlántico. Sobre la existencia de reservas y asociado también a las energías renovables está el potencial en productos agrícolas energéticos que tiene el país a efecto de producir “bio-disel”, en este sentido hay una ley que incentiva estas actividades, pero la falta de política energética lleva a que aún no exista reglamentación de dicha ley. ii) Petróleo y Derivados-La Infraestructura Actual A continuación y a efecto de clarificar el entorno geográfico estratégico de las cadenas petroleras se presenta un mapa del Uruguay donde se pueden observar los puntos 279 relevantes correspondientes a la boya de importación, oleoducto de petróleo boya-refinería, la refinería, poliductos Refinería-La Tablada y otros puestos de almacenamiento y distribución mayorista. Mapa 13

279

En rojo están la boya petrolera y tanques de almacenamiento de crudo, en blanco están los tanques de almacenamiento de derivados y la refinería (el cuadrado). Las líneas continuas representan oleoductos de crudo o poliductos de refinados, así como las líneas punteadas simbolizan vías de llegada fluvial o férrea.

348

Abastecimiento de Petróleo Crudo-“Terminal del Este” Ubicada en el departamento de Maldonado, al oeste de “Punta José Ignacio” se encuentra el complejo “Terminal del Este” de ANCAP. En este complejo es posible descargar todo280 el crudo que se necesita refinar mediante una monoboya giratoria, así como su almacenamiento en los depósitos linderos a la costa atlántica, para su posterior bombeo hasta la refinería “De la Teja”. Monoboya Se compone de un casco de 10m de diámetro que se fija por medio de 6 anclas a 3.600m de costa, en una zona de aguas de profundidad aproximada a los 20mts. El peso de cada ancla es de 22,75 Tn; con un vástago de 7m y uñas de 4,5 m cada una. El acople con los buques tanque se hace mediante dos líneas de manguerotes flotantes de 27 m de longitud y 50 cm. de diámetro. En la parte inferior de la boya están conectados otros dos manguerotes de 50 cm, que forman el acople elástico de una cañería de acero, de 91cm. de diámetro, que, asentada sobre el fondo del mar, une la monoboya con el parque de tanques. Los superpetroleros que realizan el transporte de petróleo crudo, se amarran a la boya por su proa con cabos de nylon especiales de 10cm. de diámetro. Los manguerotes flotantes, dos, se acoplan al buque por la banda de babor; el sistema de acople es giratorio permitiendo una rotación de hasta 360º de la posición inicial de ambos. Las operaciones de descarga se pueden realizar hasta con vientos de 70km/hr, olas de 3 mts. de altura y corrientes de 4 nudos. Se 281 3 bombea desde los superpetroleros con un caudal de 5000 m /hr hacia los tanques y/o directamente al oleoducto. Parque de Tanques Se cuenta con 8 depósitos de techo flotante, de 22mts. de altura, y 64mts de diámetro; que poseen un envallado de seguridad con capacidad equivalente a la del tanque contenido. La capacidad máxima que puede almacenar cada tanque es de 421 mil barriles de petróleo crudo. Lo anterior implica que, para los consumos actuales se cuenta con una capacidad de almacenamiento total en la “Terminal del Este” del orden de algo más a tres meses. Mapa 14

280

Esta nueva terminal sustituyó y abarató los costos de transporte de crudo, al bajar de unos 100 barcos/año que operaban en Montevideo a unos 12 super-petroleros de hasta 150.000 Tn operando en José Ignacio. 281 Se cuenta con una bomba de refuerzo de 1,12 MW en la costa.

349

Oleoducto Une el parque de tanques de la terminal del este con la refinería de “La Teja” en Montevideo mediante 166 km, bajo tierra, de un caño de acero especial de unos 40cm. de diámetro y con protección catódica en toda su longitud recubierto contra corrosión por una película aislante. 282 El bombeo hasta Montevideo se efectúa por 2 electrobombas de 0,5 MW cada una, pudiendo bombear hasta 75,5 mil barriles por día de crudo. El re-bombeo intermedio dependerá del aumento del consumo y de las exportaciones de saldos firmes con el exterior. La Planta y Refinería de “La Teja”. En la Planta de “La Teja” funciona un complejo industrial que aparte de la refinería incluye recepción y despacho de combustibles así como una planta de mezclado y envasado de lubricantes, un terminal marítimo y un terminal terrestre para la carga de productos especiales y asfaltos. A continuación se resumen las características fundamentales de cada proceso: Terminal Marítimo Recibe importación de derivados, así como se expiden vía marítima tanto las exportaciones como los envíos hacia las plantas de almacenamiento con puertos del interior (Colonia, Paysandú y Juan Lacaze). Los buques que operan son nacionales o extranjeros aprobados por ESSO y SHELL, siendo de calado máximo de 26 pies y 195 de LOA, esquemáticamente ese terminal es el siguiente: Mapa 15

282

Se cuenta con dos motobombas diesel para cortes del suministro de electricidad.

350

Terminal Terrestre Se expiden algunos productos de menor volumen como el fuel oil, asfalto y solventes, así como se cargan los trenes cisterna con derivados de todo tipo para las plantas de almacenamiento de tierra adentro de “Durazno” y “Treinta y Tres”. Refinería de Petróleo Inaugurada en 1937 y construida originalmente por la firma Foster Wheeler, es la única del país y está situada en la capital, Montevideo, en el barrio de la Teja sobre terrenos ganados a la bahía que tiene el Río de la Plata en dicha zona. Configuración Actual: Después de la última remodelación en el año 1993 y 1994, se cambió la Unidad de Craqueo Catalítico por un convertidor R2R nuevo con tecnología del IFP283. Adicionalmente se instaló una Unidad de Viscorredución para disminuir el consumo de diluyentes para fuel oil; así como se migró desde un sistema de control neumático hacia uno electrónico de control distribuido. Esquemáticamente las unidades de proceso últimas son, a saber: Cuadro 139 UNIDAD Capacidad Diseño Carga Año de Ultima BBL/Día Instalación Remod. /Licencia Topping 37000 Kellog-Remod Crudo 1963 1994 Vacío 18000 Kellog-Remod Fonde Atm. 1963 1994 Cracking 9000 IFP Ac. Pesado+Fondo Atm. 1994 1994 Reforming 2800 Kellog Nafta Pesada 1963 Gas Oil, Kero, Nafta Pesada Desulfuración 4500 Kelog-Remod 1963 1994 Visbreaking 7000 IFP Fondo Vacío 1994 1994 Merox Keroseno 6000 UOP Keroseno 1994 1994 Meros Gasolina 6000 UOP Gasolina 1979 1979

Configuración Proyectada: Basado en los requerimientos de calidad de los mercados regionales, en la decisión por parte de ANCAP de ganar mercados externos y en las alianzas estratégicas planificadas, se proyectó y está prácticamente terminado el plan de ampliación de la refinería. Esta nueva remodelación implica la incorporación de nuevas tecnologías de avanzada de producción (CRC, Octanizing de regeneración continua), así como la ampliación y actualización del sistema de control. Esquemáticamente las unidades de proceso a punto de entrar (2004) son, a saber: Cuadro 140 UNIDAD Capacidad Diseño Carga Año de BBL/Día Instalación /Licencia Topping 48000 Kellog-Remod Crudo 2001-03 Vacío 18000 Kellog-Remod Fonde Atm. 2001-03 Cracking Ac. Pesado Vacío + Fondo Atm. 2001-03 12000 IFP-Remod Hidrotreating 18000 IFP Nafta 2001-03 Octanizing Nafta Pesada Desulfurizada 12000 IFP 2001-03 Isomerización Nafta Liviana Desulfurizada 6000 IFP 2001-03 Gas Oil, Kero, Nafta Pesada Desulfuración 4500 Kellog-Remod 2001-03 Visbreaking 7000 IFP Fondo Vacío. 2001-03 Merox Keroseno 6000 UOP Keroseno 2001-03 Meros Gasolina 6000 UOP Gasolina 2001-03

En lo referente a la calidad de crudos, la refinería de “La Teja” está diseñada para procesar crudos de amplio rango API (24-40) y con punto de escurrimiento menor a 5ºC. Alguno de los crudos procesados son: Árabe Pesado, Árabe Medio, Iranio Liviano, Iranio Pesado, Forcados, Esclavos, Zafiro , Suez Blend, BCF-24, Leona-24, Mesa 30, Caño Limón, Oriente, Medanito, Cañadón Seco, Santa Cruz,etc.

283

IFP, Instituto Francés del Petróleo.

351

El Mercado Mayorista-Infraestructura Luego de refinados, o importados, los derivados son enviados en su mayoría284 desde la refinería hasta los puntos de distribución y almacenamiento mayorista masivos. Las formas de expedición desde la refinería a las distribuidoras mayoristas son: Poliductos: para abastecer el mayor punto distribuidor interno del país, “La Tablada-ANCAP” Oleoductos: para surtir directamente a UTE, AFE y tanques cercanos de ESSO y SHELL. Buques tanques: abastecer a las plantas portuarias de ANCAP ( Paysandú, J.Lacaze) Vagones tanque: abastecer a las plantas tierra adentro de ANCAP (Durazno y 33). La forma de distribución mayorista a las distribuidoras o estaciones de servicio es esencialmente Camiones Tanque desde las 5 plantas de ANCAP de todo el país. Así como también para la expedición desde la planta “La Tablada-ANCAP” hasta los puntos de almacenamiento de ESSO y/o SHELL en todo el país, sin contar los que se abastecen por oleoductos cortos desde “La Teja”. Planta Distribuidora Mayorista: “La Tablada” 285 Es el principal distribuidor mayorista de combustibles automotores y del 100% del supergas 3 ANCAP (GLP). La planta cuenta con una capacidad de almacenaje nominal de 118000 m de 286 derivados y por 10 islas de 2 posiciones independientes cada una, llamados pico de carga, que tienen un caudal nominal de 1m3 por minuto. A continuación se resume el detalle de la capacidad de almacenamiento por derivado y un esquema del tipo de derivado en cada “pico de carga”. Cuadro 141 3 Producto Tanques Capacidad m Tipo Tanque Nafta-95 Supra 2 17000 Techo Flotante Nafta-85 Especial 2 5000 Techo Flotante Nafta-Ecosupra 2 17000 Techo Flotante Keroseno 2 17000 Techo Fijo Gas oil 3 50500 Techo Fijo Supergas 7 9300 Esféricos Propano 2 1600 Esféricos SLOP 3 330 Techo Fijo

Mapa 16: Distribución De Productos

284

287

Por Isla:

Salvo algunas expediciones que se efectúan en la propia planta de “La Teja” El 100% del supergas es almacenado y fraccionado a garrafas de 45kG y 13kg en el mismo predio por 2 empresas privadas, para luego distribuirse a todo el país. 286 En cada posición carga un camión. Es decir en total pueden estar 20 camiones en paralelo cargando. 287 El GLP (supergas o propano industrial), cuenta con una bahía independiente con 2 picos de carga dual. 285

352

Plantas Distribuidoras del Interior A continuación se resumen los productos almacenados y en qué cantidades, así como los puntos de carga (surtidores) existentes para la entrega a granel. Finalmente se indica la forma que llegan, esencialmente, hasta la planta los derivados provenientes desde la refinería. Cuadro 142 Plantas Paysandú L. Lacaze Durazno Treinta y Tres Tanques Cap Tanques Cap Tanques Cap Tanques Cap Producto m3 m3 m3 m3 Gasolina 85-Esp. 2 2450 3 950 2 600 3 400 Gasolina 95-Supra 2 4800 4 1700 4 800 4 400 Keroseno 3 850 4 1050 2 300 2 200 Gas oil. 4 11907 9 7080 5 3150 5 3060 Diesel oil. 1 786 Fuel oil Pesado. 3 4612 Gasolina 100 Av. 5 55 5 38 Sub Total 20 25910 20 10880 13 4850 19 4112 Surtidores Abastecida refinería:

12 Fluvial

10 Fluvial

6 Vial

5 Vial y Camión

El mercado minorista: Estaciones de Servicio y Distribución de GLP. Desde las bocas mayoristas presentadas anteriormente, los derivados líquidos o gaseosos son llevados o distribuidos mediante flete terrestre hasta las bocas de expendido final de los líquidos que son las estaciones de servicio y hasta las distribuidoras primarias de GLP – envases de 45 y 13 kg- (existiendo una sub distribución a 3kg a nivel local en las ciudades). El número de estaciones y distribuidores de GLP, esta fuertemente regulado y constituido por 4 banderas en el caso de los líquidos y por 3 compañías en el caso del GLP.

353

c) EL Gas Por Redes Características del Sector En el caso de Uruguay, importador, los agentes que participan en el sector de gas por redes son, Transportadoras de GN: Gasoducto Cruz del Sur, ANCAP y UTE. Siendo la primera la empresa transportista (consorcio de 4 empresas) del gasoducto homónimo que une Buenos Aires con Montevideo, y en el caso del gasoducto Entrerriano Argentino que posee 2 derivaciones que 288 atraviesan el Río Uruguay siendo las propietarias ANCAP y UTE de sendos cruces a Paysandú y Casa Blanca respectivamente. Distribuidoras de GN: se trata de GASEBA S.A. (consorcio integrado por Gas de Francia S.A., Pan American Energy y Acodike supergas) en Montevideo y CONECTA S.A. (consorcio integrado por ANCAP, Unión Fenosa y Sempra Energy) en todo el interior, ambas con concesiones administrativas para operar en dichas zonas geográficas. El Contexto Internacional de Interconexiones de GN Mapa 17

288

El de UTE está sin uso, debido a un error de política energética, en lo referente a centrales térmicas, ni tampoco existe opción de uso para redes de distribución.

354

Las Interconexiones Internacionales: “Argentina” Con TGN, transportadora de gas del norte, uniendo el gasoducto entrerriano con el territorio uruguayo mediante dos troncales bajo el lecho del Río Uruguay. A saber: Cuadro 143 Puntos de Conexión Diam (plg)/ Capacidad Situación 6 3 Long 10 m /día Colón(Arg)(“Entrerriano”)-Paysandú (ROU)(“Del Litoral”) Entrerriano(Arg)-Casa Blanca (ROU)(“Casa Blanca”)

10´´/15 km 16´´/15 km

2,5-1 5-2

Operativo Construido

El Gasoducto del Litoral está operativo, abasteciendo a la ciudad de Paysandú. La empresa CONECTA S.A. tiene contratos de compra con cuencas argentinas a través de los gasoductos TGN y “del Litoral”, este último operado por ANCAP, la que también es propietaria y agente comercializador. El restante gasoducto que llega a la población de Uruguay de Casa Blanca está construido y no operativo, es propiedad de UTE y fue pensado para una central térmica de porte (1200 MW); lo que finalmente se diluyó en los vaivenes de la pseudo-política energética uruguaya. Con TGS, transportadora de gas del sur, y a través del gasoducto “link”, se vincula el gasoducto “Cruz del sur” que se inicia en Punta Lara, Argentina. Sobre esta conexión, dada su particularidad y distancias en territorio uruguayo, presentamos los siguientes mapas técnicogeográficos ilustrativos y posteriormente transcribimos las características sobresalientes: Mapa 18

355

El gasoducto Cruz del SUR en territorio Uruguayo El transporte de gas por el Gasoducto Buenos Aires - Montevideo permite que distintos cargadores suministren gas para la generación de energía y para uso industrial, comercial y doméstico. La operación de todo el sistema (diferentes secciones e instalaciones del gasoducto) se desarrolla según lo especificado en la norma NAG 100 (Normas Argentinas Mínimas de Seguridad para el Transporte y Distribución de Gas Natural y Otros Gases por Cañerías), adaptadas para usar en Uruguay. Mapa 19

Mapa 20

356

Mapa 21

Mapa 22

Las principales características empresariales y componentes técnicas del sistema se resumen en las líneas siguientes: Forma Económica del Gasoducto: Consorcio integrado por ANCAP(20%), British Gas(40%), Pan Ameritas Energy (30%) y Wintershall (10%). Gasoductos Troncales, Caracterización Técnica: Gasoducto subfluvial para el cruce del Río de la Plata, entre Punta Lara (Argentina) y Santa Ana (Uruguay), con una longitud aproximada de 57 km., 24" de diámetro y presión máxima de diseño de 95 bar.

357

Gasoducto troncal terrestre entre Santa Ana (Colonia) y Montevideo, pasando por una servidumbre establecida en los predios privados. Cañería de 18" de diámetro, una longitud aproximada de 145 km y presión máxima de diseño de 80 bar. Gasoductos Laterales, Caracterización Técnica: Los laterales se encuentran instalados principalmente en franjas de uso privado (calles y rutas), con diámetros variables entre 4 y 20" y con una presión máxima de diseño de 24,5 bar. Todos los laterales totalizan aproximadamente 200 km., alimentando a las siguientes localidades:

· Colonia del Sacramento · Juan Lacaze · Nueva Helvecia · Rosario · San José de Mayo · Montevideo (Carrasco Norte, José Batlle, La Tablada) · Canelones (incl. La Paz, Las Piedras, Progreso y Joanicó) · Empalme Olmos (incl. Capitán Artigas y Pando) · El Pinar (incl. Shangrilá y Solymar) · Delta del Tigre Instalaciones de Superficie

· Estación de Transferencia en Santa Ana · Estación de Transferencia en Montevideo · Estaciones de Reducción de Presión. · Estaciones de Entrega y Regulación · Instalaciones de Trampa de Scraper · Válvulas Seccionadoras de línea Sistemas Auxiliares

· Sistema SCADA, · Telecomunicaciones · Protección Catódica · Odorización.

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C. Diagnóstico energético; la dimensión institucional normativa. 1. Marco Legal-Institucional; el contexto mundial y el local. a) Introducción: los modelos e instituciones de la regulación. La evidencia internacional A manera de introito a las características específicas del Uruguay en cuanto al marco legal institucional se presentan los rasgos fundamentales de los modelos que poblaron la región a partir de la década de los 90 y los arreglos institucionales que pueden adquirir la actividad de regular. 289

Sobre los Modelos de Regulación En este caso repasaremos los preceptos fundamentales que orientaron la introducción de la reregulación de la industria y en particular la energética, que en mayor o menor avance está implantada en todos los países del MERCOSUR. La idea fue articular las actividades del sector Eléctrico alrededor de mercados organizados, mayoristas y/o minoristas, donde los generadores, consumidores y comercializadores puedan realizar transacciones y negociar precios. La aparición de estos mercados busca evitar los problemas de incentivos que –aparentementenacen del entorno regulado tradicional, reducir el rol regulador en el funcionamiento del sector e introducir incentivos de mercado a la eficiencia. Las actividades de red como la eléctrica y de gas, obliga a acompañar dichos mercados con políticas de separación vertical entre las actividades que se realizan en monopolio y que están reguladas y las que realizan en competencia. Definidos los cambios estructurales sobre el modelo de regulación, es de orden establecer la regulación específica de cada actividad. Toman un papel de importancia las decisiones referentes a la organización de mercados mayoristas y minoristas por un lado, y por otro la determinación de los precios regulados –tarifas finales a clientes regulados, tarifas de acceso a redes-. Cada regulación específica se basa en una regulación económica determinada que tiene un sustento teórico común y particularidades de cada país. Dicho tópico en sí mismo es tema de una tesis particular y cae fuera de los objetivos de esta tesis; de todas maneras para el Uruguay en el capítulo de infraestructura e introducción general a la organización del sector se presentó un completo diagnóstico de la regulación de cada sector así como especificidad de la regulación económica vigente. Sobre las Instituciones de la Regulación Un cambio en las leyes y normas -o reglamentos- de la organización de los mercados energéticos no es suficiente para obtener los resultados que orientaron a dichas reformas, existe un conjunto de medidas fundamentales para garantizar el rumbo de dichos cambios. Dentro de ese conjunto, la reforma institucional que adecua las nuevas funciones a las organizaciones regulatorias que juegan en el sector es un eslabón estratégico a efectos de lograr eficazmente los objetivos trazados. 290

A nivel internacional se encuentran a lo sumo tres tipos de instituciones que tienen competencia sobre la industria eléctrica: i) El ministerio del ramo o Secretaría, ii) Un regulador Independiente –en cierto grado- del ministerio (o del ejecutivo de turno) y iii) La autoridad de la Competencia.

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Está fuera del alcance de esta tesis repasar toda la biblioteca que generó estos cambios, sus marchas y contramarchas. Fundamentalmente nos centraremos en la institucionalidad para aplicar la regulación. De todas maneras en el capítulo de infraestructura e introducción a la organización del sector se presentó un detallado avance de las características económicas de los modelos regulatorios adoptados en Uruguay. 290 En países federales, pueden existir estas tres instituciones a escala federal como estatal.

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Dado que este aspecto es crucial para una reforma del sector energía en Uruguay, dedicaremos el siguiente punto a ampliar las características generales a nivel mundial de los organismos de regulación, de la noción de independencia de dichos órganos y finalmente la estructura de los reguladores “independientes” a priori.

Los Organismos de la Regulación Tal cual se mencionó, las tres instituciones actuantes que pueden existir con poderes regulatorios específicos o muchas veces duplicados son: un ministerio o secretaría, un regulador independiente y la autoridad de la competencia. La forma de actuación de dichos organismos es variada, de todas formas podemos de manera 291 resumida presentar cuatro alternativas generales para los primeros dos donde se encuadran la mayoría de los arreglos institucionales del mundo, a seguir se presenta un cuadro ilustrativo: Cuadro 144

MINISTERIO O SECRETARÍA MINISTERIO O SECRETARÍA

REGULADOR INDEPENDIENTE

MINISTERIO O SECRETARÍA

MINISTERIO O SECRETARÍA

AGENCIA MINISTERIAL

AGENCIA CONSULTIVA INDEPENDIENTE

Ministerio y las agencias ministeriales El ministerio del ramo es la rama del poder ejecutivo que se encarga de la industria energética, en particular ejecutar, implementar y/o definir las políticas en materia energética trazadas por la casa de gobierno. El ministerio adecuado para esto es el de economía, por la coherencia de las políticas productivas y su vínculo con la energía, de todas formas varios países del mundo 292 también utilizan el ministerio de Industrias a tales efectos . En la regulación tradicional, anterior a las reformas, estos ministerios o secretarías del ramo eran los encargados de regular las actividades del sector así como eventualmente participar en las decisiones empresariales en el caso de que el estado participara de la actividad. 291

La autoridad de la competencia, de existir y tener roles efectivos de poder regulador, están siempre fuera de la órbita del ministerio del ramo energético; pudiendo ser estatal bajo otro ministerio o pública no estatal. 292 Algunos países tienen ministerios de energía independientes.

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La primera forma o arreglo institucional luego de las reformas del sector es, y en especial para países donde independientemente de la apertura legal el estado mantiene su hegemonía, crear agencias regulatorias ministeriales. Estas agencias deben funcionar con un presupuesto independiente, tener una gestión autónoma e inclusive ser sujetas a un marco legal diferente para sus recursos humanos. La subordinación radica en la clara y explícita diferenciación del rol planificador, del rol fiscalizador y en menor medida el siempre confuso rol de juez de las actividades y sus disputas. Los Reguladores Independientes La segunda forma generalizada, y de mayor interés en caso de aperturas efectivas, es la de la participación del ministerio del ramo y uno o varios reguladores independientes de éste. Estos reguladores son entidades públicas no estatales con el cometido de regular aspectos específicos del sector industrial energético correspondiente; del mismo modo comparten actividades regulatorias con otras instituciones -especialmente el ministerio del ramo- y actúan independientes293 del corto plazo. Por lo general las funciones de estos reguladores entre otras incluyen, regulación del libre acceso a las redes de transmisión y distribución, las tarifas de acceso y finales a clientes regulados. Es posible que se les adjudiquen poderes judiciales, como sanciones y multas ante el incumplimiento de reglamentos; como también pueden actuar como árbitros entre disputas entre participantes del sector regulado correspondiente. Los reguladores “independientes”, cualquiera sean los poderes de independencia y regulación, siempre se reparten las actividades regulatorias con el ministerio del ramo. El límite o frontera entre política y regulación es difuso e inexorablemente existe duplicación de tareas. En función de las características específicas del país y región, y de los roles ejecutores asumidos o dados a uno u otro, dicho solapamiento puede resultar marginal o por el contrario una fuerte traba para el desarrollo de la industria energética correspondiente. Por lo general el regulador independiente se mueve entre roles básicos no siempre independientes, se puede resumir en cuatro grandes papeles de dichas agencias en la regulación: Equidad, para buscar equilibrio entre empresas. El regulador debe ser independiente de empresas, consumidores y del gobierno. Estabilidad del sistema regulador, para lograr la separación de intereses. El regulador debe tener la capacidad de tomar decisones y éstas solo serán refutables o revocables por tribunales administrativos. Especialización y control de conflictos en el estado, división de tareas. El gobierno fija las reglas de juego (policía) y el regulador las aplica y fiscaliza. Mejor supervisión y bajo riesgo de captura, duplicación de tareas. El estado y el regulador deben tener roles solapados en ciertas áreas.

Las comisiones consultivas independientes. Esta figura legal por lo general no depende del ministerio del ramo, sus miembros una vez nombrados no pueden ser revocados. Por lo general su rol fundamental es el de controlar y resolver los pleitos sobre temas reglamentarios en especial los de conexión y acceso a redes. El punto en contra es que no poseen decisión ejecutiva en materia regulatoria, siendo el de asesoramiento al ministerio del ramo o regulador independiente en temas varios. La autoridad de la competencia Estas instituciones tienen como cometido velar por las leyes de la competencia. Por lo general pueden actuar “ex_ante” para prevenir fusiones y compras que puedan ir contra el fomento de la competencia; y “ex_post” para hacer aplicar las reglamentaciones que prohíben colusión, abusos de la posición dominante, etc. En este caso existe un solapamiento de orden entre las oficinas reguladores, sean ministeriales o independientes, con los organismos de la 293

Esto es muy relativo, en especial depende de los agentes que tienen poder auditor o de nombramiento sobre el regulador. Es decir, es muy diferente una dependencia del Poder Legislativo explícita, que una dependencia del Ejecutivo y una participación figurativa del Poder Legislativo.

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competencia; en particular el tema de acceso a la red, la fijación de precios y hasta las fusiones y desinversiones como a proponer un orden diferente en la generación. Tal como se mencionó en páginas anteriores y adelantándonos a la estructura de Uruguay en el sentido de mencionar que existe un regulador “independiente” del ministerio del ramo, tiene sentido previo a entrar al ítem específico del Uruguay tratar sobre la independencia de los reguladores y su estructura en el contexto internacional. La Independencia y Estructura de los Reguladores Independencia de los reguladores. Independencia de las partes interesadas: La independencia respecto de los regulados es fundamental para garantizar la equidad. Toda las bibliotecas sobre temas regulatorios apuntan a que el regulador no sea “capturado” por los intereses de los agentes; las compañías reguladas por lo general tienen mejor y más información que los reguladores, este tema baja la capacidad de los reguladores para fijar los precios y otros elementos de la regulación. Para evitar la captura por parte de los regulados, los reguladores están sometidos a ciertas “condiciones de borde” respecto sus relaciones durante la permanencia en el cargo. Estas condiciones son aplicables a los reguladores independientes como a las agencias ministeriales. Algunas de las medidas, que favorecen la independencia incluyen la prohibición de que los reguladores tengan intereses financieros en la industria o trabajen para la misma durante o tras su cargo como regulador (efecto “puerta giratorias”). Los procedimientos de selección de los recursos humanos de los reguladores también pueden fomentar la independencia, a modo de 294 ejemplo los propietarios y empleados no deberían ser elegibles para formar parte de los reguladores. Independencia de la política: Definición Al corto plazo el regulador debería estar protegido de las influencias políticas. La necesidad de “independencia política” es un tópico muy relativo y de mucha discusión a la fecha. Esta se fomentaría con mandatos irrevocables y otras como presupuestos separados, autonomía de gestión de los empleados, salarios y nombramientos no renovables. El grado real de independencia política depende de estas medidas y de los poderes reales otorgados a los reguladores y el grado de solapamiento con el ministerio del ramo. Cuando los reguladores poseen amplios poderes, la independencia política presenta implicaciones significativas para el marco regulador y la estructura de la industria. Cuando los reguladores están limitados a los aspectos técnico-económicos y/o a las funciones de asesoramiento, las consecuencias de la independencia política son menos importantes, pasando a primer plano en este caso la duplicación de roles y/o indefinición del responsable último entre este y el misterio del ramo. En el caso de los reguladores independientes los nombramientos deberían ser irrevocables por durante el período del mandado, salvo temas de delito o corrupción probados. Independencia de la política: Ventajas y Desventajas La independencia política sirve a tres objetivos. i) Reducción a corto plazo de las presiones políticas, ii) Puede reforzar la independencia de los reguladores frente a grupos de interés concretos, y iii) Cuando las empresas son de propiedad pública es necesario separar el estado empresa del estado regulador y por tanto este último debe ser independiente del gobierno o ejecutivo de turno. Más allá de estas ventajas, es difícil obtener una independencia política completa tanto en la teoría como en la práctica. En los sistemas democráticos representativos el poder social reside en órganos elegidos, los parlamentos; esto marca que de existir un regulador independiente en

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En todo caso y al inicio puede autorizarse a los empleados a participar, pero con la condición de que al dejar el regulador, posteriormente por un plazo de más de 5 años no pueden reintegrarse a la empresa origen.

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último caso debe o debería estar sujeto a control parlamentario , por tanto, político. En la práctica los directores de reguladores son nombrados por el Parlamento y por tanto las preferencias políticas se reflejan en alguna medida en dichos nombramientos, esta influencia será mayor cuanto menor sea la duración del nombramiento. Fomentar la independencia política tiene implicaciones para la gestión del sector público debido a que, se impone la creación de una nueva organización autónoma. Esto es oneroso y, más importante aún, puede provocar problemas de largo plazo debido a la tendencia de las organizaciones a crecer y auto perpetuarse. En suma y conclusión, la independencia del regulador frente a la presión política a corto plazo promueve una actuación eficaz. De todas formas un cierto grado de control político y por tanto influencia, sobre los reguladores es necesario como inevitable. “La independencia política al fin y al cabo es una cuestión de grado y no de ser o no ser”. Estructura de los Reguladores Objetivos: por lo general son los de regulación económica de las actividades; siendo además en el caso de las industrias con redes fijas la protección de los usuarios y de las inversiones donde el regulador tiene que equilibrar entre ambos objetivos. Asimismo los reguladores pueden tener objetivos más generales como favorecer la eficiencia económica e introducir la 296 competencia. Es de destacar que no es habitual tener objetivos sociales , los que se centran en algún ministerio de ambiente y otro del ramo. Jurisdicción: el regulador puede asumir responsabilidades en la aplicación de la política de fusiones y de otros aspectos de la legislación sobre competencia. Pudiendo ir desde el apoyo a la autoridad de la competencia hasta absorber completamente a este órgano. También pueden tener un papel activo en aspectos políticos como entrada de agentes a la industria y la inversión o planes de privatización. La tarea de los reguladores es, en la mayoría de los casos, de asesor o consultivo al poder ejecutivo o al ministerio del ramo; cuando se asignan poderes ejecutivos al regulador, estos son inexorablemente concurrentes con los del ministerio del ramo. Cobertura: los mismos reguladores del sector eléctrico pueden también ocuparse de regular el gas y otras fuentes primarias así como las aguas potables y servidas. Toma de decisiones: por lo general los directorios de los reguladores están integrados por un número impar de miembros a efecto de no permitir el empate. Nombramiento de los directorios: los nombramientos por lo general los realiza el parlamento, o en su defecto en algunos países el ejecutivo propone y el legislativo aprueba. El período de nombramiento es fijo y varía entre tres y siete años. Destitución de los directores: lo común y prudente es que solo se de por aspectos de mala administración, por delitos o corrupción; mediante los órganos judiciales correspondientes en lo administrativo y penal respectivamente. Una media contraria a la independencia y contra todos los objetivos de un regulador sería que el poder ejecutivo –presidente o consejo de ministrostenga las potestades de destituir a los directivos; en este caso la duplicación del poder judicial penal o administrativo es absurda y peor aún es el riesgo de inestabilidad regulatoria al que el sector se somete cada 5 años por la dependencia del sistema político dominante cada nuevo gobierno. Funciones: estas son reflejo de sus objetivos, por tanto por excelencia es la regulación del transporte en redes fijas y las tarifas a usuarios finales. Los aspectos más técnicos de la regulación pueden estar en el regulador o en las empresas de la industria; así como los aspectos más estratégicos se suelen dividir y/o solapar entre el gobierno, cuerpos legislativos y el regulador. 295

En USA, donde los reguladores son políticamente independientes en general y con amplios poderes, las últimas modificaciones regulatorias han ampliado la actividad legislativa sobre áreas antes restringidas a dichos reguladores. 296 A modo de ejemplo, en el caso de la definición de pérdidas no técnicas a reconocer por el regulador a las empresas reguladas de distribución, la palabra final debe necesariamente ser del ministerio del ramo en conjunto con el de economía dado que adicionan la realidad social y su influencia en el sector y viceversa.

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En lo países federales, por lo general el reparto de funciones implica que los reguladores estatales se encargan del mercado al por menor, lo que incluye la distribución y comercialización; y los federales regulan el transporte y los aspectos de generación, por tanto el mercado mayorista. Procedimientos y Apelaciones: Se destacan i) La obligación de inspección y consultas a las partes afectadas; así como adoptar decisiones razonadas y públicas, ii) Sistema de apelaciones basado en tribunales administrativos u ordinarios y iii) Mecanismos de responsabilidad, al dar informes al parlamento u ministerio del ramo y someterse a auditorias y control por parte de alguna autoridad.

b) El Sector Energético Uruguayo: La Institucionalidad. Las personas jurídicas actuantes y los cometidos. La actual organización legal-institucional del Uruguay se puede contextualizar, basada en los cometidos de la Constitución y las leyes vigentes, de la siguiente manera en lo referente a las personas jurídicas y sus cometidos:

Poder Ejecutivo: fijación de las políticas sectoriales y poder total de policía en lo técnico y económico de todo el sector energético. Ministerio de Industria Energía y Minería: asesoramiento al poder ejecutivo y ejecución de la política energética. Dirección Nacional de Energía: ejecución de las políticas ministeriales, control sobre el aprovechamiento de las fuentes primarias utilizadas en la producción de electricidad y elaboración de marcos normativos y regulatorios energéticos. URSEA: Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Aguas. Órgano desconcentrado dependiente del Poder Ejecutivo, cuyos cometidos fundamentales son fiscalizar y aplicar los reglamentos y normas sectoriales así como el de asesorar el ejecutivo en todo lo atinente a sus funciones referidas a aspectos regulatorios en general y ante cualquier pedido específico del poder ejecutivo. ADME: Administración del Mercado Eléctrico, persona pública no estatal. Administra el mercado mayorista de electricidad y opera y administra el despacho centralizado nacional de cargas. DNC: Despacho Nacional de Cargas. Cometidos de despacho técnico del SIN y despacho económico para las transacciones de energía y potencia. A la fecha aún bajo la orbita de UTE. CTM-Salto Grande, agente de generación binacional manejado directamente por los estados. UTE: rol empresarial del estado en todas las etapas de la industria eléctrica. Las actividades de transmisión y distribución son de carácter de servicio público, exceptuada la generación. A la fecha el monopolio es total del estado en todas las áreas. Es propietaria de un gasoducto en el litoral sin usos hasta la fecha. ANCAP: rol empresarial del estado en todas las etapas de la industria de petróleo y refinados así como participación accionaría en el gasoducto cruz del sur y en la distribución de GN en el interior del país; propietario y operador de un gasoducto en el litoral del país. A la fecha el monopolio es total en importación, exportación de crudo y derivados, así como en refinación y distribución mayorista. En distribución el mercado se divide entre 4 banderas incluida ANCAP, con cuotas fijas de producción mensual y donde existen grandes barreras legales a la entrada efectiva de nuevas banderas.

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PRIVADOS: en el área de electricidad no existen a la fecha generadores ni concesiones para distribuidores o trasmisores diferentes a UTE. En derivados se mantiene a parte de la ANCAP las tres banderas en la etapa de distribución minorista ESSO, TEXACO y SHELL. En GN distribución participan GASEBA en la capital y CONECTA en el interior con sendas autorizaciones por 30 años para brindar el servicio. EN GN transmisión se autorizo la construcción y operación a la empresa gasoducto cruz del sur del homónimo troncal.

La normativa vigente. En cuanto al marco normativo interno que sustenta la actuación de las personas jurídicas presentadas, se destacan: Ley Orgánica UTE (15031/1980) y ANCAP (8764/1931). Ley de Empresas Públicas (16211/1991). Segunda Ley de Urgencia (17.292/2002). Contratos y decretos de concesión de transporte (1) y distribución (2) de GN. Ley Nacional de Electricidad (14694/1977). Ley Marco Regulatorio Sector Eléctrico (16832/1997). Decreto 190/1997, Reformulación estructura de la DNE. Decreto 276/2002, Reglamento general del Marco R.S.E. Decreto 277/2002, Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica. Decreto 278/2002, Reglamento de Transmisión de Energía Eléctrica. Decreto 360/2002, Reglamento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica. Decreto 216/2002, Normas en las instalaciones internas de gas. Decreto 217/2002, Procedimientos para el pasaje a GN de las instalaciones interiores. Decreto 469/2002, Previsión de demanda de gas por redes a ser efectuada por Dist. y Trasm. Decretos 360 y 493/2002, sobre prorroga de entrada en vigencia del reglamento MMEE. Decreto 343/2003, Vinculación de la ADME con el poder ejecutivo. Decreto 21/09/2003 Relacionamiento de la URSEA con el poder ejecutivo y entes del estado. Decreto 23/07/2003 Modificación al reglamento mayorista de energía eléctrica.

En cuanto al nivel regional existen bases bilaterales y del MERCOSUR, a saber: 07/91, Acuerdo y complementario Sobre Abastecimiento de GN Argentino a la R.O.U. DEC 10/98, Memorando de entendimiento relativo a los intercambios eléctricos e integración eléctrica en el MERCOSUR. DEC 10/99, Memorando de entendimiento relativo a los intercambios gasíferos e integración gasífera entre los estados partes del MERCOSUR.

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Las Instituciones de la Regulación en Uruguay Resumiendo del ítem anterior, se presentan las instituciones que participan en alguna medida de hecho o de derecho en los aspectos de la regulación del sector energético: Poder Supremo o de Policía: El papel por ley de Policía en lo referente al control técnico económico de todas las cuestiones del negocio eléctrico (Regulaciones, normas, importación, exportación, licencias generación, etc.) así como de política energética, lo tiene el Poder Ejecutivo (en particular el Presidente de la República). Política Energética: Es responsabilidad, por ley, del ejecutivo; canalizado a través del Ministerio de Energía en la Dirección Nacional de Energía, la que consultando a todos los agentes elevará la propuesta. De hecho durante casi todo el siglo pasado, la política energética la marcaron totalmente los entes autónomos del estado. Dirección Nacional de Energía: Entre otros, sus cometidos fundamentales son la propuesta de la política energética, la coordinación entre los agentes y especialmente el análisis del abastecimiento de energía primaria y su explotación al mínimo costo para la sociedad. Canaliza administrativamente el vínculo entre todos los agentes y los poderes ejecutivo y legislativo. Finalmente participa en la confección de los diferentes marcos normativos de los sub.-sectores. Los Entes Autónomos: Es de especial mención, en el caso de Uruguay, la existencia de dos entes autónomos (función establecida en la carta magna) del poder ejecutivo, de larga data. Es el caso primero es el de la UTE (Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas) fundada en 1912 luego de estatizar la novel fuente de energía que desde comienzo del siglo estaba en manos de privados. El segundo caso es el de la ANCAP (Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y 297 Portland) fundada en 1937 luego de nacionalizar todas las actividades de exploración, producción, importación, exportación, refinación de petróleo y derivados. Estos agentes de larga data y mucha experiencia ejercen su poder de mercado y de opinión pública en estos tiempos de liberalización de las actividades de la industria, llevando a que los cambios (leyes, reglamentos, normas) se ejecuten lentamente y perdiendo, si es el caso, marginalmente su poder de mercado. Por otro lado continúan de hecho298 a la fecha marcando el rumbo de la política energética según sus objetivos e intereses. OPP, Oficina de Planeamiento y Presupuesto. Control económico global del estado, en especial las transferencias de los entes recaudadores a rentas generales; así como gran influencia en las negociaciones de convenios de productividad entre los gremios y directorios de las empresas públicas.

URSEA, como asesor del ejecutivo de todo los aspectos del sector energético y específicamente la propuesta de regulación económica de las actividades de los sectores y decretar normativas en las áreas de calidad y medición de las diferentes energías.

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La distribución es un “oligopolio negociado” de la propia ANCAP y las multinacionales Texaco, Shell, las que negociaron desde 1939 un acuerdo de cuotas fijas de expendido en cada bandera. 298 Esta situación fue lógica mientras no existió la DNE, posteriormente se da hecho pues se le da un papel figurativo, coordinación, a esta dirección nacional. Esto se amplia en la parte institucional.

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Mapa-23 MAPA INSTITUCIONAL DEL SECTOR ENERGÉTICO SECTOR PUBLICO

SECTOR PRIVADO

Presidencia de la Republica Sector Gas Natural

Comisión de Planeamiento y Presupuesto

UTE

Oficina de Planeamiento y Presupuesto

ANCAP

Transportista: Gasoducto Cruz del Sur Distribuidoras: GASEBA CONECTA

URSEA

Sector Hidrocarburos ADME Ministerio de Relaciones Exteriores

Ministerio de Industria, Energía y Minería

Ministerio de Viv., Ord. Territ . y Medio Ambiente

DNE

DINAMA

CTM Salto Grande

Distribuidoras combustibles liquidos Distribuidoras GLP

Sector Eléctrico (potencial) Generadores Importadores Grandes consumidores Comercializadores

Relación de dependencia Relación de vinculación

En la figura expuesta se puede apreciar el actual organigrama con que se maneja el sector energía en el Uruguay. Si bien el esquema es de una simplificación muy fuerte, es válido para una primera orientación al tema. La organización que presenta el Estado para el sector energía, desde el punto de vista administrativo, operativo y desde los ojos propios de un actor, es realmente caótica. El plantear una unidad reguladora (URSEA) al mismo nivel jerárquico organizacional que el Ministerio de Industria y Energía, le otorga rango ministerial. Los niveles gerenciales que componen a la URSEA revisten el mismo nivel jerárquico que la Dirección Nacional de Energía. Por otra parte existen dos unidades, una dependiente de la URSEA (Unidad reguladora para gas) y otra de la Dirección Nacional de Energía (Organismo de contralor de gas) que superponen las funciones. Para un buen funcionamiento del sector, que permita programar y ejecutar una política energética de estado e integración, el Estado deberá redefinir o fortalecer los organismos a cargo de esta tarea, organismos que deben apuntar como un todo al mayor beneficio del cuerpo social, que es para lo que originalmente fueron diseñados. Los ejemplos, recién expuestos, de la confusión de funciones entre el organismo encargado de definir la política energética y proponer las reglas del juego (marcos reguladores), que son las Direcciones Nacionales de Energía o Secretarías de energía, de un Ministerio, y los que primordialmente tienen la función de fiscalizar, controlar y velar por el cumplimiento de las metas de la política energética planteada, mediante un seguimiento serio de los operadores (sean estos públicos, privados o mixtos), que son los entes reguladores para cada forma de energía. Para mayor confusión, los organismos reguladores dependen directamente del Jefe del Estado, cuando deberían estar bajo su órbita natural, que es la Dirección Nacional de Energía299. La creación de oficinas de planeamiento de la economía (OPP) o de la energía (URSEA) en la órbita del la Presidencia de la República, generan una gran ineficiencia operativa. 299

Por supuesto con independencia técnica, presupuestal y manejo de RRHH. En este último caso sería aconsejable régimen de derecho privado.

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Son oficinas con rango ministerial, que tienen igual o más poderes que los ministerios y sus titulares no son interpelables, es decir que están fuera del control parlamentario (directo). Esto provoca una gran ineficiencia operativa, porque para un Jefe de Estado atender oficinas de este tipo, que generan la mayor parte del tiempo urticarias y fricciones con los integrantes del gabinete, entorpece todo tipo de práctica administrativa y política. Para solucionar los problemas de Estado, el presidente cuenta con sus ministros respectivos, sobre los cuales tiene la libertad de sustituirlos inmediatamente Por esto los buenos ejemplos de políticas generales en el campo de la energía son poco frecuentes, aunque existe la plena conciencia de que tal paso constituye algo urgente e imprescindible. A esto deben integrarse orgánicamente al sector los monopolios estatales, que hasta la fecha, por ser autónomos, actúan independientemente de la autoridad energética. El control de las empresas energéticas del Estado es uno de los aspectos más delicados de la conducción económica y donde menos éxito ha tenido la Administración Central en proteger el uso racional de los dineros públicos. Sobre estos monopolios a los que teóricamente el Estado debe dictar las reglas de juego, ejerce un control casi nulo puesto que sus representantes políticos en la conducción de dichas empresas, por acertada que haya sido su designación, permanecen poco tiempo en sus cargos y son rápidamente absorbidos (en cuanto al proceso de toma de decisiones) por los grupos técnicos y gremiales permanentes de la empresa, cuyos objetivos e intereses no siempre coinciden con los del cuerpo social. Este es uno de los aspectos en que el cuerpo social se encuentra menos protegido frente al comportamiento de pequeños grupos de presión, internos al propio Estado, que explotan para beneficio de pocos, mecanismos e instituciones diseñados para el beneficio general de la comunidad. Por este motivo, es necesario que los futuros directorios, además del integrante político, completen el cuerpo con profesionales o empresarios de vasta experiencia en la materia. El sector energía (en Uruguay) se compone, tal lo visto, de tres rubros básicos: electricidad, refinados del petróleo y gas natural. Para programar y ejecutar una política energética de estado (que supere más de un período de gobierno), de integración, sus metas y sus objetivos, deberá reformarse la estructura institucional del sector. Sin esta reforma será imposible encarar un proceso lógico y que conste de tres pasos sucesivos que son: 1) la fijación de las metas y objetivos (política energética), 2) las reglas del juego (marcos reguladores) y organismos responsables que velen por el cumplimiento de las metas, objetivos y reglas del juego, 3) reglamentación y decretos complementarios de los marcos reguladores, que es donde entran las características que pueden tener los operadores, sean públicos o privados. Esta política deberá ser de Estado e Integración y orientada hacia un modelo de país productivo. De Estado, porque debe superar varios ciclos de gobierno de forma de asegurar una planificación a mediano y largo plazo, para que las inversiones nacionales o extranjeras visualicen un escenario legal y fiscal de mediano y largo plazo, que otorgue una estabilidad razonable De integración, de forma que la región pueda, en el largo plazo, operar frente al mundo, ya sea como bloque comercial o como unión aduanera, eficazmente; es decir que pueda operar como una unidad económica en conjunto de forma de aprovechar al máximo las economías de escala de cada uno de los países.

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Resumen de aspectos relevantes del arreglo institucional actual y sus roles globales I) Esta primera presentación de la instituciones de la regulación en Uruguay difiere del común denominador del contexto internacional en el sentido que independientemente de la ubicación del órgano regulador (URSEA), el Ejecutivo duplica o triplica sus tareas no delegando los poderes efectivos de reglamentación en un ministerio del ramo que, a nivel mundial, es el responsable de todos lo temas energéticos. Esta duplicación o triplicación de tareas se da al ser el propio Ejecutivo el responsable último, y no el ministerio del ramo, y oír a efecto de la toma de decisiones –reglamentos o decretos- a todos los actores involucrados por igual sin tener una sugerencia última oficial; es decir opinan en igualdad de importancia OPP, MIEM, URSEA, UTE-ANCAP. En resumen el Estado uruguayo tiene cierta tendencia desde hace dos o tres décadas a tener agencias con rangos ministeriales - como OPP, URSEA, ADME, etc. - las que sumadas a los efectivos ministerios y a los entes autónomos genera una enorme ineficiencia en la cadena de toma de decisiones del sector energía en particular. Del mismo modo este tipo de organización fomenta y da pie a que las presiones de los grupos de interés dominantes se materialicen y al final se perpetúan en el tiempo. II) En segundo lugar, por lógica, a partir de lo marcado en el punto anterior, se genera un inexorable solapamiento de roles que finalmente se resume por la falta de “el” asesor oficial o principal en materia de energía al Ejecutivo; esto último independiente de que todos los agentes del sector puedan y deban opinar. III) Esta indefinición de “el” asesor oficial, genera y realimenta la existencia en las leyes y reglamentaciones de vacíos legales o concurrencia de roles. Especialmente en la frontera siempre borrosa entre los ministerios del ramo, “MIEM”, y los reguladores, “URSEA”.

Organigrama o forma de actuación de la regulación en Uruguay. Siguiendo los formatos internacionales en lo referente a los arreglos regulatorios podemos decir que la forma adoptada en Uruguay es la de un regulador (URSEA) independiente, en “principio”, y un ministerio del ramo (MIEM) con una dirección nacional de energía (DNE). El ministerio tiene las potestades de proponer, ejecutar y coordinar las políticas energéticas del ejecutivo. Del mismo modo su unidad técnica especializada, la DNE, tiene entre otros los roles específicos de elaborar los marcos reglamentarios de la industria energética y el control sobre las fuentes de energía primaría de generación de electricidad y asegurar un abastecimiento energético global confiable, seguro y al mínimo costo posible. El regulador, en teoría, se buscó que fuese independiente del ministerio del ramo y del rol empresarial del estado es decir los monopolios de UTE y ANCAP. A tales efectos se define su dependencia directamente del Eoder Ejecutivo de manera descentralizada, siendo sus roles 300 esenciales los de asesorar al ejecutivo en sus cometidos y en todo lo que este requiera y únicamente potestades para fijar normas y reglamentos en materia de medidas y facturación de los servicios de los negocios regulados. Independencia del Regulador en Uruguay. Asociado a los argumentos de la falta de un asesor principal -según el primer análisis global de la institucionalidad- se desprende que el regulador que buscó ser independiente del Estado, es decir del ministerio del ramo y de los entes autónomos, al separarse de éstos bajo la figura de descentralización, termina de hecho en una dependencia total y absoluta de dicho estado o Ejecutivo de turno sumado o realimentado en la incapacidad sancionatoria de dicho regulador en los temas relevantes.

300

Todos los reglamentos de redes fijas, tarifas reguladas, tarifas de usos, formulas de indexación, etc. Son propuestas por el regulador y aprobadas por el Ejecutivo. Es decir el regulador no tiene potestades sancionatorias.

369

En otras palabras el mismo responsable de sancionar actos en lo regulatorio -el Presidente- a propuesta del regulador, sugiere los nombres de los integrantes de los órganos reguladores, puede destituirlos y controla su presupuesto global. Del mismo modo puede, a través de su ministerio del ramo, formular y/o modificar actos en lo regulatorio; mencionando como último la influencia sobre estos actos del Ejecutivo que por ciclos pueden y tienen OPP y/o las empresas públicas del Estado. En resumen, la tan buscada independencia del regulador, se transforma en una cerrada dependencia del Ejecutivo de turno y por tanto de los “lobby” empresariales y/o gremiales que encuentren en cada período de gobierno mayor oportunidad de influencia. Ejemplo claro y contundente de lo mencionado es el hecho de que la ley marco del sector eléctrico se promulgó en el año 1997 y hoy, siete años después, aún no está en funcionamiento el mercado mayorista de energía eléctrica y no están decretados los valores de tarifas finales y de uso para el primer período de cuatro años. Podemos concluir que el regulador del Uruguay es dependiente fuertemente de las partes interesadas y del sistema político, en especial del Ejecutivo; por lo que el actual arreglo institucional es ineficaz e ineficiente a efecto de los cometidos específicos del regulador y fundamentalmente a efectos de delinear una política seria y sostenible en energía. Esta situación para un país pequeño -mercado inexistente- y probablemente con empresas públicas por muchos años -tal cual los pronunciamientos populares en compulsas así lo indican- presenta claros indicios de un estancamiento estructural en cuanto a la definición y ejecución de una política energética; así como genera en la región señales inequívocas de inestabilidad en dicho sector y en especial a los actos o decisiones de los gobiernos de turno.

La concurrencia de Roles: Regulador-Ministerio del ramo. La frontera siempre inexorablemente concurrente en algunos temas entre un regulador y el ministerio del ramo, en el caso del Uruguay se agrava más aún por lo que no dice la ley que por lo que establece en cuanto a roles y funciones. Tal como se mencionó en páginas anteriores no existe claridad, por concurrencia o por omisión, de la normativa entre las instituciones que deberían ejecutar para el estado las funciones: Planificador de la política energética. Fiscalización y aplicación de reglamentos y normativas. Empresarial. La planificación Energética En cuanto al rol planificador de la política, esencialmente desaparecido luego de las reformas, presenta levemente una asignación de dicho rol al MIEM, pero no reformula o especifica en el nuevo contexto dichos cometidos; dejando librado a los otros órganos URSEA, ADME, UTE, ANCAP la tentación lógica de opinar e intentar orientar las decisiones del ejecutivo. Fiscalización y aplicación de reglamentos y normas Función clara e inequívoca del regulador (URSEA) Empresarial Función clara e inequívoca de UTE y ANCAP.

De lo expresado se desprende que la problemática está centrada en la especificación de los roles en la planificación. Lo que ha pautado tal cual se mencionó a lo largo de toda esta tesis, falta de objetivos país en materia de rumbo energético, idas y venidas en las decisiones cruciales así como también pérdidas económicas para la nación por ejecutar proyectos de interés sectorial y no nacional.

370

Es decir en el nuevo contexto imperante, y de acuerdo a la ley o modificándola, deberían quedar claras en cuanto a las responsabilidades institucionales los siguientes aspectos generales: Definición de asesor principal o último en materia energética del Ejecutivo. Plan indicativo de infraestructura de largo plazo (basado en prospectiva energética). Plan obligatorio de infraestructura de largo plazo (ídem). Elaboración y/o modificación de reglamentos y normas internas del sector energético. Coordinación y estudios para la integración energética regional. Oficina de Eficiencia Energética única y centralizada. (regulación de E.S.C.Os, etiquetado, educación, sustitución entre fuentes, gerenciamiento de la demanda, etc.). Autoridad judicial última, en lo energético, de conflictos en el sector.

371

2. El sub sector electricidad.

a) La organización institucional-económica, introducción. Tipo de Mercado: Legalmente liberalizado, siendo por un lado los sectores de generación, exportación e importación abiertos a la competencia; y por otro los de trasmisión, distribución y comercialización final regulados dadas sus características de monopolios naturales. Oficina Regulatoria: URSEA (Unidad regulatoria de los servicios de energía y aguas), dicha oficina administrativamente depende del Presidente de la República, siendo independiente del ministerio del ramo y del Poder Legislativo. Administración del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica: ADME, figura pública no estatal, independiente técnicamente y que su presidente lo nombra el Presidente de la República. Los agentes que participan en el mercado son: Generadores, Distribuidores, Clientes Libres; pudiendo el comercializador mayorista operar en nombre de éstos o a través de la exportación-importación. Operación de Redes de transmisión del SIN-Despacho Nacional de Cargas-: Centralizado: También bajo la órbita del la ADME, aún bajo órbita de UTE. Generación: Liberalización legal, monopolio de hecho público conformado por UTE y la hidroeléctrica binacional “CTM-Salto Grande”. Importación Energía: Es necesaria la autorización de importación concedida por el Ministerio de Energía a través de la DNE. Esto sin desmedro del resto de las condiciones que se establecen en el marco regulatorio vigente, en su reglamento del MMEE. Trasmisión: Regulado, abierto a nuevos agentes. Monopolio de hecho de UTE. Distribución: Regulado, abierto a nuevos agentes. Monopolio de hecho. Comercialización Final a clientes regulados: Monopolio legal, función de la distribución zonal correspondiente. Monopolio de hecho de UTE. Tipo de Regulación económica: Cuando esté instaurado plenamente el régimen liberalizado, la regulación de los monopolios naturales básicos o los asumidos (comercialización a clientes regulados) será del tipo: “Regulación por incentivos”. A la fecha se mantiene la “Regulación por Costo del Servicio”. Metodología específica de regulación: Para los activos se utiliza el método del VNR (Valor a nuevo de reemplazo), siendo la tasa a aplicar calculada por la metodología WWACC. Para el resto de los componentes a remunerar se utiliza el método de comparación con una empresa eficiente operando en las mismas condiciones que las locales. Metodología de asignación de costos de Transmisión: Método de los Usuarios Efectivos y el estampillado restante. Metodología de asignación de costos de DyC: La demanda (libre o regulada) de estos sistemas asume de manera estampillada todos los costos de red, siendo en lo referente a la comercialización diferenciado según un estampillado para los clientes regulados y costos específicos para los clientes libres, los que son manejados por la ADME.

372

Metodología de control de las pérdidas en las redes de Distribución: Sobre las pérdidas se menciona solamente, al igual que la remuneración, la comparación con estándares eventuales. Por lo que se fijará o reconocerá un límite “eficiente de pérdidas” que el Distribuidor y Comercializador (UTE) podrá pasar a tarifas. Este aspecto no fue fijado a la fecha y es de difícil negociación por parte del Regulador con la UTE, resaltando en este tema la falta de una política de estado que fije prioridades y definiciones claras en dicha materia. Metodología del control de la calidad del servicio de distribución y comercial: Este aspecto tiene flamante reglamento aprobado, por el cual se penaliza al Distribuidor por superar a los estándares de calidad del servicio y producto prestado, por zonas homogéneas en lo eléctrico y geográfico de distribución. Los indicadores globales son el Tc (tiempo de corte medio por cliente) y el Fc (interrupciones medias por cliente) zonal y los individuales son el Ti (horas de corte), Fci (cantidad de cortes) y Dmáxi (duración máxima). Asimismo y siendo de avanzada en la materia se penaliza al comercializador por todas sus tareas típicas cuando supera los estándares para el período de 4 años.

3. El sub sector de combustibles a) La organización institucional, económica. Tipo de Mercado de Petróleo: monopolio legal en exploración y propiedad del recurso, exportación, importación y refinación de petróleo crudo a favor del ente autónomo ANCAP. Tipo de Mercado de Refinados: monopolio legal en exportación, importación y comercialización mayorista interna de derivados del petróleo a favor de la ANCAP. Sobre la 301 comercialización minorista de combustibles líquidos se configura un oligopolio acordado de hecho entre las banderas de ANCAP y las multinacionales TEXACO, ESSO y SHELL. Adicionalmente sobre la comercialización de GLP existe un oligopolio de 3 empresas privadas que compran todo a ANCAP. El mercado minorista es abastecido en forma de oligopolio administrativo-legal integrado por la filial de ANCAP, DUCSA, y repitiendo, por las multinacionales TEXACO, ESSO y SHELL. Existen un 40% de estaciones de bandera ANCAP y un 60% de las privadas; siendo las ventas del orden inverso es decir un 60% de ANCAP y un 40% de las privadas. La venta al consumidor final, no se rige por la libre competencia aparente, entre las cuatro banderas se reparten el mercado en cuotas por derivado, es decir está estipulado cuánto porcentualmente vende cada bandera de cada derivado mensualmente y en cada departamento a partir de un convenio firmado inicialmente en el año 1937 y sus sucesivas reformulaciones cada 5 años. El único documento oficial encontrado y por tanto a partir del cual se emitió la opinión fundada anteriormente es una publicación del “CIDE” del año 1966 que en su página 207 transcribe un resumen del convenio vigente, del 01/04/1956, en ese momento y los puntos a cambiar del nuevo convenio ya vencido el 31/03/1961. Los puntos esenciales de este convenio son el compromiso a respetar la cuota de venta mensual, los ajustes semestrales respecto de las cuotas, la fórmula de pago de los privados a ANCAP luego de restar sus beneficios y costos, y el eventual crudo entregado a ANCAP entre otros. Rescatamos en el cuadro siguiente las cuotas acordadas en el convenio de 1956 que no distan mucho de las actuales ventas:

301

Desde 1939 hasta la fecha se renueva un acuerdo básico de cuotas fijas anuales de comercialización entre las multinacionales y la ANCAP. Dicha negociación, tradicional del sector petrolero, fue la que permitió al Uruguay invertir y manejar la refinería nacional.

373

Cuotas_1956 (%) ANCAP SHELL ESSO ATLANTIC TEXACO

Cuadro 145 Naftas Kerosene 52,65% 33,77% 13,33% 15,11% 16,24% 22,59% 8,84% 13,3% 8,94% 15,23%

Gas oil 78,22% 21,72% 0,02% 0,04% 0%

Fuel oil 50% 46,22% 3,78% 0% 0%

Este punto es uno de los cuellos de botella fundamentales para la propuesta, discusión y aprobación final de un marco regulatorio, en el sentido de que de estar vigente a la fecha el mencionado convenio su influencia sobre los legisladores y reguladores de turno puede ser de envergadura; desvirtuando en todo caso el objetivo inicial de fijar reglas del juego claras y justas a los agentes del sector combustible.

Tipo de Mercado de GAS: existe un monopolio en la exploración y propiedad del recurso nacional eventual a favor de la ANCAP. La función del transporte de gas, para exportación eventual futura e importación está abierta a la inversión pública o privada, en la actualidad existe una autorización y concesión respectiva de transporte de GN a un privado y a la ANCAP. Sobre la comercialización de “Gas Por Redes” existe un oligopolio administrativo 302 de 2 empresas que poseen sendas autorizaciones, decenales renovables, zonales de distribución de gas distribuido. Ampliando las características y agentes de las etapas de la cadena gasífera tenemos: Transportadoras de GN: Gasoducto Cruz del Sur, ANCAP y UTE. Siendo la primera la empresa transportista (consorcio de 4 empresas) del gasoducto homónimo que une Buenos Aires con Montevideo, y en el caso del gasoducto Entrerriano Argentino que posee 2 derivaciones que atraviesan el Río Uruguay siendo las propietarias ANCAP y UTE303 de sendos cruces a Paysandú y Casa Blanca respectivamente. Distribuidoras de GN: se trata de GASEBA S.A. (consorcio integrado por Gas de Francia S.A., Pan American Energy y Acodike supergas) en Montevideo y CONECTA S.A. (consorcio integrado por ANCAP, Unión Fenosa y Sempra Energy) en todo el interior, ambas con concesiones administrativas para operar en dichas zonas geográficas.

Marco Regulatorio: a la fecha no existe una ley marco regulatorio específico de las actividades de combustibles líquidos y gaseosos, la que debe ser aprobado inicialmente en el parlamento nacional. Se puede concluir que de hecho el marco vigente esta compuesto por los decretos de transporte y zonas de concesión para el servicio de gas por redes y del servicio de GLP por un lado y, por otro, la propia ley constitutiva de la ANCAP así como las funciones otorgadas a la DNE y al poder ejecutivo finalmente como policía. Oficina Regulatoria: URSEA (Unidad regulatoria de los servicios de energía y aguas), dicha oficina administrativamente depende del Presidente de la República, siendo independiente del ministerio del ramo y del Poder Legislativo. Esta unidad si bien tiene los cometidos en el área de combustibles, no a efectuado de hecho grandes actividades 304 reglamentarias dado que no cuenta con una ley regulatoria madre. Metodología económica de regulación vigente: actualmente la remuneración de las actividades del sector deriva de la aplicación del costo de servicio para el caso de los líquidos y de lo estipulado en los contratos para el caso del GN. Así como los precios finales son regulados y decretados por el Presidente de la República.

302

GASEBA S.A. en el 100% de Montevideo, y CONECTA S.A. en el 100% del interior. El de UTE está sin uso, debido a un error de política energética, en lo referente a centrales térmicas, ni tampoco existe opción de uso para redes de distribución. 304 Solo algunas actividades marginales en el área de calidad y etiquetado del uso del GLP. 303

374

D. Diagnóstico de la problemática energética en el Uruguay. A manera de síntesis, y basado en las conclusiones correspondientes a los respectivos análisis de las dimensiones energéticas de las partes A, B y C anteriores, se resume a continuación el diagnóstico de la problemática energética del Uruguay: Diagnóstico General: • Los objetivos de PE adoptados, tenían y tienen cierta lógica, sin embargo se fracasó en la mayoría de los resultados de los instrumentos de política energética adoptados, debido al problema estructural que radica en la organización institucional-legal de los actores públicos del sector; la que por otra parte imposibilita cualquier planemiento de Estado en materia de energía, al diluirse en los intereses sectoriales.

Diagnóstico Particular: Como se mencionara anteriormente, parte A, durante la segunda parte de la década del 90 el gobierno de Uruguay adoptó algunas decisiones importantes en su estrategia energética persiguiendo tres ejes básicos: o

la separación de los roles del Estado;

o

asegurar el abastecimiento de energía con la calidad adecuada, la seguridad debida y al menor precio posible, precio que al menos debería alinearse con los valores regionales; y

o

ofrecer la mayor libertad de elección posible en sus aprovisionamientos a los agentes económicos y a los ciudadanos en general.

Sin embargo a pesar de algunos avances, esta estrategia ha logrado un tímido, casi nulo, avance en el sector, detallado en los apartados A, B y C de esta parte IV, entre otras causas se destacan la siguientes:

•

La crisis económica regional y de la economía de Uruguay, inciada en 1999, generó un aumento en el costo del capital por el incremento observado en el riesgo país. Ello pone una limitante severa a los proyectos privados capitál intensivos, como los que caracterizan al sector en todas sus etapas. Además, la reducción en la demanda y en el poder adquisitivo de la población también generan un ambiente menos atractivo para los inversores. Sumado al grado de inseguridad en los abastecimientos de la fuente GN.

•

Mantener la propiedad estatal, sin separación contable, en los dos grandes actores del sistema, en un mercado pequeño requiere de una regulación muy eficaz para alentar a una participación privada de cierta importancia y/o para regular los propios servicios monopólicos naturales, públicos o privados. En este sentido ha habido varios factores negativos:

o

En general, las empresas públicas mantuvieron un rol de regulación y planificación sectorial que teóricamente corresponde a otros entes del sector público como el MIEM o la agencia reguladora, lo que implica en lo hechos la toma de decisiones correctas desde lo empresarial pero no necesariamente alineadas desde la óptica país.

o

El mantenimiento de los roles anteriormente comentado es permitido, de hecho o de derecho, debido a un arreglo institucional de marcada ineficiencia estructural y operativa del estado en el área energía.

o

En combustibles líquidos no mejoró el marco normativo para asegurar un mínimo de competencia, en los hechos no existe una ley marco. No se avanzó en la desmonopolización de la importación por restricciones legales que no pudieron ser modificadas, no se culminó la separación contable de las diferentes etapas en las cuales participa ANCAP, de modo de avanzar en una efectiva utilización común de activos

375

estratégicos para importar a bajo costo, no se mejoraron los contratos en la etapa de comercialización de combustibles líquidos y de gas licuado, manteniendo concesiones precarias con precios que no siguen el patrón de las paridades de importación. De ese modo, no se transparentó la existencia o no de subsidios encubiertos a la empresa estatal, referidos a los costos económicos del servicio.

o

En el mercado eléctrico se avanzó en la legislación de fondo creando, en el papel, un mercado eléctrico mayorista y previendo mayor participación privada. Se creó un regulador independiente en teoría, pero extremadamente dependiente del ejecutivo de turno en los hechos, que propone los valores agregados de distribución y transporte en base a criterios económicos –valores que hasta la fecha no se aprovaron oficialmente-. Pero los avances legales tuvieron dificultades prácticas, fundamentalmente por la dependencia mencionada y por el arreglo institucional. No se trabajó en mejorar los incentivos para tener generación privada; de hecho luego de varios intentos fallidos UTE terminará haciendo la nueva central térmica con gas importado de la Argentina, y se mantuvo fuera de la oferta en el mercado mayorista a la segunda empresa estatal generadora (Salto Grande). Tampoco se logró todavía separar el despacho de cargas de la empresa pública o que funcione el mercado mayorista, aunque sí se pudo avanzar en la separación contable de UTE que permitirá, pues aún no se ha aplicado oficialmente, una mejor intervención por parte del regulador. A su vez, el gobierno acaba de asignar la reserva del sistema también a la empresa pública, al asegurarle una remuneración por sus centrales térmicas de reserva.

o

En el caso del gas natural no existe una ley marco. El regulador propuso fijar los valores agregados de transporte y distribución en base a criterios económicos, pero fue necesario renegociar el contrato existente en el área de Montevideo para que la empresa privada convirtiera su producto a gas natural. La crisis económica y algunos defectos en el marco contractual parecen haber limitado las inversiones en este campo. Finalmente, se mantuvo una presencia activa de ANCAP no sólo en la importación, sino también como socio en otros segmentos del mercado.

•

En cuanto a los recursos energéticos el país no cuenta con evidencia de existencia de recursos combustibles (petroleo o GN) por poca inversión en exploración, tiene agotados sus reservas hídiricas de porte (no así las distribuidas) y no cuenta con un relevamiento cabal de la potencialidad física de contar con recursos renovables (eólico, biomasa y cultivos enegéticos) sumado a la falta de una estratégica productiva de promosición.

•

En cuanto a dimensionar la magnitud del problema, no existe una estimación de la demanda desde una visión global del país –mucho menos una prospectiva energética-, dado que estas hoy estas proyecciónes pariciales las realizan las empresas UTE y ANCAP.

•

Poca diferenciación entre los roles y potestades del ministerio de economia y el de industria y energía a los efectos de la definición y criterios de imposición a los servicios energéticos, lo que deriva en la falta de transparencia en los impuestos, y sus argumentaciones, aplicados.

•

Los precios relativos actuales de los energéticos, implican que no existe interés ní de los sectores residenciales ní de los industriales (sumado a la variable inseguridad), para sustituir por GN los usos calóricos correspondientes; tampoco existe una estimación desde el punto de vista de la sociedad si es conveniente la penetración del vector GN en los usos finales con mercado potencial.

376

Conclusión General: “La problemática estructural” El logro de los objetivos de la política energética actual, o futuras, a traves de intrumentos adecuados, son de difícil cumplimiento en tanto no se implementen en primer lugar instrumentos institucionales-regulatorios que clarifiquen los roles de planificador, regulador y empresario del estado en sector energía, que marcan en la actualidad una ineficiencia e ineficacia regulatoria y operativa del Estado en todas sus dimensiones del sector energía. Está clarificación de roles solo es posible, atento a que los actores públicos según su status jurídico y ubicación en el estado influyen de diferentes maneras en las reglas del juego (marcos reguladores) y su aplicación (regulador), mediante una reforma legal que busque la reorganización institucional de los actores públicos del sector energía asociado al esclarecimiento de los roles y funciones específicas. Como corolario de lo anterior se desprende que no existe experiencia específica, de “cómo hacer”, en el Uruguay para formular, mucho menos de instrumentar, una política energética orgánica y sistémica que sea de una visión de Estado; y no como en la actualidad que es marcada por las acciones descoordinadas de los diferentes agentes sectoriales.

Conclusiones Particulares o

el “status cuo” de los roles y funciones de los actuales actores del sector energía del Uruguay, y en parte la crisis regional, han reducido a nada los avances en la política energética trazada, sumado ahora a la inseguridad del abastecimiento regional de GN.

o

todavía no hay una separación plena de los roles empresariales y regulatorios del Estado (aún en casos en que formalmente es así); y por otro lado es nulo el avance en la separación de los roles planificador y empresarial del Estado.

o

lo anterior implica que no existe el referente del Estado, tanto para agentes y consumidores, en materia de energía; provocando un lógico grado de inseguridad en las acciones o direcciones que los diferentes actores del sector toman.

o

no se realiza una prospectiva energética central de estado, que oriente (de forma indicativa y/o obligatoria) las inversiones y estrategias de los agentes del sector energía; de hecho cada empresa realiza su estimación sectorial de la demanda, la que es de corto plazo y desacoplada del resto del sector y de la economía.

o

no existe una definición de estado del grado de autarquía que el país requiere en materia de electricidad y las implicancias que esto conlleva en las variables seguridad estratégica, costo de falla y costo de abastecimientos (más aún si se computa la negativa al uso de electricidad a base de energía nuclear). Asociado a esto, o derivado, no existe de manera orgánica y central la estrategia política y técnica de integración que el país necesita.

o

no se calculan, hasta la fecha, los costos económicos de los suministros energéticos de manera independiente al costo de servicio solicitado por las empresas prestadoras; por lo que no se avanzó en transparentar los subsidios eventuales en las cadenas energéticas lo que impone una limitante, por razón de transparencia en los costos, a la competencia entre fuentes por el mercado de usos sustituibles.

o

no es transparente la imposición a los energéticos, en particular el tratamiento de los impactos ambientales; esto refuerza la limitante de competencia marcada anteriormente.

o

respecto de la seguridad de abastecimiento, los problemas en el mercado argentino han aumentado el riesgo de la fuente GN que era uno de los pilares de la estrategia; y si bien existen mayores opciones para los usuarios (la introducción del gas natural es un claro ejemplo), existen todavía limitantes (todavía no hay oferta de GNC, se mantienen los mismos oferentes tradicionales en GLP y líquidos con regulaciones muy estrictas que traban la competencia, y una mayor competencia en el mercado eléctrico mayorista es todavía una asignatura incompleta).

377

V.

Actualización de la política energética del Uruguay: dimensión de la magnitud del problema en función del vector GN; propuesta de una “guía para formular, ejecutar y mantener una política energética de Estado e integración”.

A. El impacto esperado de la llegada del GN al Uruguay: la prospectiva asociada a escenarios de profundidad de penetración global del GN; la simulación y los resultados fundamentales orientados hacia las acciones que permitan delinear estrategias de política energética. 1. Proyecciones de la Demanda a) Introducción En este apartado se presentarán, para Uruguay, los resultados de las proyecciones de la demanda en sus diferentes caracterizaciones relevantes, a saber: energía eléctrica y energía de combustibles en sus formas de derivados de petróleo y gas natural. El enfoque metodológico utilizado está presentado y desarrollado en la Parte III A de esta tesis; así como las simulaciones de modelos para las proyecciones de la demanda por un lado y de escenarios socio-económicos y energéticos por otro, están expuestos en los ítem B y C de dicha Parte III. Este apartado de la tesis, alineado con el objetivo general, busca generar resultados y/o metodologías que permitan ser el punta pie generador de nuevos estudios o revisiones que concluyan en directivas específicas sobre estrategias e instrumentos de política energética. En tal sentido luego de las proyecciones, basadas en la metodología propuesta y a partir de los modelos definidos a partir de ensayos, se pretende cuantificar: o

en lo técnico: las necesidades físicas de energías y de capacidades eléctricas, de GN y de derivados hasta el año 2020, en función de la penetración del GN al uso final.

o

en lo económico: el eventual ahorro desde el punto de vista social, de dicha penetración, así como las variables más sensibles a dicho escenario.

Estos resultados permitirían a los decisores de política energética: o

sobre una base real, de necesidad de potencia y energía, poder implementar el cálculo del porfolio óptimo y de las nuevas interconexiones internacionales conexas a instalar.

o

del monitoreo sistemático de las variables económicas utilizadas, así como del grado de penetración del GN a los usos finales, poder profundizar el estudio a los efectos de definir la política sobre el uso del GN y por tanto de los instrumentos correspondientes.

b) Escenario de profundidad de penetración global del GN en la matriz final de energía. o o o

Escenarios socio-económico: PBI entre 1% y 5% de crecimiento anual, población con crecimiento histórico 0,65% anual. Escenario energético interno: Penetración del GN a la matriz final de energía entre 2%(actual) y 20%(máximo teórico). Escenario regional: El escenario referente regional definido en la parte III, C

378

c) Los Resultados Fundamentales Proyección De La Evolución De La Demanda De Electricidad305 Gráfico 165 EVOLUCION DE LA ENERGIA ANUAL (TWH). ESCENARIO PBI=1%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% ELECTRICIDAD=4,7% ENERGIA FINAL 16 14 12 10 8 6 4 2 80

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SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

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SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

Gráfico 166 EVOLUCION DE LA POTENCIA PICO (MW). ESCENARIO PBI=1%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% ELECTRICIDAD=4,7% ENERGIA FINAL 3000

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SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

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SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

Obs. : Los porcentajes de sustitución al 2025, son sobre la porción de mercado disputable o sustituible; es decir sobre el 20% relativo a la electricidad o sobre el 4,7% absoluto de la energía final total.

305

La tasa de sustitución máxima del 20% de la electricidad, correspondiente al 4,7% de la energía final total, se compone tal como se presentó en al capítulo de energía útil, de aproximadamente 17% correspondiente al sector residencial en los usos (cal. Agua, calefacción y cocción) y uno 3% del sector industrial.

379

Gráfico 167 EVOLUCION DE LA ENERGIA ANUAL (TWH). ESCENARIO PBI=2%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% ELECTRICIDAD=4,7% ENERGIA FINAL 16 14 12 10 8 6 4 2 80

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SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

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SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

Gráfico 168 EVOLUCION DE LA POTENCIA PICO (MW). ESCENARIO PBI=2%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% ELECTRICIDAD=4,7% ENERGIA FINAL 3000

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SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

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SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

380

Gráfico 169 EVOLUCION DE LA ENERGIA ANUAL (TWH). ESCENARIO PBI=3%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% ELECTRICIDAD=4,7% ENERGIA FINAL 18 16 14 12 10 8 6 4 2 80

85

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00

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SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

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SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

Gráfico 170 EVOLUCION DE LA POTENCIA PICO (MW). ESCENARIO PBI=3%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% ELECTRICIDAD=4,7% ENERGIA FINAL 3000

2500

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1500

1000

500 80

85

90

95

00

SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

05

10

15

20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

381

Gráfico 171 EVOLUCION DE LA ENERGIA ANUAL (TWH). ESCENARIO PBI=4%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% ELECTRICIDAD=4,7% ENERGIA FINAL 20

16

12

8

4

0 80

85

90

95

00

05

SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

10

15

20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

Gráfico 172 EVOLUCION DE LA POTENCIA PICO (MW). ESCENARIO PBI=4%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% ELECTRICIDAD=4,7% ENERGIA FINAL 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 80

85

90

95

00

SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

05

10

15

20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

382

Gráfico 173 EVOLUCION DE LA ENERGIA ANUAL (TWH). ESCENARIO PBI=5%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% ELECTRICIDAD=4,7% ENERGIA FINAL 20

16

12

8

4

0 80

85

90

95

00

05

SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

10

15

20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

Gráfico 174 EVOLUCION DE LA POTENCIA PICO (MW). ESCENARIO PBI=5%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% ELECTRICIDAD=4,7% ENERGIA FINAL 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 80

85

90

95

00

SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

05

10

15

20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

383

Proyección De La Evolución De La Demanda De Petróleo Crudo

306

Gráfico 175 EVOLUCION DEL CRUDO ( Miles BBL/dia). ESCENARIO PBI=1%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=24% COMBUSTIBLES=13,8% ENERGIA FINAL TOTAL

80 70 60 50 40 30 20 10 80

85

90

95

00

05

SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

10

15

20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

Gráfico 176 EVOLUCION DEL CRUDO ANUAL ( Milones BBL/año). ESCENARIO PBI=1%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=24% COMBUSTIBLES=13,8% ENERGIA FINAL TOTAL

30

25

20

15

10

5 80

85

90

95

00

SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

306

05

10

15

20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

La tasa de sustitución máxima del 24% de derivados, correspondiente a unos 13,8 % de la energía total final, se compone de un mercado compuesto por aproximadamente a 18% de usos industriales, unos 4% de usos de transporte y 2% residencial.

384

Gráfico 177 EVOLUCION DEL CRUDO ( Miles BBL/dia). ESCENARIO PBI=2%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=24% COMBUSTIBLES=13,8% ENERGIA FINAL TOTAL

80 70 60 50 40 30 20 10 80

85

90

95

00

05

SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

10

15

20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

Gráfico 178 EVOLUCION DEL CRUDO ANUAL ( Milones BBL/año). ESCENARIO PBI=2%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=24% COMBUSTIBLES=13,8% ENERGIA FINAL TOTAL

30

25

20

15

10

5 80

85

90

95

SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

00

05

10

15

20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

385

Gráfico 179 EVOLUCION DEL CRUDO ( Miles BBL/dia). ESCENARIO PBI=3%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=24% COMBUSTIBLES=13,8% ENERGIA FINAL TOTAL

100

80

60

40

20

0 80

85

90

95

00

05

SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

10

15

20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

Gráfico 180 EVOLUCION DEL CRUDO ANUAL ( Milones BBL/año). ESCENARIO PBI=3%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=24% COMBUSTIBLES=13,8% ENERGIA FINAL TOTAL

30

25

20

15

10

5 80

85

90

95

SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

00

05

10

15

20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

386

Gráfico 181 EVOLUCION DEL CRUDO ( Miles BBL/dia). ESCENARIO PBI=4%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=24% COMBUSTIBLES=13,8% ENERGIA FINAL TOTAL

100

80

60

40

20

0 80

85

90

95

00

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SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

10

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20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

Gráfico 182 EVOLUCION DEL CRUDO ANUAL ( Milones BBL/año). ESCENARIO PBI=4%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=24% COMBUSTIBLES=13,8% ENERGIA FINAL TOTAL

35 30 25 20 15 10 5 80

85

90

95

SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

00

05

10

15

20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

387

Gráfico 183 EVOLUCION DEL CRUDO ( Miles BBL/dia). ESCENARIO PBI=5%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=24% COMBUSTIBLES=13,8% ENERGIA FINAL TOTAL

100

80

60

40

20

0 80

85

90

95

00

05

SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

10

15

20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

Gráfico 184 EVOLUCION DEL CRUDO ANUAL ( Milones BBL/año). ESCENARIO PBI=5%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=24% COMBUSTIBLES=13,8% ENERGIA FINAL TOTAL

35 30 25 20 15 10 5 80

85

90

95

SUST AL 2025= 0 % SUST AL 2025= 25 % SUST AL 2025= 50 %

00

05

10

15

20

25

SUST AL 2025= 75 % SUST AL 2025= 100 %

388 307

Proyección De La Evolución De La Demanda De Gas Natural Gráfico 185

EVOLUCION DEL GN BRUTO (Millones m^3/dia). ESCENARIO PBI=1%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% DE LA ENERGÍA FINAL TOTAL

8

6

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SUST AL 2025=0% SUST AL 2025=5% SUST AL 2025=10%

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25

SUST AL 2025=15% SUST AL 2025=20%

Gráfico 186 EVOLUCION DEL GN BRUTO ANUAL(Millones m^3/año). ESCENARIO PBI=1%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% DE LA ENERGÍA FINAL TOTAL

2500

2000

1500

1000

500

0 80

85

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00

SUST AL 2025=0% SUST AL 2025=25% SUST AL 2025=50%

307

05

10

15

20

25

SUST AL 2025=75% SUST AL 2025=100%

La tasa de sustitución a GN depende de las respectivas tasas de sustitución de electricidad (máximo 4,7% del total Efinal), derivados de petróleo (máximo 13,8% del total Efinal) y leña (máximo 1,5% del total Efinal). Siendo muchas las combinaciones posibles, se optó por marcar el fenómeno y su impacto desde el GN; es decir se definió una tasa total de sustitución al 2025 del total de energía final total para GN, la que tiene un máximo teórico del 20%. Tal como se mencionó, cada valor de tasa total de sustitución puede armarse en teoría con diferentes combinaciones de las tasas relativas de los 3 energéticos relevantes en Uruguay.

389

Gráfico 187 EVOLUCION DEL GN BRUTO (Millones m^3/dia). ESCENARIO PBI=2%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% DE LA ENERGÍA FINAL TOTAL

8

6

4

2

0 80

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00

05

SUST AL 2025=0% SUST AL 2025=5% SUST AL 2025=10%

10

15

20

25

SUST AL 2025=15% SUST AL 2025=20%

Gráfico 188 EVOLUCION DEL GN BRUTO ANUAL(Millones m^3/año). ESCENARIO PBI=2%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% DE LA ENERGÍA FINAL TOTAL

2500

2000

1500

1000

500

0 80

85

90

95

00

SUST AL 2025=0% SUST AL 2025=25% SUST AL 2025=50%

05

10

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SUST AL 2025=75% SUST AL 2025=100%

25

390

Gráfico 189 EVOLUCION DEL GN BRUTO (Millones m^3/dia). ESCENARIO PBI=3%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% DE LA ENERGÍA FINAL TOTAL

8

6

4

2

0 80

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00

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SUST AL 2025=0% SUST AL 2025=5% SUST AL 2025=10%

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SUST AL 2025=15% SUST AL 2025=20%

Gráfico 190 EVOLUCION DEL GN BRUTO ANUAL(Millones m^3/año). ESCENARIO PBI=3%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% DE LA ENERGÍA FINAL TOTAL

2500

2000

1500

1000

500

0 80

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SUST AL 2025=0% SUST AL 2025=25% SUST AL 2025=50%

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SUST AL 2025=75% SUST AL 2025=100%

25

391

Gráfico 191 EVOLUCION DEL GN BRUTO (Millones m^3/dia). ESCENARIO PBI=4%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% DE LA ENERGÍA FINAL TOTAL

8

6

4

2

0 80

85

90

95

00

05

SUST AL 2025=0% SUST AL 2025=5% SUST AL 2025=10%

10

15

20

25

SUST AL 2025=15% SUST AL 2025=20%

Gráfico 192 EVOLUCION DEL GN BRUTO ANUAL(Millones m^3/año). ESCENARIO PBI=4%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% DE LA ENERGÍA FINAL TOTAL

3000 2500 2000 1500 1000 500 0 80

85

90

95

00

SUST AL 2025=0% SUST AL 2025=25% SUST AL 2025=50%

05

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20

SUST AL 2025=75% SUST AL 2025=100%

25

392

Gráfico 193

EVOLUCION DEL GN BRUTO (Millones m^3/dia). ESCENARIO PBI=5%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% DE LA ENERGÍA FINAL TOTAL

8

6

4

2

0 80

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00

05

SUST AL 2025=0% SUST AL 2025=5% SUST AL 2025=10%

10

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SUST AL 2025=15% SUST AL 2025=20%

Gráfico 194 EVOLUCION DEL GN BRUTO ANUAL(Millones m^3/año). ESCENARIO PBI=5%. MERCADO SUSTITUIBLE MAX=20% DE LA ENERGÍA FINAL TOTAL

3000 2500 2000 1500 1000 500 0 80

85

90

95

00

SUST AL 2025=0% SUST AL 2025=25% SUST AL 2025=50%

05

10

15

20

SUST AL 2025=75% SUST AL 2025=100%

25

393

2. Proyecciones de las necesidades de oferta de abastecimiento. La filosofía de los resultados a obtener, tal lo expresado y fundamentado a lo largo de las primeras partes de esta investigación, es obtener a escala nacional y a comportamientos anuales los grandes números que orientan a las decisiones finales de qué inversiones realizar. Si bien la demanda se presentó de manera detallada en función de crecimientos promedio de la economía de tipo pesimista, medio y optimista, en el caso de las inversiones robustas 308 necesarias tiene sentido asociarlas a un escenario socio-económico “medio-optimista”, sin olvidar el estadio histórico de desarrollo y la ubicación internacional y regional de Uruguay. Por lo anterior, y sumado al hecho que los grandes senderos posibles en la nueva política energética pasan por la definición o no sobre el usos del gas natural más allá de la generación en centrales eléctricas, se definirá el análisis sobre un crecimiento de la economía promedio para los próximos 15 años –pensando en el 2020- de 4% anual acumulativo y sensibilizado en función de las tasas de sustitución a gas natural entre el máximo teórico marcado por las actuales modalidades de consumos del país y el mínimo marcado por el no hacer nada o 309 seguir con elasticidades sustitución nulas entre los energéticos finales en el país. En cuanto a la energía eléctrica, tal como se fundamentó en la parte II, se comparará la proyección de la demanda de energía y potencia pico anual con la potencia firme del país y su energía asociada a efecto de obtener en el horizonte y en función de las tasas de sustitución a GN, las necesidades de potencia firme de largo plazo a ser adicionadas en forma de nuevas 310 centrales a GN en el país combinadas con los contratos de potencia y energía asociada de los países limítrofes. En cuanto a las redes de transmisión, tal como se presentó en el capítulo de infraestructura, la sobre dimensión lógica de estas redes tal cual pasa en general con la planificación centralizada tradicional permite no tener mayores congestiones y por tanto no se 311 transforma en un cuello de botella para la generación. En cuanto a los refinados y el petróleo crudo necesario, se compara la proyección de la demanda de refinados esperados con la capacidad actual proyectada y luego de definir la 312 cantidad de refinados importados se obtiene la necesidad de crudo a importar por el país en función de la tasa de sustitución a gas natural de derivados de petróleo. Sobre el GN directamente se computan el consumo en la centrales térmica proyectada derivado de contratos “take or pay” por 15 años, a lo que se adiciona el consumo final en función de la tasa de sustitución total a gas natural del resto de los energéticos finales comerciales y de la leña. En las páginas siguientes se presentan en primer lugar de manera gráfica para el PBI definido y para cada energético la evolución de la demanda y la instalación actual (en generación, refinación y gasoductos) en función de las tasas de sustitución. La misma información de los gráficos finalmente se adiciona en tablas, pudiendo cuantificarse las necesidades de energía e infraestructuras referidas a las correspondientes a la tasa nula de sustitución a gas natural de usos finales.

308

Repitiendo lo expresado en partes anteriores de esta tesis, planificar para una economía con una crecimiento promedio esperado en 15 años inferior al 3% anual es muy fácil y en buen romance es planificar pensando en una “Africanización” de la región. Cosa que dista del espíritu que alimentó a realizar esta investigación. 309

Esto queda demostrado, ver Parte III-B-ensayos econométricos, que en el caso de Uruguay los modelos eléctricos, por ejemplo, arrojan resultados formidables sin necesidad de remediarlos; es decir la falta de variables precio de sustitutos no altera el resultado. 310 Esto también forma parte de definiciones de política energética, es decir hasta que % de la demanda es razonable tener respaldo externo, siendo el de los últimos años aproximadamente de un 25% del pico anual. 360MW sobre unos 1400 MW pico. 311 Las eventuales obras de porte, están ligadas a la viabilidad económica de la interconexión Uruguay-Brasil a efecto de alimentar Porto Alegre mediante electricidad y no mediante GN. 312 Para el país fue y será la política, en función de los proyectos, la importación mínima es decir refinar el máximo del consumo nacional y dejar para saldos los intercambios de importación/exportación.

394

La Necesidad

313

De Oferta De Potencia Y Energía Eléctrica Anual Asociada Gráfico 195 Necesidad de MW adicionales (Instalar y/o Contratar). Potencia Base= Diseño actual + Central a GN_2006. PBI=4% a.ac; Tasas de sustitución referidas al máximo.

2000 1500 1000 500 0 -500 -1000 80

85

90

95

00

SUST_100% SUST_75%

05

10

15

SUST_50% SUST_25%

20

25

SUST_ 0%

Gráfico 196 Demanda de Potencia Pico Anual (MW) y Capacidad Instalada de Diseño (MW)

3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 80

85

90

95

SUST AL 2025=100% SUST AL 2025=75% SUST AL 2025=50%

313

00

05

10

15

20

25

SUST AL 2025=25% SUST AL 2025=0% Potencia Instalada de Diseño

El criterio utilizado para la potencia instalada en régimen N es el empleado hasta la fecha por UTE, el que computa solo la generación hidráulica con un factor de planta y la nueva central a GN a partir del año 2006 con una disponibilidad del 95%. Para el régimen N-1 o de seguridad de suministro se adiciona al cálculo anterior la potencia en las centrales a vapor con una disponibilidad del 90%.

395

El Abastecimiento De Energía Eléctrica Necesaria; Crecimiento Del PBI =4% A.Ac. Cuadro 146 Tasa de Sustitución de la Electricidad al 2025 (% sobre máximo)

TWH 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

100% 7,05 7,10 7,20 7,40 7,64 7,84 8,12 8,33 8,63 8,85 9,17 9,32 9,46 9,60 9,74 9,88 10,14 10,40 10,81 11,10 11,53

75% 7,05 7,10 7,20 7,41 7,66 7,88 8,16 8,39 8,69 8,94 9,27 9,46 9,66 9,86 10,07 10,28 10,58 10,90 11,32 11,66 12,12

50% 7,05 7,10 7,20 7,43 7,68 7,92 8,20 8,45 8,76 9,03 9,37 9,61 9,87 10,13 10,40 10,68 11,03 11,39 11,84 12,23 12,71

25% 7,05 7,10 7,20 7,44 7,70 7,96 8,24 8,52 8,83 9,13 9,46 9,76 10,07 10,40 10,73 11,08 11,48 11,89 12,35 12,80 13,30

0% 7,05 7,10 7,20 7,46 7,72 8,00 8,28 8,58 8,89 9,22 9,56 9,91 10,28 10,66 11,07 11,49 11,93 12,38 12,87 13,37 13,90

Cuadro 147 El Abastecimiento De Potencia Pico Anual Necesario; Crecimiento Del PBI=4% a.ac. Tasa de sustitución de la Electricidad al 2025 (% sobre el máximo)

MW_Pico 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

100% 1387 1437 1456 1509 1531 1587 1575 1564 1554 1544 1534 1558 1583 1645 1672 1738 1768 1838 1871 1925 1982

75% 1402 1453 1480 1534 1564 1622 1628 1634 1641 1648 1656 1691 1728 1795 1835 1907 1951 2029 2076 2143 2212

50% 1418 1469 1505 1560 1599 1658 1682 1707 1732 1759 1787 1835 1885 1958 2013 2092 2152 2238 2302 2383 2467

25% 1433 1485 1530 1585 1634 1694 1738 1783 1829 1878 1928 1991 2056 2136 2208 2295 2373 2468 2553 2649 2750

0% 1449 1501 1555 1612 1670 1732 1796 1862 1932 2005 2081 2161 2244 2331 2422 2518 2618 2722 2832 2947 3067

396

Instalación De Potencia Pico Adicional Necesaria; Crecimiento Del PBI=4% a.ac. Cuadro 148 ?MW_Pico Tasa de sustitución de la Electricidad al 2025 (% sobre el máximo) PBI=4% 100% 75% 50% 25% 0% 2005 313 328 344 359 375 2006 21 37 53 69 85 2007 41 6 89 114 139 2008 93 118 144 169 196 2009 115 149 183 218 255 2010 171 206 242 278 316 2011 160 212 266 322 380 2012 149 218 291 367 447 2013 138 225 317 414 516 2014 128 232 343 462 589 2015 118 240 371 512 665 2016 143 275 419 575 745 2017 168 312 469 641 828 2018 229 379 542 720 915 2019 256 419 597 792 1.007 2020 322 491 676 879 1.102 2021 352 535 736 957 1.202 2022 423 613 822 1.052 1.306 2023 455 660 887 1.137 1.416 2024 509 727 967 1.233 1.531 2025 566 796 1.051 1.334 1.651

De los cuadros anteriores se desprende que dependiendo de los objetivos de sustitución planteados al año 2025 se obtienen ahorros en generación de energía y en los servicios de redes a efectos de despachar dicha energía y especialmente la demanda máxima. En la medida que la tasa de sustitución de electricidad por GN aumenta, mayores son los ahorros obtenidos para el servicio de electricidad. Al final de este ítem y luego de analizar los combustibles se cuantificará económicamente los ahorros de la opción de sustituir respecto a la de no hacerlo. De los mismos datos se desprende la necesidad de que la nueva potencia disponible en generación para despachar la energía en régimen N, depende de la opción de sustituir o no. A saber, para el año 2020 de análisis de necesidad de inversiones, se desprende del cuadro anterior que: para una sustitución del 0%, al año 2025, del mercado disputable de electricidad se necesitan unos 1100 MW adicionales a proveerlos mediante contratos de potencia y energía asociada y/o mediante nuevas centrales a GN; en el otro extremo para una tasa de sustitución del 100%, al año 2025, del mercado disputable de electricidad se necesitan unos 320 MW a proveer del mismo modo. El mismo análisis para las tasas de 0% y 100% de sustitución, pero de manera temporal, infiere que se logra un retraso de unos 10 u 11 años en la necesidad de disponer cada MW adicional. A modo de ejemplo la necesidad de MW del año 2020 para la tasa de 100% es de 322 MW, siendo esta misma potencia ya necesaria para el año 2010-2011 para la tasa de sustitución del 0%. 314

En cuanto al ahorro físico de energía a generar, en todo el período de análisis se desprende que respecto a la opción de tasa nula los ahorros obtenidos de las tasas de sustitución del 25%,50%,75% y 100% son respectivamente de TWH: 8,1; 16,2; 24,2 y 32,3.

314

El ahorro económico necesita actualizar al valor del dinero en el tiempo y será calculado en la sección siguiente.

397

La Necesidad

315

De Oferta De Crudo Y Capacidad De Refino Anual. Gráfico 197 Demanda de Crudo (kbbl/d) y Capacidad de Refino Proyectada (kbbl/d)

100

80

60

40

20

0 80

85

90

95

00

05

SUST AL 2025=100% SUST AL 2025= 75% SUST AL 2025= 50%

10

15

20

25

SUST AL 2025= 25% SUST AL 2025= 0% CAPACIDAD DE REFINO

Gráfico 198 Demanda Anual de Crudo (Millones bbl/año). Tasas Sustitución Referidas al Máximo Disputable

35 30 25 20 15 10 5 80

85

90

95

00

SUST AL 2025=100% SUST AL 2025= 75% SUST AL 2025= 50%

315

05

10

15

20

25

SUST AL 2025= 25% SUST AL 2025= 0%

La capacidad de refino actual incluye el proyecto en finalización, presentado en el capítulo de infraestructura, por el cual se lleva de 37 a 50 mil barriles diarios la capacidad instalada.

398

El Abastecimiento De Crudo Anual Necesario; Crecimiento Del PBI =4% a.ac. Cuadro 149 PBI=4% Tasa de sustitución de derivados al 2025 (% sobre el máximo) MMbbl/año 100% 75% 50% 25% 2005 13,3 13,4 13,4 13,5 2006 13,8 13,9 14,0 14,1 2007 14,2 14,4 14,5 14,6 2008 14,8 15,0 15,1 15,2 2009 15,3 15,5 15,6 15,8 2010 15,9 16,1 16,3 16,5 2011 16,2 16,5 16,8 17,1 2012 16,4 16,9 17,3 17,7 2013 16,7 17,2 17,8 18,4 2014 16,9 17,6 18,4 19,1 2015 17,2 18,0 18,9 19,8 2016 17,7 18,6 19,6 20,6 2017 18,2 19,2 20,3 21,4 2018 19,0 20,1 21,2 22,3 2019 19,5 20,8 22,0 23,3 2020 20,4 21,7 23,0 24,3 2021 21,0 22,4 23,9 25,3 2022 21,9 23,4 24,9 26,4 2023 22,5 24,2 25,9 27,5 2024 23,4 25,2 26,9 28,7 2025 24,2 26,2 28,1 30,0

0% 13,6 14,2 14,8 15,4 16,0 16,7 17,4 18,2 19,0 19,8 20,6 21,5 22,5 23,5 24,5 25,6 26,7 27,9 29,2 30,5 31,9

El Abastecimiento Máximo Diario De Crudo; Crecimiento Del PBI=4% a.ac. Cuadro 150 PBI=4% Tasa de sustitución de derivados al 2025 (% sobre el máximo) kbbl/d 100% 75% 50% 25% 0% 2005 36,4 36,6 36,8 37,1 37,3 2006 37,9 38,1 38,4 38,6 38,8 2007 39,0 39,4 39,7 40,1 40,4 2008 40,6 41,0 41,4 41,8 42,1 2009 41,8 42,3 42,9 43,4 43,9 2010 43,6 44,1 44,7 45,2 45,8 2011 44,3 45,2 46,0 46,9 47,7 2012 45,0 46,2 47,4 48,6 49,8 2013 45,7 47,3 48,8 50,4 51,9 2014 46,4 48,3 50,3 52,2 54,2 2015 47,0 49,4 51,8 54,2 56,5 2016 48,4 51,0 53,7 56,4 59,0 2017 49,8 52,7 55,7 58,6 61,6 2018 52,0 55,0 58,1 61,2 64,3 2019 53,5 56,9 60,3 63,7 67,2 2020 55,8 59,4 63,0 66,6 70,1 2021 57,4 61,4 65,4 69,3 73,3 2022 60,0 64,1 68,3 72,4 76,5 2023 61,8 66,3 70,9 75,4 80,0 2024 64,0 68,9 73,8 78,7 83,6 2025 66,4 71,7 76,9 82,1 87,4

399

Instalación De Capacidad De Refino Adicional; Crecimiento Del PBI=4% a.ac. Cuadro 151 PBI=4% Tasa de sustitución de derivados al 2025 (% sobre el máximo) kbbl/d 100% 75% 50% 25% 0% 2005 -13,6 -13,4 -13,2 -12,9 -12,7 2006 -12,1 -11,9 -11,6 -11,4 -11,2 2007 -11,0 -10,6 -10,3 -9,9 -9,6 2008 -9,4 -9,0 -8,6 -8,2 -7,9 2009 -8,2 -7,7 -7,1 -6,6 -6,1 2010 -6,4 -5,9 -5,3 -4,8 -4,2 2011 -5,7 -4,8 -4,0 -3,1 -2,3 2012 -5,0 -3,8 -2,6 -1,4 -0,2 2013 -4,3 -2,7 -1,2 0,4 1,9 2014 -3,6 -1,7 0,3 2,2 4,2 2015 -3,0 -0,6 1,8 4,2 6,5 2016 -1,6 1,0 3,7 6,4 9,0 2017 -0,2 2,7 5,7 8,6 11,6 2018 2,0 5,0 8,1 11,2 14,3 2019 3,5 6,9 10,3 13,7 17,2 2020 5,8 9,4 13,0 16,6 20,1 2021 7,4 11,4 15,4 19,3 23,3 2022 10,0 14,1 18,3 22,4 26,5 2023 11,8 16,3 20,9 25,4 30,0 2024 14,0 18,9 23,8 28,7 33,6 2025 16,4 21,7 26,9 32,1 37,4

De los cuadros anteriores se desprende que dependiendo de los objetivos de sustitución planteados al año 2025 se obtienen diferentes ahorros en las necesidades de crudo y en los servicios de refino a efectos de despachar las necesidades de derivados de petróleo. En la medida que la tasa de sustitución de derivados por GN aumenta, mayores son los ahorros obtenidos para el servicio de provisión de derivados, incluida la adquisición del crudo. Al final de este ítem se cuantificará económicamente los ahorros de la opción de sustituir respecto a la de no hacerlo. En cuanto a las diferencias físicas analizadas en este ítem, y respecto a la necesidad de nueva capacidad en refino –o en su defecto importarlos- para proveer localmente los derivados; se ve disminuida en función del aumento de la tasa de sustituir derivados por GN. A saber, para el año 2020 del análisis de necesidad de inversiones, se desprende del cuadro anterior que: para una sustitución del 0%, al año 2025, del mercado disputable de derivados se necesitan unos 20 kbbl/día adicionales; en el otro extremo para una tasa de sustitución del 100%, al año 2025, del mercado disputable de derivados se necesitan unos 6 kbbl/día a proveer del mismo modo. El mismo análisis para las tasas de 0% y 100% de sustitución, pero de manera temporal, infiere que se logra un retraso de unos 5 años en la necesidad de disponer de una capacidad adicional por kbbl/d. A modo de ejemplo la necesidad del año 2020 para la tasa de 100% es de 5,8 kbbl/d; siendo esta misma capacidad ya necesaria para el año 2014-2015 para la tasa de sustitución nula. En cuanto al ahorro316 físico de crudo, o refinados a importar, en todo el período de análisis se desprende que respecto a la opción de tasa nula los ahorros obtenidos de las tasas de sustitución del 25%,50%,75% y 100% son respectivamente de Millones de Barriles: 17,8; 35,5; 53,3 y 71,1.

316

El ahorro económico necesita actualizar al valor del dinero en el tiempo y será calculado en la sección siguiente.

400 317

La Necesidad De Oferta De GN Y Capacidad De Transporte. Gráfico 199 Demanda Bruta de GN (Millones de m^3/d). Capacidad de Transporte Máxima. PBI=4% a.ac. Tasa de Sustitución Global, Meta al 2025. 12 10 8 6 4 2 0 80

85

90

95

SUST AL 2025= 0% SUST AL 2025= 5% SUST AL 2025= 10%

00

05

10

15

20

SUST AL 2025= 15% SUST AL 2025= 20% CAP_MAX_GCS + GCBL

25 CAP_MAX_GCDS

Gráfico 200 Demanda Bruta Anual de GN (Millones de m^3). Tasas de Sustitución Global, Meta al 2025.

3000 2500 2000 1500 1000 500 0 80

85

90

95

00

SUST AL 2025= 0% SUST AL 2025= 5% SUST AL 2025= 10%

317

05

10

15

20

25

SUST AL 2025= 15% SUST AL 2025= 20%

La capacidad de transporte base máxima actual al 2004 se refiere a los gasoductos de transporte de GN entre la Argentina y los “city-gate” y es la presentada en el capítulo de infraestructura salvo el gasoducto litoral Paysandú que no influye en las grandes alternativas a seguir. Para llegar a esta capacidad en necesario adicionar respectivamente en el GCDS y GCBL sendas plantas compresoras; en los hechos actualmente el máximo de transportes es de 2 3 3 millones de m para los GCDS y GCBL y de 1 millón de m para GLitoral. Siendo los máximos teóricos de 5,5; 5 y 2,5 millones de m3 respectivamente para GCDS, GCBL y GLitoral.

401

El Abastecimiento Máximo Diario De GN; Crecimiento Del PBI=4% a.ac. Cuadro 152 318 PBI=4% Tasa de sustitución global a GN, en el año 2025 6 3 10 m /dia 20% 15% 10% 5% 0% 2005 0,24 0,18 0,12 0,06 0,02 2006 1,80 1,74 1,68 1,62 1,58 2007 1,94 1,84 1,75 1,65 1,59 2008 1,95 1,85 1,76 1,66 1,60 2009 2,11 1,97 1,83 1,69 1,61 2010 2,13 1,99 1,84 1,70 1,61 2011 2,46 2,23 2,01 1,78 1,65 2012 2,81 2,49 2,18 1,87 1,68 2013 3,19 2,78 2,37 1,96 1,72 2014 3,59 3,08 2,57 2,06 1,76 2015 4,03 3,41 2,79 2,18 1,80 2016 4,32 3,63 2,94 2,25 1,83 2017 4,63 3,86 3,09 2,33 1,86 2018 4,77 3,96 3,16 2,36 1,88 2019 5,11 4,22 3,33 2,44 1,91 2020 5,27 4,34 3,41 2,48 1,93 2021 5,66 4,63 3,61 2,58 1,97 2022 5,84 4,77 3,70 2,63 1,98 2023 6,27 5,09 3,91 2,73 2,03 2024 6,61 5,35 4,08 2,82 2,06 2025 6,97 5,62 4,26 2,91 2,10 El Abastecimiento De GN Anual Necesario; Crecimiento Del PBI =4% a.ac. Cuadro 153 PBI=4% Tasa de sustitución global a GN, en el año 2025 6 10 m^3/año 20% 15% 10% 5% 2005 86,3 64,7 43,2 21,6 2006 657 635 613 590 2007 708 673 638 603 2008 714 677 641 604 2009 770 719 669 618 2010 778 726 673 620 2011 897 815 732 650 2012 1.025 910 796 682 2013 1.163 1.014 865 716 2014 1.312 1.126 940 754 2015 1.472 1.246 1.020 794 2016 1.578 1.326 1.073 820 2017 1.692 1.411 1.130 849 2018 1.740 1.447 1.154 861 2019 1.867 1.542 1.217 892 2020 1.923 1.584 1.245 906 2021 2.065 1.691 1.316 942 2022 2.130 1.740 1.349 958 2023 2.290 1.859 1.429 998 2024 2.413 1.952 1.490 1.029 2025 2.544 2.050 1.556 1.062 318

0% 8,6 577 582 582 588 589 601 613 627 642 658 669 680 685 698 703 717 724 740 752 765

En este caso, a diferencia de la electricidad y derivados, es la tasa absoluta referida a la energía final del año 2025. En el caso de tasa nula 0% el crecimiento observado se debe al aumento vertical de 1,36% anual de la demanda actual, asociado al crecimiento del PBI.

402

En los cuadros anteriores de las necesidades diarias y anuales se desprende que dependiendo de los objetivos de sustitución planteados al año 2025 se obtienen diferentes necesidades anuales en importación, en el caso de Uruguay, de GN y en los servicios de transporte de dicho energético. En la medida que la tasa de sustitución hacia el GN aumenta, sea de electricidad, derivados o leña, mayores son las inversiones o gastos necesarios para el servicio de provisión de GN. En el ítem siguiente se cuantificará económicamente la inversión necesaria, de la opción de sustituir respecto a la de no hacerlo, dejando para este apartado las necesidades físico-técnicas en el tiempo. En cuanto a las diferencias físicas analizadas en este ítem, y respecto a la necesidad de nueva capacidad de transporte en gasoductos, esta se ve aumentada en función del crecimiento de la tasa de sustituir derivados por GN. De todas formas para el año 2020 en primer término y sin adicionar necesidades de generación eléctrica, del análisis de necesidad de inversiones; se desprende del primer cuadro de la página anterior que para cualquier tasa de sustitución no es necesario el aumento de capacidad de transporte refiriéndolo solo al gasoducto Cruz del Sur319 –el que esencialmente proveerá GN en la zona de concentración del 65 al 80 % de la población- y que tiene un máximo de capacidad320 de 5,5 millones de m3 /día. Un segundo aspecto vinculado a la capacidad en gasoductos es el vinculado con las opciones de generación de electricidad, que tal se vio en páginas anteriores, al menos con seguridad incluirá una nueva central a GN en el territorio nacional entre los años 2012 y 2015. Dicho aspecto es el referido a cuál gasoducto utilizar para dicha central, o en otras palabras donde estará ubicada esta central en la zona metropolitana al igual que la primera o en Casa Blanca donde existe un gasoducto sin uso debido a la errónea política energética hasta la fecha. El punto clave radica, analizando el cuadro y gráfico de capacidad, que a efectos de no poner trabas adicionales -a la del crecimiento económico- en la penetración del GN la nueva central necesariamente deberá instalarse en el paraje Casa Blanca; en este caso no será necesario nueva capacidad de transporte de GN hasta mediados de la década 2020-2030. De hacerlo al SUR la sustitución máxima, por temas de capacidad de gasoductos al sur será de aproximadamente un 7,5% de la energía final esperada para el año 2025. 321

En cuanto a las necesidades físicas de GN en todo el período de análisis, se desprende que, respecto a la opción de sustitución nula los incrementos necesarios del energético obtenidos de las tasas de sustitución global del 20%,15%,10 y 5% son respectivamente de Millones de m3 : 16623; 12003; 7388 y 2771.

319

De suponer participación en la sustitución de los otros gasoductos, mayor es el margen de holgura aún. Para lograr este máximo, estrictamente es al superar los 2,2 millones de m3/día, debe instalarse una segunda planta compresora del GSCD en Punta Lara tal lo presentado en la parte de Infraestructura de GN y particularmente del GCDS. 321 El ahorro económico necesita actualizar al valor del dinero en el tiempo y será calculado en el la sección siguiente. 320

403

3. Los aspectos económicos; contribuir a la identificación de las variables relevantes que influyen en la definición de estrategias e instrumentos de PE, asociados a la eficiencia global en función de la penetración del GN al nivel de uso final energético. a) Introducción Los aspectos económicos de los escenarios energéticos posibles, están ligados fuertemente a la reestructuración institucional del sector tal como se vio en esta parte IV-ítem C “diagnóstico energético, aspectos institucional normativo”. Tal reestructura es la única forma de poder implementar políticas de complementariedad entre energéticos, así como un criterio país uniforme en los objetivos de participaciones en la matriz energética final. Partiendo de la base de que el entorno institucional-legal-normativo se adecúa a estas premisas, el objetivo central de la tesis orientando a este capítulo es: o sentar las bases, desde una visión país, con miras a contribuir a la política energética dejando una ejercicio de discusión y análisis, sobre la que se pueda perfeccionar las metodologías y cálculos efectuados, que permita consolidar una visión oficial sobre el uso del vector GN y su penetración en la matriz de energía final a partir de la que se puedan esgrimirse estrategias y/o instrumentos de política energética. El objetivo específico buscado es: o Calcular cualitativamente las influencia de las variables que contribuyen a definir la rentabilidad media social del proyecto penetración del GN al nivel del uso final. Los objetivos conexos son: o Cálculo cuantitativo medio de la rentabilidad social del proyecto penetración del GN al nivel del uso final, con base a valores específicos de las variables independientes. o El propio método utilizado para la valoración económica y las variables definidas

b) El método utilizado Específicamente se medirá el ahorro incremental de los costos del abastecimiento a la demanda a una tasa de penetración del vector GN dada, respecto a la opción de no sustituir nada, en el caso de electricidad y derivados así como el costo del servicio de GN a efecto de abastecer la demanda penetrada. Los resultados, partiendo de que las tasas de sustitución de electricidad y de derivados del petróleo al año 2025 de la matriz de energía final están ligados, es decir existe un grado de libertad menos, se presentarán de dos maneras: como tasas relativas al energético final en cuestión y como tasas absolutas en la matriz de energía final al año 2025. Dentro de las variables testadas se encuentran los incrementos de energía necesaria322, así como el servicio de redes correspondientes y finalmente las nuevas capacidades que se adicionen a la generación o producción para abastecer el aumento incremental de la demanda. Como forma de cálculo, se utilizaron para la energía y para los servicios de redes el método del “valor a nuevo físico valorado a costo medio”, es decir un costo medio único para todo el período de análisis de la energía correspondiente y de los servicios de redes en cuestión. Para la capacidad adicional de generación o producción necesaria se imputo directamente el costo estándar del año de necesidad. El caso base sobre el que se explorará la influencia de las variables en juego, por sensibilidades adecuadas, refleja un escenario de sustitución media del GN así como imputa a las variables valores que reflejan costos económicos estimados medios de largo plazo para los servicios energéticos correspondientes.

322

Vistos en ítem anteriores de este apartado E.

404

c) Las variables utilizadas y su valoración en el caso base: Los costos medios utilizados responden a intentar replicar el costo económico de los servicios, en tal sentido los valores son sin impuestos al consumo. La forma correcta de obtener esto es el cálculo de los márgenes de distribución, trasmisión, almacenamientos, etc., de las cadenas eléctricas, de gas natural y de derivados del petróleo. Tal tarea escapa a esta tesis, y son por sí solas objeto de investigación. De todas formas se buscará tener una guía de estos costos eficientes o económicos, obteniendo con esto un doble efecto, por un lado ver, si los costos fuesen los económicos, cuales son las variables que de todas maneras influyen en la rentabilidad social derivada de los ahorros por penetración del GN a los usos finales; por otro permite una comparación directa con los costos actuales o al menos una referencia.

• Electricidad Energía, se tomo como costo económico el valor asociado a una régimen hídrico medio, derivado de las crónicas del despacho nacional de cargas (DNC), incluidos los costos de potencia. Servicios de red, se calcularon parámetros medios unitarios como el margen anual reconocido por el regulador en su propuesta de enero del 2003 a la distribución y a la transmisión, asociada a la potencia pico del mismo año. Valores: De energía 23 USD/MWh, 323 De transmisión y distribución respectivamente 0,06 USD/MW-pico y 0,224 USD/MW-pico.

• GN Tanto la energía como los servicios de redes, fueron tomados en general desde la Argentina por ser un mercado maduro, ser el sumidero de referencia –suponemos estabilizadas las tarifas internas y los costos-, y por la unión geográfica y de infraestructuras entre los países; también se adicionaron comparaciones internacionales de referencia para los servicios de redes. Comparación internacional de servicios de red de transporte de GN En la cuadros siguientes se presentan a los efectos de poder utilizar un valor del transporte de GN, cercano al económico, los precios “City Gate” de llega de GN a Montevideo y otras regiones del continente América Latina. Claro esta que el GAS a la fecha presenta valores superiores al tomado de la fuente, al menos para contratos desde Uruguay. Cuadro 154. Precio City Gate Del Gas En Montevideo US$/m3 US$/MM Btu A) GAS 0,048 1,313 Precio cuenca neuquina (prom.) 0,055 Precio cuenca austral (prom.) 0,039 B) TRANSPORTE ARGENTINA 0,030 0,810 TF TGS, Nqn-GBA 0,548 0,018 TF TGS, TdF-GBA 0,929 0,031 GAS LINK 0,209 0,007 C) TRANSPORTE URUGUAY GCDS 0,007 0,184 CRC 0,006 0,006 Cargo por m3 0,001 0,001 D) GAS RETENIDO 0,002 0,054 E) CITY GATE MONTEVIDEO (A+B+C) 0,087 2,37 Fuente: ENARGAS, GCDS e informe proyecto PNUD-UR/10-002

323

Dichos valores son promedios por MW_pico medidos en generación, de los costos del servicio de redes propuestos recientemente por la URSEA. Dichos costos en realidad tienen dos componentes, un peaje y una tasa por conexión.

405

Cuadro 155. Precios City Gate. Fin De 2003 Buenos Aires (*) Santiago Montevideo Porto Alegre Monterrey (Mx) Lima San Pablo

us$/m3 0,074 0,085 0,087 0,100 0,102 0,116 0,126

us$/MM Btu 2,00 2,29 2,37 2,70 2,76 3,14 3,41

(*)Actualmente en $. Fuente: GCDS informe proyecto PNUD-UR/10-002

De alguna manera hasta acá puede decirse que la llegada del gas natural como commodity se produce al costo económico, tanto por el precio en boca de pozo considerado como por el costo total del transporte. Otra forma de ver esto sin comparativos es la forma de la licitación efectuada, el menor precio, es decir eficiente por definición. Comparación internacional de servicios de red de distribución de GN En los cuadros siguientes se presentan a los efectos de poder utilizar un valor del margen de la distribución de GN cercano al económico, los precios comparativos medios por tarifa y el margen medio, de GASEBA y otras regiones del continente América Latina. Se desprende que el margen medio de GASEBA esta por sobre la referencia y especialmente el caso de la tarifa residencial, no así en industria y comercio que está alineado con la referencia media regional. Cuadro 156: Valores Medios En Us$/MM Btu (Y us$/m3) A Fin De 2003 Tarifa Media (1) Residencial Brasil Comgas 18,7 (0.69) GN Bogotá 6,2 (0.23) (4) Gaseba Uruguay 12,1 (0.45) (5) Argentina Metrogas 5,2 (0.19) GN México 7,3 (0.27) Chile Metrogas 14,6 (0.54) Peru 9,9 (0.37) Promedio 10,6 (0.39)

Tarifa Media (2) Comercial 13,7 (0.51) 6,8 (0.25) 8,2 (0.30) 4,1 (0.15) 5,1 (0.19) 11,8 (0.44) 8,4 (0.31) 8,3 (0.31)

Tarifa Media Margen Medio (3) Industrial Distribución 5,1 (0.19) 2,3 (0.08) 4,3 (0.16) 2,4 (0.09) 3,7 (0.14) 6,7 (0.25) 2,9 (0.11) 1,1 (0.04) 2,7 (0.10) 1,1 (0.04) 4,5 (0.17) 4,2 (0.16) 3,6 (0.13) 1,4 (0.05) 3,8 (0.14) 2,7 (0.10)

Notas: (1) Consumo de 100m3/mes; (2) Consumo de 750 m3/mes; (3) Consumo de 100 Mm3/mes; (4) Valores de enero 2004; (5) Considera un cambio 1 a 1. Fuente: Tractebel. Febrero 2004 e informe proyecto PNUD-UR/10-002

Se adoptó, ver cuadro anterior, el caso de la red de la ciudad de Lima a efectos del margen medio de distribución de referencia; ya que guarda ciertas similitudes con el de la red de Montevideo en virtud de las siguientes características: o

o o o

Similar supuesto de penetración: Lima con 66% en 7 años, respecto al 68% de Montevideo en 10 años y en ambos casos partiendo de redes prácticamente inexistentes La proyección de incorporaciones al cabo de 7 años da una cantidad de usuarios similar entorno a los 70 mil usuarios Similares costos operativos: 68 dólares por cliente en Montevideo contra 62 dólares en Lima a la luz de datos de las fuentes GASEBA y Tractebel. En ambos casos los clientes pagan un valor similar por la tubería de conexión a la red de distribución y el sistema de regulación y medición, lo que no forma parte del cargo tarifario sino por única vez.

406

En el caso residencial las diferencias vienen dadas por la proyección de consumo, que en Lima es de 22 m3/mes y en Montevideo de 49 m3/mes. Adicionalmente el cargo fijo de la tarifa para Lima es de 0.9 y 4 dólares para bajos y mayores consumos, mientras en Montevideo es de 4.15 y 6.65. Por tanto y a efectos de cerrar este ejercicio, con los considerandos del alcance oportunamente comentados, tomamos como referencia el valor del margen medio324 de la distribuidora de la ciudad de Lima. 325

Valores : De energía CITY GATE Montevideo 2,67 USD/MMBTU. De margen medio de distribución 1,4 USD/MMBTU.

• Derivados del petróleo Se utilizo la referencia metodológica de la paridad de importación de los derivados propuesta por la URSEA, salvo aspectos discutibles para su aplicación al Uruguay. Computando por un lado el barril de referencia de derivados y por otro los márgenes de toda la cadena hasta poner el derivado en el surtidor del estacionero. Valores: Del barril326 de derivado referencia 45USD/BBL Del margen restante327: 7USD/BBL.

• Tasa de actualización Se utilizo una tasa del 10% para el caso base

d) Los Resultados Fundamentales. Modelos Se resumen en primera instancia las ecuaciones de los ahorros e inversión en función de la tasa absoluta de sustitución de energía final y posteriormente se presentan gráficamente los resultados en función de dicha tasa y de la tasa relativa a cada energético. Adicionalmente se presenta el vínculo entre las tasas “OUT” e “IN” es decir la energía penetrada por GN es sacada del resto de los energéticos en los usos pertinentes a ser sustituidos tal cual se demostró en el capítulo de energía útil. Cuadro 157 Ahorro-electricidad (MMUSD)=224,89 * Tasa_sustelec/GN(%), con 0= Tasa_sustelec/GN =4,7%. Ahorro-derivados(MMUSD)=69,48* Tasa_sust

deriv/GN

(%),con 0= Tasa_sust

deriv/GN

=13,8 %.

0=TasaLeña/GN=1,5 %; TasaGN(%)=Tasa_sustelec/GN + Tasa_sustderiv/GN + TasaLeña/GN GN

2

GN

Inversión_GN=0,683 * [Tasa (%)] + 19,79 * Tasa (%)],con 0= Tasa

324

GN

=20 %.

Se puede calcular la tarifa para la tarifa 49 m3/mes de GASEBA, media residencial de referencia, ejercicio que arrojaría un valor del orden de 0,473 USD/m3 para un consumo de 49 m3/mes siendo de 0,517 USD/m3 el actual. 325 Se basan en los costos medios actuales de compra de GN a la Argentina, como en los costos medios de redes de GN Argentinas y regionales. Ver ENERGAS tarifas 2003 y Kozulj “Resultados de la reestructuración de la industria del gas en Arg”/2000. 326 Responde al precio FOB del barril de derivado, suponiendo un crudo con valor de largo plazo entre 38 y 40 USD/bbl. 327 Incluye transporte marítimo (3,47 USD/bbl) y todos los costos de internación /3,55 USD/bbl) hasta el surtidor (incluido margen del estacionero).

407

Gráfico 201 MILLONES DE DOLARES DE AHORRO E INVERSIÓN EN LOS SERVICIOS DE "ELECTRICIDAD Y DERIVADOS", Y "GN" RESPECTIVAMENTE. 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

TASA RELATIVAS DE SUSTITUCIÓN

GN

Petróleo

Electricidad

Gráfico 202 TASAS DE SUSTITUCIÓN ABSOLUTA "OUT" DE ELECTRICIDAD, DERIVADOS Y LEÑA FINALES, EN FUNCIÓN DE LA TASA DE PENETRACIÓN ABSOLUTA "IN" DE GN FINAL.

14,00%

TASA SUST AL 2025

12,00% 10,00% 8,00% 6,00% 4,00% 2,00% 0,00% 0,0%

2,5%

5,0%

7,5%

10,0%

12,5%

15,0%

17,5%

20,0%

TASA SUST AL 2025 DE GN=SUST ELECT + SUST DERIV + SUST LEÑA Tasa Absoluta Electrica

Tasa Absoluta Derivados

Tasa Absoluta Leña

Este último gráfico presentado es el que permite a partir de los objetivos de sustitución de electricidad, leña y derivados obtener la tasa tomada por el GN. Del mismo modo permite visualizar, tal como se presentó en las ecuaciones de la página anterior, el máximo de sustitución de cada energético el que es la base utilizada a la hora de hablar de la tasa relativa correspondiente. Finalmente en el primer gráfico presentado, y luego de definidas las tasa correspondientes, se obtienen los ahorros y la inversión correspondiente.

408

Gráfico 203 MILLONES DE DOLARES DE AHORRO EN EL SERVICIO DE ELECTRICIDAD FINAL, EN FUNCION DE LA TASA(%) AL 2025 DE SUSTITUCIÓN ABSOLUTA "OUT"

y = 22489x 2 R = 0,9981

1100 1000 900 MM USD_2004

800 700 600 500 400 300 200 100 0 0,00%

0,50%

1,00%

1,50%

2,00%

2,50%

3,00%

3,50%

4,00%

4,50%

5,00%

TASA SUST AL 2025/ ENERGÍA FINAL TOTAL

Gráfico 204

1000

MILLONES DE DOLARES DE AHORRO EN EL SERVICIO DE DERIVADOS FINAL, EN FUNCION DE LA TASA(%) DE SUSTITUCIÓN ABSOLUTA "OUT" y = 6948,4x R2 = 1

900 800

MM USD_2004

700 600 500 400 300 200 100 0 0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

8,0%

9,0% 10,0% 11,0% 12,0% 13,0% 14,0%

TASA DE SUST AL 2025/ENERGÍA FINAL TOTAL

409

Gráfico205 MILLONES DE DOLARES DE INVERSIÓN EN EL SERVICIO DE GN FINAL, EN FUNCION DE LA TASA(%) DE SUSTITUCIÓN ABSOLUTA "IN" y = 6829,9x2 + 1979,1x 2

R = 0,9983 700

600

MM USD_2004

500

400

300

200

100

0 0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

11%

12%

13%

14%

15%

TASA DE SUST AL 2025/ENERGÍA FINAL TOTAL

16%

17%

18%

19%

20%

410

e) El caso base y la Sensibilidad a la Variación de los Parámetros A efecto de analizar la influencia de la variación de los parámetros utilizados en los resultados de ahorros netos obtenidos, se adoptará328 un punto base medio de la trayectoria asociado a la sustitución o penetración del GN en la matriz de energía final de un 10%. Si bien existen varias posibilidades de obtener ese objetivo medio a través de la combinación de las tasas de sustitución de derivados, electricidad y leña; la existencia de condiciones de borde impuestas por los máximos teóricos alcanzables de sustitución de cada energético, así como la adopción de una tasa media para los aportes arroja participaciones coherentes y que permiten tener una aproximación media de los ahorros netos asociados a el objetivos de sustitución. A saber, el 10% de penetración del GN se conforma con: 6,9 % proveniente de usos de derivados de petróleo, un 2,35% proveniente de la electricidad y un 0,75% proveniente de usos de leña. El punto base de cálculo, con los parámetros referencia presentados en páginas anteriores, arroja un ahorro neto de 725 millones de dólares. El criterio de medida de la sensibilidad a un parámetro es el de “Cateris Paribus” es decir se suponen fijos el resto de los parámetros. Los parámetros a sensibilizar son los costos de energía, los de servicios de redes y la tasa de actualización del dinero. De manera especial para la variable costos del servicio de distribución y comercial de GN, las sensibilidades serán corridas para cinco escenarios en función de que es un energético marginal en la actualidad y su penetración presupone eventuales sobre costos para expandir masivamente las redes actuales329; como también por el hecho de que es el energético que presenta mayores diferencias entre los márgenes medios actuales de distribución y los de referencia. Sensibilidad 1: Referida a la tasa de actualización del dinero. Cuadro 158 Ahorro Neto Base 725 MM: USD Variable Valores Resultado 14% 65% Tasa 12% 80% 8% 127%

Sensibilidad 2: Referida a los parámetros de los servicios energéticos Las diferentes posibilidades de variaciones de los parámetros respecto al punto base de cálculo dependen de cada cadena energética y en especial de la coyuntura regional actual en materia de energía. En especial es de esperar que el costo de GN en boca de pozo, argentino, paulatinamente recupere valores tendiendo, aunque por debajo, a los estándares internacionales de los cuales se alejó en la última década. En el mismo sentido respecto al precio del barril de crudo se adopta un escenario de precio que ronde los 40 USD el barril, es decir se estima que los precios actuales cercanos al record de 50 USD son provocados por la coyuntura internacional y deberían bajar, así como que difícilmente retornen a valores cercanos a 30 USD el barril. En el caso de los transportes de GN y electricidad, planificados por más de una década, se computó una variación en más o en menos asociada a eventualidades de actualizaciones tarifarias asociadas al recálculo de los peajes respectivos, así como al aporte de la tecnología nueva y más eficiente que se incluya en dichos servicios.

328

Dicho valor es consistente con el utilizado en la parte III de esta tesis a efecto de las proyecciones físicas medias para la región. 329 Conceptualmente estos sobre costos significan, que para distribuir una unidad de GN, se deben invertir en redes de distribución 50% y 100% más de lo estándar.

411

El mismo enfoque se puede dar a la distribución de electricidad, dada la cobertura actual muy cercana al 100% de los usuarios, teniendo atención a los rangos a testar dada la mayor influencia, por lo general, de las inversiones de distribución respecto de las de transmisión. Por último y de manera especial dejamos la distribución del GN, la que en la actualidad es marginal y deberá a efectos de poder sustituir efectivamente energía de la electricidad y de los derivados -en usos de los sectores residencial e industrial fundamentalmente- que enfrentarse a los costoso y dificultoso de expandir las redes de gas desde “prácticamente” el estado inicial sin redes (40000 clientes). En tal sentido siendo este tema medular en lo operativo concretamente, es de orden testar una variación –en especial positiva- amplia de los costos de los servicios de red de distribución de GN. Estas variaciones se explican por la capacidad o no de la campaña de sustitución de GN, a los efectos de sustituir en una zona dada totalmente, parcialmente o marginalmente los usos competitivos fundamentales. Es decir si es necesario por ejemplo duplicar las redes de distribución de GN por unidad de energía tomada y eventualmente las conexiones, a efecto de tomar una energía que teóricamente era sustituible con la mitad de las redes tendidas efectivamente. Cuadro 159 Cálculo Base Ahorro Neto, MM:USD Fuente Variable SPOT Electricidad

TRASM DIST

POZO GN

TRASM márgenes GASEBA*2 margen GASEBA hoy.

DIST

Petróleo

Precio del Barril de Crudo USD/BBL

725 Variación +20% +10% 10% -10% +10% -10% +30% +20% +10% 10% -10% +774% +378% +200% +100% +50% +10% 50 40 32

Resultado 103% 99% 101% 99% 105% 95% 92% 95% 97% 99% 101% 7% 55% 76% 76% 88% 108% 114% 100% 92%

Resultados o

Del cuadro anterior se desprende que respecto a los costos económicos de referencia, y ante variaciones del 10% sobre el caso base, que las variables de mayor influencia en los resultados son los servicios de redes de GN seguido del de electricidad.

o

De mantenerse los márgenes de GASEBA apartados de los de referencia, la rentabilidad sería de un 55% respecto al caso base. (unos 400 MM USD)

o

Si los sobre costos de expandir la red actual, a efecto de tomar o penetrar el mercado definido, implican duplicar el margen actual de GASEBA, la rentabilidad bajaría siendo solamente del 7% del caso base. (unos 50 MM USD)

412

Conclusión de la simulación: o

De alinearse los costos de los energéticos a los económicos, desde el punto de vista social el proyecto es beneficioso.

o

Las variable de mayor impacto teórico respecto al caso base, son los márgenes de distribución de GN y de electricidad.

o

La variable de mayor impacto real es el margen de distribución de GN, que según la los valores actúales y los sobre costos de una expansión masiva se transforman en una de las barreras claras a tener una rentabilidad global positiva y robusta de la penetración del vector GN al nivel de uso final energético.

o

De adicionar el costo de conexión a las redes (por subsidio) de los nuevos usuarios potenciales de GN, conexión externa e interna, el proyecto -con el alcance que las propias hipótesis le dan- claramente arroja resultados negativos para los márgenes actuales y baja sensiblemente el caso base.

o

Sumado lo anterior a una rentabilidad privada negativa de sustitución en el caso de los usuarios residenciales, y al contexto de señales de poca seguridad de abastecimientos y precios de GN que impactan en la decisión del industrial; se concluye de manera general que no hay condiciones en la actualidad para que el país como estrategia de política energética fomente la entrada del vector GN a la matriz de uso final.

o

Se debería monitorear continuamente la evolución del GN en la región, los precios de referencia así como caminar a actualizar los márgenes de distribución de GN al menos al vencimiento de los actuales contratos.

o

Todo lo anterior, por supuesto, enmarcado dentro de una estrategia de estado en materia de energía. Lo que es posible si se cuenta con las instituciones y sus roles claramente definidos y en sintonía con los de la región.

Esta primera visión global del impacto económico de las futuros caminos a seguir en el sector energía deja en forma subyacente o directa en algunos de los comentarios vertidos que previo a la profundización, por su puesto necesaria a la hora de la planear la política definida, de cálculos de viabilidad económica específica en lo privado y el lo social; se debe tener la institucionalidad del sector energía y economía alineadas detrás de un mismo objetivo país. De no hacerlo los riesgos de grandes pérdidas, pagadas siempre por el cuerpo social, son enormes. Tal como se presentó los roles del estado dentro del sector energía, el actual arreglo empresarial estatal con UTE y ANCAP con intereses contrapuestos en electricidad y GN, así como un rol puramente testimonial de la DNE y un rol tomado a préstamo por las nuevas unidades URSEA y ADME en lo referente a la definición de la política energética a mediano(5 a 8 años) y largo plazo(15 a 20 años); no da lugar ni garantías para la adopción de un objetivo de matriz energética final al que puedan referirse el propio estado en sus proyectos como los sectores industriales y residenciales para sus sustituciones efectivas.

Estudios futuros recomendados: o

o

A partir de una estimación mejor sobre que tipo y cantidad de clientes se pasarían de la electricidad y los derivados al GN, realizar las estimaciones económicas similares basadas en las tarifas residencia e industrial eléctricas y de GN, asociada a un margen de referencia o real, que permite tener un grado de exactitud mejor al caso global manejado. Profundizar los estudios sobre el costo económico para los derivados de petróleo, fundamentalmente el impacto para Uruguay de la regional respecto de la referencia teórica de los mercados de referencia internacional.

413

Sensibilidad 3: Referida a la tasa objetivo de sustitución. Siendo la variable fundamental la inversión en redes de distribución de GN y las respectivas conexiones a los clientes por un lado, y por otro la tasa objetivo330 de sustitución por GN a tomar de la matriz de energía final al año 2025; es de orden cuantificar la influencia de la variación de dicha tasa objetivo en conjunto con la variable relevante del servicio de red de GN. A efecto de ser consistente con la variación de los costos del servicio de red de GN en función de las tasas de sustitución partiendo de una red marginal que aumente paulatinamente, se plantea un modelo de aumento de costos basado en la lógica economía de escala que el negocio tendrá en la medida que se aumenten las redes. A efectos de dicho modelo se fijan tres puntos metas, que corresponden a alcanzar una sustitución de 25%, 50% o el 75% de la matriz final al año 2025, siendo los sobre costos del servicio de red correspondiente de el 100%, 50% y 33% respectivamente. Dichos sobre costos conceptualmente representan una inercia inicial marcada por duplicar las redes al principio (para sustituir 25% a GN se invierte en realidad en una red que puede domar el 50%) y sucesivamente se gana en economía de escala hasta llegar al 100% de sustitución invirtiendo lo correspondiente a dicho servicio de manera eficiente (sin sobre costos). Presentamos de manera gráfica inicialmente el modelo de proyección de las inversiones totales asociadas a GN, en función del costo del servicio de red para el caso base y para el escenario de sobre costo mencionado. Finalmente se resume analíticamente el modelo en función de la tasa porcentual de sustitución a tomar por el GN para el objetivo del a{o 2025. Gráfico 206 y = 6829,9x2 + 1979,1x R2 = 0,9983

MM:USD DE INV EN GN, COSTOS DE SERVICIO DE REDES. CASO BASE Y ESCENARIO DE SOBRE COSTOS

y = -42727x3 + 7728,9x2 + 3486x R2 = 0,9982

700

MM USD_2004

600 500 400 300 200 100 0 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 11% 12% 13% 14% 15% 16% 17% 18% 19% 20% TASA SUST POR GN AL 2025 DE LA ENERGÍA FINAL TOTAL GN

GN, ESC2

Polinómica (GN, ESC2)

Polinómica (GN)

Cuadro 160: GN 2 GN Inversión_GN_base = 0,683 * [Tasa (%)] + 19,79 * Tasa (%)]. GN

3

Inversión_GN_sobre_costos = -0,043* [Tasa (%)] + 0,773 * [Tasa

con 0= Tasa

330

GN

GN

2

GN

(%)] + 34,86 * Tasa (%)].

=20 %.

En los puntos anteriores referidos al caso base, se definió al igual a la parte III de esta tesis, una tasa media del 10% de la matriz final a tomar por el GN en el año 2025.

414

A continuación se presentan los resultados de las simulaciones de los ahorros netos obtenidos referidos al caso base, en función de dos escenarios de costos del servicio de redes de distribución de GN. El caso base tal como fue presentado en las páginas anteriores correspondía a una tasa de sustitución al año 2025 del 10% de la energía final total y con los parámetros referentes oportunamente definidos en la introducción del capítulo presente. Los escenarios para costos de GN son los definidos en la página anterior, a saber uno de inversiones medias linealmente crecientes y adaptada a la demanda y otro donde se contempla el hecho de pasar de una red marginal como la actual a una red futura de cobertura importante, donde se al principio se paga un costo elevado de penetración inicial y luego se atempera por los lógicos rendimientos crecientes a escala que tiene este tipo de servicios de redes fijas. Cuadro 161 331

TASA DE SUSTITUCIÓN POR GN AL 2025.

AHORRO NETO (%) / BASE ESCENARIO

0,5%

2,50%

5%

10%

15%

20%

ESC_ Inversión GN BASE

5%

27%

52%

100%

143%

182%

ESC_GN Sobre Inversión

4%

22%

43%

84%

129%

182%

Resultados o

Para el escenario de costos de inversión del GN, según el caso base, la rentabilidad del proyecto global, cae por debajo del 50% para penetraciones con tasas menoreas al 5%; y mejora cerca del 45% para penetraciones con tasas superiores al 15%.

o

Para el caso base, 10% de sustitución, el escenario de sobre inversión en GN, la rentabilidad global cae a un 84% respecto del caso de inversión del GN en base.

Conclusión de la simulación 3: o

La penetración que logre realmente el vector GN, es una variable muy influyente en la rentabilidad global del proyecto, más aún si se adiciona el costo de las conexiones.

o

Esta penetración, atento a la reducida cobertura de redes de GN, es dependiente de las formas de expansión de redes. Por formas entendemos tener un objetivo claro de penetración a cumplir al año 2025, zonas geográficas concretas y mercado a atacar, así como a los menores riesgos de sobre costos en redes.

Conclusión de simulaciones: Esta primera visión global del impacto económico de los futuros caminos a seguir en el sector energía deja en forma subyacente, o directa, en algunos de los comentarios vertidos que previo a la profundización, por su puesto necesaria a la hora de la planear la política futura, de cálculos de viabilidad económica específica en lo privado y el lo social; se debe tener la institucionalidad del sector energía y economía alineadas detrás de un mismo objetivo país. De no hacerlo los riesgos de grandes pérdidas, pagadas siempre por el cuerpo social, son enormes. Tal como se presentó en el capítulo de infraestructura e introducción a los roles del estado dentro del sector energía, el actual arreglo empresarial estatal con UTE y ANCAP con intereses contrapuestos en electricidad y GN, así como un rol puramente testimonial de la DNE y un rol tomado a préstamo por las nuevas unidades URSEA y ADME en lo referente a la definición de la política energética a mediano(5 a 8 años) y largo plazo(15 a 20 años); no da lugar ni garantías para la adopción de un objetivo de matriz energética final al que puedan referirse el propio estado en sus proyectos como los sectores industriales y residenciales para sus sustituciones efectivas. 331

El caso Base computó 725 millones de dólares de ahorro global, por el objetivo de sustituir el 10% de la matriz de energía final a GN. El resto de los parámetros se pueden ver al comienzo del punto 3 de esta parte V, no está incluida la tasa de conexión.

415

B. Propuesta de una “guía para formular una política energética de estado, orgánica y sistémica”, los instrumentos iniciales necesarios y herramientas para estimar la dimensión del problema en función del vector GN. 1. “Guía para la formulación de una Política Energética de Estado e Integración” a) Introducción Luego de haber diagnosticado, evaluado y analizado todos los aspectos relevantes del sector energía de Uruguay, es decir la interdependencia del contexto mundial y regional por un lado – lo efectuado en la parte II y III de esta tesis- y por otro la caracterización específica nacional del sector -tal lo hecho en las partes III y IV- se resumen en esta parte V ítem B los aspectos claves que definen la propuesta de una nueva política energética. Dicho aspectos han sido por separado presentados, propuestos o demostrados a lo largo de toda esta tesis atento a la organización específica de la investigación. Por tanto dicho resumen atento al planteamiento del problema transcripto en la parte I, aboceta las conclusiones finales de este estudio al que llamaremos “Guía Para la Construcción, Programación y Ejecución de una Política de Estado e Integración”. La guía estará integrada por un introito de consideraciones generales que repasa conceptualmente las razones relevantes del cambio propuesto, posteriormente se presenta específicamente el manual, guía o camino, punto a punto a efecto de construir una política energética. Posteriormente para los instrumentos que son condición necesaria para la implementación de la “guía”, se presentan las propuestas correspondientes en lo local y el sendero que debería recorrerse en lo regional. Dejando para lo último dos aspectos, i) de las grandes decisiones que los próximos gobiernos y/o instituciones del sector deberían tomar basado en los resultados y estudios derivados del diagnóstico y prospectiva de lo físico técnico de la energía y ii) necesidades en el corto plazo para sentar las bases del inicio de un cambio de rumbo en la orientación del sector. b) Consideraciones generales Escenarios nacional e internacional, para una política energética nacional La caída del muro de Berlín y de la estructura política de la vieja URSS, marcan un nuevo orden internacional y nuevas reglas de juego para la economía mundial. Se pasa del multilateralismo a la globalización de la economía, en donde el comercio internacional se rige ahora por los grandes bloques regionales, o grupos preferenciales de comercio; sustituyendo al anterior comercio multilateral desarrollado por los estados o países. En este nuevo orden internacional, el empresariado y el capital (nacional o internacional), plantean que las reglas del juego para el comercio, dentro y fuera de los bloques regionales, estén dictadas por el libre mercado y realizado por las empresas en lugar de estar determinado por los estados miembros del grupo de preferencia comercial; que son los que deben administrar al comercio (reglas de juego) dentro y fuera de los bloques, aunque el mismo sea desarrollado por empresas privadas nacionales o extranjeras. El comercio dentro de una economía globalizada, que sea administrado por el capital y el empresariado transnacional, pretenderá para aquellas economías emergentes la liberalización total de sus mercados, de forma que aumente el margen de beneficios en lo que hace a la explotación de las economías de escala. En realidad el aumento del beneficio es para este sector transnacional en detrimento de los sectores productivos nacionales (sean privados o públicos), en la medida que lo que proponen para las economías emergentes no lo practican – cerrando sus mercados (fuertes niveles arancelarios a las importaciones) y subsidiando sus sectores productivos-.

416

Ante esta impronta, el Estado uruguayo debe reformularse estructural y mentalmente, para que su pereza operativa no lo condene a ser sustituido por las empresas; quedando fuera del negocio como mero instrumento figurativo, principalmente en el sector energía. Al ser el sector energía un sector de elevada intensidad de capital y de un bajo coeficiente de rotación de capital (el retorno de capital es de largo plazo realizado y operado por el Estado mediante captación del ahorro público; se ha transformado en un ahorro del cuerpo social, en una ventaja comparativa elaborada durante muchas décadas -tiempo que ha trascendido a cualquier ciclo o período de gobierno imaginable-. Ante la inestabilidad del empresariado y capital internacional cuyo horizonte de decisión no supera los cinco años (el denominado ciclo del negocio) el Estado uruguayo deberá asumir la responsabilidad de fijar las reglas del juego y administrar el negocio energético, planificando a mediano y largo plazo, aunque el desarrollo o la operación del mismo la ejecuten agentes o empresas de índole privado o público, nacional o trasnacional. De lo contrario las ventajas comparativas creadas durante casi un siglo, pueden desaparecer en meses. Es entonces importante volver sobre conceptos vertidos en la presentación y propuesta de esta tesis, así como en la metodología propuesta para la programación y ejecución de una política energética de estado e integración –parte III, a repasar en este capítulo-, en lo que hace a su vinculación con la política económica de la nación y el nuevo orden internacional existente. En otras palabras, de acuerdo a lo expresado, la política económica del Uruguay tiene dos caminos: a) Ser una política económica de estado e integración, privilegiando al sector productivo y orientando al sector financiero como un instrumento de la política económica de un país productivo. Es decir, que el sector financiero tenga su rentabilidad razonable pero de menor orden que la del sector productivo; de forma de dar una señal muy clara a los futuros inversores nacionales o extranjeros. b) Ser una política económica bilateral ajena a la región, al nuevo orden internacional, basada en el multilateralismo y privilegiando al sector financiero sobre el sector productivo, como ha sucedido en los últimos veinte años. En particular en la última década en el Uruguay, mientras los diferentes sectores de la economía presentaban un crecimiento negativo el financiero crecía positivamente. Esta transferencia de recursos de los demás sectores al sector financiero determinó un brutal deterioro del sector productivo nacional, entre ellos el de energía y la actual relación al límite de endeudamiento/PBI. La segunda opción no contempla la visión de un país productivo, pudiendo llevar a colapsar los suministros de las diferentes formas de energía desde ahora de continuar con este derrotero. “Enfrentar los problemas de la energía en forma inorgánica, sin vinculación estrecha con el desarrollo de las economías nacional e internacional es lesionar sus intereses y comprometer su éxito; y a seguir el de las generaciones futuras….”. Es tomando estos conceptos en cuenta, que el Gobierno de la Nación debe plantear una política energética de Estado y de integración, basándose en cambios estructurales del sector y que se oriente hacia la meta del país productivo.

417

Los mecanismos de precio En todo lo referente a un uso óptimo de un recurso energético, tiene singular importancia el nivel de precios y sobretodo la estructura de los mismos (habitualmente llamada tarifa). Sin embargo, la atención de las autoridades se concentra en la programación física de la oferta y mediciones cuantitativas de la demanda. Esto constituye un olvido hacia la teoría del valor privilegiando a las cantidades físicas frente al concepto del mecanismo de los precios. En pocos campos de la actividad económica resulta tan perjudicial esta postura como en el caso de la energía; ya que es un sector de alta intensidad de capital y de elevada elasticidad de sustitución entre las diferentes formas de energía. Una inadecuada estructura de precios conducirá a reacciones del consumo que pueden provocar sobreinversiones de entidad, o por el contrario una carencia de las mismas. Es decir que una estructura equivocada de los precios termina inexorablemente en una mala asignación de recursos. El gas natural para ser un buen sustituto de los refinados, debe mantener una estable relación de precios respecto de los productos derivados del petróleo, tanto en lo nacional como en lo regional. Lo mismo es válido para la electricidad y refinados respecto de otras fuentes energéticas. Los precios influyen en las decisiones de sustitución y modifican la futura estructura del mercado. La estructura de precios, en el Uruguay, está muy distorsionada por el no cumplimiento de un principio básico de la economía sectorial: “Deben mantenerse los precios relativos antes y después de la aplicación de los impuestos, para todos aquellos productos energéticos para los cuales exista posibilidad de sustitución, o afecten los costos de la actividad productiva nacional.” Para el caso de los refinados del crudo, es interesante recordar la relación de precios nafta/gasoil antes y después de impuestos, vistos en el capítulo 2 de esta parte I –en el ítem de precios-, donde se pasa de una relación del orden de (1,2) a una de (2) para antes y después de impuestos. La consecuencia, en Uruguay, fue la creación artificial de un gran parque automotor gasolero, con el consiguiente costo social asociado (remodelación de la refinería, encarecimiento del parque automotor, etc.). Para el caso de la electricidad, resulta irracional calentar agua, calefaccionar ambientes y cocer alimentos con energía eléctrica. Esto es debido a que en la hora del mayor peso de estos usos, tal como se vio en el ítem de energía útil, es justamente la de máxima carga del sistema; y esta es la que dimensiona –o la culpable- la potencia firme, a contratar, que en el caso de Uruguay es a partir de centrales térmicas o de contratos con generadores argentinos prioritariamente térmicos. Por lo tanto se parte de calor para generar energía mecánica, esta se transforma en energía eléctrica que se trasmite y distribuye hasta el usuario; para transformarse nuevamente en calor. El costo es de cinco a siete veces más elevado que usar gas natural o supergás como uso final para estos fines. Esto ha provocado inversiones en nuevas unidades térmicas y en contratos de potencia y energía asociada, que no serían necesarias tan tempranamente – adelanto de unos 10 años- si las diferentes formas de energía se complementaran racionalmente. En las cifras consignadas en la parte II y fundamentalmente en la III –donde los modelos econométricos de la energía agregada final para Uruguay cierran a la perfección-, se puede apreciar que la elasticidad sustitución (elevada en la mayoría de las matrices energéticas de la región) en el Uruguay es baja, producto de una única sustitución de las naftas por el gasoil, debida a la voracidad fiscal del Estado y a la conducta de los monopolios de éste, comportándose como compartimientos estancos.

418

c) “Guía orgánica y sistémica para la construcción de una política energética”. Establecida así la necesidad de una política nacional de la energía como parte integrante de otra parte de desarrollo económico, se resumen los factores que confluyen a modelar una 332 acción de ese tipo , tal como fueron propuestos o estudiados en la metodología de tesis o en la parte IV respectivamente. Entre los que conviene tomarse en cuenta se citarán: A.

Análisis de la evolución histórica del consumo de las diferentes formes de energía.

B.

Proyección de la demanda futura que significará el desarrollo económico que el país haya previsto, y composición óptima de dicha demanda, considerando la competencia y elasticidad de sustitución que presentan las diversas formas de energía.

C. Conocimiento técnico de la cuantía y posibilidades de desarrollo de las fuentes nacionales de energía. Análisis de sus interrelaciones. D. Estudios particulares para aquellas zonas donde diversas fuentes de energía puedan estar en competencia. E.

Estudio de los rendimientos en la extracción, adecuación y utilización de los combustibles y de las plantas y procesos correspondientes.

F.

Elaboración de los proyectos de las obras a realizar, su escalonamiento en el tiempo y la formación de técnicos nacionales idóneos.

G. Perspectiva para el desarrollo de aquellas formas de energía que estén vinculadas al de ciertas actividades específicas, por ejemplo: a) fuerza hidráulica al aprovechamiento múltiple del recurso y b) energía como subproducto de otras actividades. H. Preeminencia que se dará al desarrollo, proporciones y destino de las diferentes formas energéticas. Análisis de sus precios y costos relativos.

332

I.

Consideración de las necesidades del sector energético en recursos financieros.

J.

Estudio de las necesidades de importación de combustibles y equipos; su influencia tanto en el programa de inversiones como en el balance de pagos.

K.

Estudio de los incentivos necesarios para encausar el consumo de energía hacia las fuentes y formas más convenientes para la economía del país, y de las correspondientes políticas de precios, etc.

L.

Estudio de una legislación integral y orgánica en materia de energía y de la creación de los organismos oficiales encargados de administrarla y fiscalizarla.

Es de orden recordar, tal como fue analizado en profundidad en esta tesis, que en la actualidad de estos 12 factores a lo sumo 4 o 5 y de manera aislada por cada energético es efectuado con rigurosidad. El resto de los factores brillan por su ausencia, lo que en si mismo es otra manera de decir que no existe política energética nacional.

419

Fases de implementación de una política de la energía.

Las siguientes fases podrían servir como guía general para fundar, construir, y racionalizar una política nacional de energía de Estado y de integración regional.

I)

Establecer la posición del país en el campo energético regional, en el momento actual, y trazar su evolución histórica (posición regional y nacional);

II)

Ubicar al país en el conjunto mundial con respecto a los factores más significativos (posición internacional);

III)

Establecer las metas a alcanzar en la dotación de energía global en función de las necesidades del desarrollo económico (relación entre el sector energía y las necesidades de la economía);

IV)

Relacionar esas metas con los recursos disponibles de orden físico, financiero y técnico (relación entre el sector energía y las posibilidades de la economía);

V)

Establecer dentro del sector energía las relaciones que se han de verificar entre las diversas fuentes y formas (estructura funcional del consumo);

VI)

Definir las medidas de orden económico, financiero e institucional necesarias para alcanzar los objetivos propuestos (fase de programación);

VII)

Llevar a cabo esas medidas dotándolas de la necesaria flexibilidad para permitir ajustes a las cambiantes condiciones (fase de ejecución)

Dentro de cada una de las fases antes definidas cabe distinguir las siguientes operaciones: Fase I a) Establecer el balance de energía en el consumo bruto por fuentes y componentes principales. 333

b) Idéntico para el consumo neto y final, en especial para el gas natural, refinados del petróleo y la electricidad térmica. c) Idéntico para el consumo efectivo, o útil, definiendo los rendimientos para los principales componentes energéticos y funciones de consumo. d) Calcular los principales coeficientes (consumo total por unidad de producto, consumo de electricidad por unidad de producto, consumo total y de electricidad por habitante, coeficiente de electrificación, consumos energéticos sectoriales etc.). e) Dar el consumo según los distintos sectores económicos (destinos finales).

333

Consumo Neto =Consumo final + Auto consumo del sector

420

Fase II Ubicar al país en el plano regional e internacional y compararlo con países de posición semejante334 con respecto a: a) Consumo total por unidad de producto; b) Consumo de electricidad por unidad de producto; c) Consumo total y de electricidad por habitante; d) Coeficientes derivados: de electrificación, de proporción de consumo de gasolina sobre energía total, etc.

Fase III Establecer las metas globales por componentes del consumo con los plazos en que se habrán de alcanzar de acuerdo con: a) El incremento que se espera o presupone del producto nacional bruto por habitante (total y activo); b) En los sectores de la producción: i) Consumos principales (actividades importantes por su participación en el producto nacional o su elevado consumo específico de energía) y ii) Resto de la producción (en lo posible clasificado por componentes distinguibles en términos de energía: resto de la industria, agricultura y transportes correspondientes); c) En los sectores de consumo, teniendo en cuenta: i) Aumento de los niveles de consumo y cancelación parcial del déficit o subconsumos y ii) Urbanización. Fase IV335 Referir esas metas a las posibilidades nacionales y definir alternativas de sustitución; a) Recursos de energía (gas natural, combustibles y electricidad) y su ubicación respecto de los centros de consumo; b) Recursos técnicos y de mano de obra; c) Costos financieros para asegurar el abastecimiento (en moneda nacional y extranjera) para las distintas soluciones alternativas; d) Balance de pagos en cuenta de capital y cuenta corriente (distinguiendo entre las importaciones de energía y bienes de capital (para producir, transportar o utilizar esa energía) en las distintas alternativas; 334

Ver en que parte de las rectas o curvas de tendencia se ubica el país, si se aleja por defecto o por exceso, donde se sitúa en los cuadros de aquellos coeficientes para los que no se han podido establecer correlaciones precisas. 335 La importancia de las fases IV y V radica en que es a esa altura cuando es posible definir las alternativas de abastecimiento a base de diferentes combinaciones de sustitución. En rigor solo mediante aproximaciones sucesivas podrá llegarse a las soluciones más recomendables desde el punto de vista de costos, beneficios y conveniencia nacional.

421

e) Industrias nacionales de fabricación de materiales y equipamiento energético.

Fase V Integrar y coordinar la utilización de las diferentes formas de la energía, con especial atención a lo siguiente. a) Magnitud y tasa de sustitución de los refinados del crudo y energía eléctrica térmica por gas natural. b) Proporción de refinación nacional del petróleo crudo; c) Cantidad de electricidad a generar y proporción de hidráulica y térmica, y combustibles que se emplearan para este fin; d) Proporción de electricidad disponible para la producción y el consumo: e) Proporción de derivados pesados y livianos del petróleo; f)

Proporción de estos últimos dentro del consumo total de energía del país.

Fase VI Definir las medidas con respecto a: a) Inventario de los recursos de energía, principalmente exploraciones de pequeños potenciales hidráulicos; b) Utilización mas racional de la energía en diversos sectores de consumo, especialmente mejorando los rendimientos térmicos y eléctricos de los modos de consumo residencial y comercial; c) Tratamiento de los capitales extranjeros a invertir en el sector energía; d) Programa de inversiones para los diferentes componentes energéticos (generación, transporte y distribución) refinados, electricidad y gas natural; e) Programa de importaciones; f)

Balance de divisas para esos fines;

g) Estímulos impositivos, técnicos, etc. para promover el desarrollo productivo; h) Nivel y estructura de precios336 de las diferentes formas de energía, teniendo en cuenta el grado de utilización de las mismas y su influencia en el desarrollo 337 económico en general, o en aquellas actividades de alto valor agregado .

336

Es importante tener presente que las tarifas energéticas no es un medio idóneo para la distribución del ingreso, para este fin existen los impuestos. 337 Puede ser prudente recordar que las políticas impositivas del sector energía debe mantener constante la relación de precios entre las diferentes formas de energía antes y después de la imposición.

422

Fase VII a) Establecer (en el ámbito del Poder Ejecutivo) el organismo338 encargado de definir una política energética y sus reglas de juego; b) Establecer aquellos entes reguladores (solamente con potestades fiscalizadoras y de contralor) que velen por el cumplimiento de las metas de la política energética definida, y responsables de un constante seguimiento de la gestión de los operadores públicos privados o mixtos, ante el organismo definido en a). c) Definir las relaciones existentes entre el organismo encargado de definir una política energética, con otras instituciones gubernamentales y el sector de la actividad privada, así como el resto de agentes del sector (gremios, cámaras de consumidores, de productores, industriales, etc.).También se deberá medir la matriz de conflictividad potencial asociada a cada decisión estratégica en materia de política energética, a efecto de minimizar las pérdidas emanadas de dichos conflictos potenciales de intereses. d) Promover los medios y el personal técnico idóneo para la revisión o ajuste de las metas energéticas planteadas en el punto a, (tanto globales como por componentes) de acuerdo con los factores externos o regionales339 y que contemple modificaciones de las interrelaciones nacionales.

338

Puede ser oportuno tener presente que esa gestión oficial de ninguna manera significa la exclusión del sector privado, que desempeñará la función que le compete en el cuadro económico nacional y los marcos Regulatorios del caso. 339 Ante la ejecución por parte de Brasil de las centrales hidroeléctricas del alto Uruguay, que regularán el Río Uruguay para Argentina y Uruguay se hace necesario dentro del ámbito regional un Despacho Económico Regional de cargas.

423

2. Instrumentos estratégicos para la implementación inicial de una política energética. Presentada la “guía orgánica y sistémica” punto a punto para la construcción de una política de Estado e integración, hoy inexistente, es prudente diferenciar o clasificar a estos puntos o fases en tres grandes grupos: Fases I a la V, se trata del diagnóstico y prospectiva de la oferta y demanda de energía. Fase VI, se trata de la fase de programación. Fase VII, se trata de la fase de ejecución. De estos grupos, y dada la situación actual del Uruguay, la fase VII de ejecución se vuelve estratégica a efectos de alcanzar los objetivos; es condición necesaria para la implementación. De no existir una reestructuración institucional y de roles y funciones correspondientes, de nada sirven completos y serios estudios de diagnóstico y prospectiva por un lado y por otro una programación efectuada como hasta la fecha de manera inorgánica y sectorial. Por tanto y a partir del estudio y análisis de la parte IV ítem C, se propone en las páginas siguientes a grandes rasgos la estructura institucional adecuada a efectos de liderar la construcción e implementación de una política energética; la que se alineará con los preceptos y formas que a nivel internacional han tenido las reformas de la regulación de la industria, así como a reorganizar el caos interno institucional uruguayo y potenciar las sinergias a nivel regional. Sobre la fase de programación la que define un rumbo específico de la oferta y demanda para un horizonte de tiempo -incluyendo tarifas, impuestos, importaciones, eficiencia, inversiones, etc.-, esta es la tarea de los gobernantes futuros y sus asesores técnicos asociados, redefinidos en la fase ejecutiva. De todas maneras tal lo visto y analizado en esta tesis presentaremos un abanico de rumbos posibles a seguir, el que arroja resultados físico-técnicos de la energía inexorablemente presentes y fundamentales a la hora de definir en la realidad la fase de programación y sus instrumentos. Sobre la fase de diagnóstico y prospectiva, que alimenta a la fase de programación, directamente es lo visto en la parte III, y IV. Claro está que a estas fases a la hora de la concreción, por estar fuera del objetivo de esta tesis, se les debe adicionar otros estudios particulares y/o específicos los que se recomendaron a lo largo de toda la investigación.

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a) Instrumento institucional básico nacional Propuesta De Estructura Institucional Del Sector Energía Del Uruguay-Fase VII. Mapa 24 Poder Ejecutivo Presidente de la República

Ministerio de Producción Secretaria de Economía y Finanzas

AREA DE REGULACIÓN y NORMATIVA DEL SECTOR ENERGÍA

DIVISION PROYECTOS DE REGLAMENTO Y NORMATIVA

URSEA

Secretaría de Industrias y Minería

Secretaría de Energía o Dirección Nacional

AREA DE DIAGNOSTICO Y PROSPECTIVA ENERGÉTICA

DIVISIÓN SIMULACIÓN Y MODELOS DE DEMANDA

DIVISION EFICIENCIA ENERGÉTICA

ADME DIVISION PLANEAMIENTO INDICATIVO Y OBLIGATORIO SECTORIAL

URSEA, ADME: órganos descentrados, independientes en su presupuesto y manejo de RRHH.

La propuesta de estructura se puede descomponer por los tiempos y unanimidades necesarias para su implementación en reformas de largo y mediano plazo así como en reglamentaciones o decretos de corto plazo. Corto Plazo (1- 2 años) El ejecutivo de turno debería, mediante decreto o reglamentación, aclarar y especificar la concurrencia de roles y funciones que la actual normativa por vacío o duplicación genera. Inicialmente con apoyo financiero externo y posteriormente al año electoral vigente en las leyes de presupuesto, reformar según el organigrama la actual estructura de la DNE Del primer punto de corto plazo, se puede resumir en las siguientes propuestas: Propuesta1: “Sobre el asesor principal en temáticas de energía” El asesor principal del ejecutivo nacional en materia de energía será la Dirección Nacional de Energía (hoy en el MIEM), la que canalizará todas las propuestas emanadas de sus funciones propias sectoriales así como cualquier consulta o propuesta de otras oficinas o participantes del sector energía a la que adicionará si lo cree conveniente su opinión. Estas propuestas incluyen entre otros aspectos los de ajustes de tarifas y reglamentaciones, normativas o modificaciones de marcos regulatorios, planes indicativos y obligatorios a mediano (5 años) y largo plazo (10 años) de necesidades de infraestructura de oferta de energía.

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Propuesta 2: “Sobre la especificación y frontera de los roles y funciones entre organismos” DNE: Responsable de la política energética de mediano y largo plazo. Implica asesor principal según la propuesta 1, sumando las tareas específicas siguientes; i) planificación indicativa y obligatoria energética, ii) política de eficiencia energética y iii) responsable de elaborar y/o modificar las leyes marcos regulatorios sectoriales así como las reglamentaciones correspondientes. El punto i) implica aparte de las actuales funciones, el de realizar basado en diagnóstico y prospectiva del sector un plan indicativo quinquenal y decenal de evolución de oferta y demanda a efecto de que los agentes del mercado (Regulador, empresas y clientes) puedan tener mas certeza a la hora de hacer sus planeamientos a futuro. Asimismo el plan obligatorio quinquenal y decenal vinculado al anterior, son las inversiones de infraestructura que por razones estratégicas (económicas en su conjunto, seguridad, desarrollo sectorial, etc.) el país debe encarar en cada sector energético y que pueden ser operados y construidos por empresas privadas o públicas. Dentro de estas a modo de ejemplo están las nuevas centrales de generación eléctrica, líneas de transmisión de electricidad adicionales al plan de expansión reconocido por el regulador, etc. El punto ii) implica centralizar en una oficina todo lo referente a la política de eficiencia energética, hoy inexistente en el país. En otras palabras los cometidos serán, a) fomentar a nivel educativo la conciencia del ahorro de energía coordinando y apoyando a la ANEP y la Universidad de la República a efectos de incluir obligatoriamente en los cursos materias que aborden dicho tema, b) fomentar un mercado de eficiencia energética, reglamentando y apoyando la generación de ESCO’S y toda actividad adicional asociada a la difusión en la materia, c) estudiar y definir las sustituciones en usos, entre fuentes, que son objetivos de política energética asociados a la eficiencia global de la energía y la económica conexa. El punto iii), implica que la DNE es el responsable último de elevar las propuestas y/o modificaciones de leyes marco o reglamentaciones del sector energético; sean de iniciativa propia o de cualquiera de las instituciones del sector. Lo anterior sin perjuicio de que deberá oír la opinión de la URSEA y UTE (o ANCAP) en caso de iniciativas originadas en alguno de las dos instituciones. El punto anterior encierra el rol de dirimir diferencias respecto a los tópicos en cuestión, es decir los procesos de elaboración, modificación o actualización reglamentaria, entre todos los agentes o instituciones del sector. URSEA: aplicar y fiscalizar la reglamentación y normativa vigente. Reglamentar los sistemas de medida y facturación. Asesorar por la vía oficial (DNE), sin perjuicio de la opinión que esta última decida realizar, todos los requerimiento del ejecutivo. Participa asesorando a la DNE en la elaboración y/o modificación de leyes marco y reglamentaciones sectoriales. Dirime las diferencias entre agentes, de los mercado correspondientes, que surjan de la aplicación de la reglamentación y normativa vigentes. UTE y ANCAP: rol empresarial del estado en electricidad y refinados, actuando reguladas por la normativa vigente y en forma independiente. En cuanto a las inversiones de largo plazo de estas empresas del estado en generación o producción y/o transmisión, deberán estar aprobadas por la DNE, sin desmedro de las inversiones quinquenales que controla y regula la reglamentación.

Del segundo punto de corto plazo, la reestructura de la DNE, el organigrama presentado es clarificador, a saber: Propuesta 3: “Sobre la reestructura de la DNE”. Se implementan bajo el director de energía en esencia tres divisiones, la de simulación y modelos de la demanda, la de eficiencia energética y la de planeamiento indicativo y obligatorio. La primera implica un manejo serio de todas las variables en juego (precios, consumos, PBI, etc.) mediante investigación econométrica e integral; es un “input” para las otras dos divisiones. La división de eficiencia energética deberá cubrir áreas como educación,

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mercado y objetivos país. Asimismo la división de planeamiento deberá tener expertos de cada sector energético comercial, así como en el área de energías renovables y distribuidas. Mediano Plazo (3-5 años) Cambio legal respecto a las formas de dependencia de las oficinas URSEA y ADME. Cambio legal respecto a los nombramientos, destituciones y controles sobre estos órganos. Estas reformas son de mediano plazo pues necesitan aprobación de leyes parlamentarias que modifiquen parcialmente las vigentes en cuanto a los temas planteados, es decir dependencia y aspectos administrativos de dichas unidades. De los puntos planteados anteriormente resumimos las siguientes propuestas: Propuesta 4: “Sobre la independencia y dependencia de la URSEA y ADME”. La URSEA y la ADME serán órganos dependientes funcionalmente de la DNE y la DINAMA en su área de regulación y normativa del sector eléctrico y de aguas. Siendo administrativamente independientes es decir su presupuesto independiente y el manejo de los RRHH totalmente autónomo y en régimen privado. Por sus funciones la ADME es totalmente dependiente funcionalmente de la DNE, la URSEA presenta según los servicios de energía o de aguas una dependencia de la DNE (dirección o secretaria de energía) o da la DINAMA (dirección nacional de medio ambiente) Propuesta 5: “Sobre los directorios, nombramientos y períodos” El directorio de la URSEA será nombrado por el Parlamento por un período de 5 años intercalado con los presidenciales, renovables por única vez. En tanto que el directorio de la ADME será presidido por el secretario o director de energía de turno con un cuerpo directivo propuesto por el ejecutivo y nombrado por el parlamento, que tendrá un mandato de 3 años renovable por única vez directamente por el ejecutivo. Propuesta 6: “Sobre la destitución de directorios y el control general administrativo - funcional” Las destituciones de los miembros nombrados por el parlamento podrán ser efectuadas por dos vías, por ilegalidad la que deberá ser probada en el debido proceso por los órganos judiciales en lo penal y administrativo o por mayorías especiales (3/5) del parlamento asociada al tema descrito a continuación. En lo administrativo y funcional podrán ser auditados por el parlamento en comisiones creadas especialmente a esos efectos (comisión de regulación de servicios públicos) la que podrá luego de las actuaciones pasar a la justicia los hechos y/o promover la destitución de los miembros del directorio. También podrán ser auditadas por agencias independientes en llamados externos realizados por la DNE, la que luego de lo cual podrá mandar las actuaciones a la justicia o a la comisión parlamentaria correspondiente.

Largo Plazo (5-8 años) Racionalización y eficiencia del Estado: “Reducción de ministerios” Propuesta 7: “Sobre la eliminación de ministerios” Asociado a la premisa de país productivo y con una energía a esos fines se crea un ministerio estratégico el Ministerio de Producción (MP) abarcando los actuales MEF (economía y finanzas) el MIEM (industrias energía y minería) y el MAGP (agricultura y pesca). La modalidad de las reformas anteriores es la de un ministro con secretarías especializadas bajo su orbita, es decir el Ministerio de Producción tendría la secretaría de energía, la de economía y finanzas y la de agricultura y pesca. Propuesta 7-Transitoria: “Sobre la dirección de energía”. Mientras no se eliminan carteras ministeriales, y a modo de adelantar camino, se transfiere la dirección nacional de energía al ministerio de economía y finanzas.

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Racionalización y eficiencia del Estado: “ Centralización y coordinación del desarrollo social” Como es fácilmente demostrable en Uruguay, la mayoría de las instituciones del Estado tienen oficinas o reparticiones que se encargan del relacionamiento con la comunidad, en especial de la definición de la aplicación de tarifas especiales o reducidas ante la solicitud del cliente. Dicha tarea, necesaria por supuesto, se realiza totalmente descoordinada de los otros servicios que se le brinda al mismo individuo o residencia; por lo que la ineficiencia es completa en este aspecto. Del mismo modo el tener que actuar como empresa y como “estado protector” para un mismo actor genera necesariamente lógicos problemas fundamentalmente en la fase de ejecución. Por tanto al igual que la separación de los roles de estado en lo de planificar, regular y ejecutar; también a efecto de que los objetivos de eficiencia y equidad buscados lleguen a buen puerto es de orden separar los roles empresariales de los de políticas sociales. Es decir, y en concreto, las empresas públicas tienen que dar el servicio y el usuario es el que presenta su “tarjeta de pobre” tramitada en una unidad especializada a tales efectos; a cuenta de la cual la empresa asigna las tarifas correspondientes. Propuesta 8: “Sobre la oficina central de servicios públicos sociales” Definir fuera de las empresas públicas una unidad que centralice las muy dispersas oficinas de apoyo y subsidios a las clases bajas, definiendo particularmente dicha pertenencia o no. En 340 especial se recomienda según las experiencias positivas a nivel internacional , el uso de indicadores globales medibles con facilidad a tales efectos; entre otros por ejemplo consumo mensual y/o anual por debajo un valor crítico, tenencia de teléfono o no, tenencia de más de un servicio por fuente, etc. Esta oficina debería, en la óptica propuesta, estar bajo la secretaría de economía y finanzas junto a la de defensa del consumidor.

340

Se recomienda por las experiencias negativas mundiales, el “no uso” de la medida de la pobreza a partir de cuantificar el ingreso salarial del núcleo o individuo.

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b) Instrumento institucional regional recomendado. Propuesta De Estructura Institucional Del Sector Energía Regional-Fase VII. Mapa 25

MERCOSUR

SECRETARIA TECNICA

SUB SECRETARIA DE PLANEMAMIENTO ENERGETICO REGIONAL

DIVISION ASUNTOS REGULATORIOS

DESPACHO REGIONAL DE CARGAS

DIVISION PROYECTOS DE INTERCONEXION y ACUERDOS ESPECIALES

Más que una reestructura se trata de una puesta en marcha de un instituto MERCOSUR y su secretaría técnica, que existen a la fecha pero de manera figurativa. La esencia de esta estructura es un soporte legal-normativo regional que de seguridad y estabilidad a todos los países y agentes privados o públicos que participen de la provisión de servicios públicos en la región. Propuesta 1: “Sobre la especialización energética en la secretaría técnica” Se crea bajo la secretaría técnica del MERCOSUR, la subsecretaría técnica de planeamiento energético regional. Esta tendrá las funciones de estudiar, promover y aprobar (eventualmente vía parlamentaria de cada país primero cuando corresponda) tanto los proyectos de infraestructura de interconexión como los marcos regulatorios regionales para los diferentes energéticos en especial los de transporte por redes fijas como la electricidad y el GN; como la administración y operación de las interconexiones entre países y sus respectivos contratos vinculantes. Dentro de la División de proyectos de interconexiones, se buscará especialmente viabilizar técnica y económicamente los proyectos de interconexión, promoviendo finalmente la participación de agentes públicos o privados para su financiamiento. Del mismo modo y a partir de las interconexiones vigentes en cada momento, se darán los pasos para las homologaciones correspondientes en los parlamentos de acuerdos que fijen las reglas y los planes de apoyo entre países en caso de crisis energéticas en alguno de los miembros. Entre otros; criterios de adecuación de contratos entre agentes de países diferentes, a las restricciones especiales internas del país con crisis, criterios o convenios de aporte de excedentes físicos por interconexión reintegrables del mismo modo, etc. La división de asuntos regulatorios, deberá aparte de armonizar lo máximo posible los marcos nacionales actuales, estudiar y crear los marcos regionales que definan las características de las funciones del transporte en redes de interconexión así como la remuneración y la asignación de costos correspondientes. Este último tema es a futuro (5 a 10 años) estratégico

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para Uruguay dado que inexorablemente será un corredor energético de interconexiones entre Argentina y Brasil, y por tanto según que criterios de asignación de costos se adopten pueden resultar perjudiciales o razonables para la situación geográfica -energética del país. Propuesta 2: “Sobre la creación del despacho regional de cargas y la ADME.Reg” Respecto a la ADME.Reg administrará el mercado regional en el siguiente aspecto estratégico, esta oficina regional oficializará y homologará los contratos y precios firmados entre empresas de diferentes países, a efecto de poder presentarlos en los respectivos mercados mayoristas nacionales de energía en los países originales de las empresas; por tanto se transforma en el garante de que no existan contratos legales en lo administrativos pero en condiciones “especiales de precios” entre empresas de diferentes países que finalmente distorsionen las casaciones locales entre oferta y precio de la energía. Sobre el despacho regional de cargas, tal como se menciono a lo largo de esta tesis, su creación es fundamental a efecto de regular la utilización del río Uruguay y las represas hidráulicas en su cuenca, como a la coordinación y operación a mínimo costo global regional, basada en acuerdos de las estacionalidades entre las cuencas de los países miembros del MERCOSUR. Estas condiciones de borde junto a la de los usos por contratos homologados de interconexiones se bajarán a los respectivos despachos y administraciones locales. Como lugar físico se propone, por su enclave e infraestructura institucional y logística, a la represa de Salto Grande a efectos de albergar dicho despacho regional de cargas y la correspondiente administración del mercado eléctrico regional.

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C) Herramientas para la definición de nuevos instrumentos-Fase VI de programación Los resultados fundamentales de la fase de diagnóstico y prospectiva (Fases I a la V) En esta fase los decidores de la política energética, reformulada la institucionalidad, programan los grandes objetivos y acciones de la política energética; a saber, usos eficientes de la energía, programación de inversiones en las cadenas y tratamiento del capital, importaciones y finalmente estimación de impuestos y nivel de precios. Si bien el fijar el rumbo único es tarea concatenada pero independiente de los verdaderos hacedores en los sucesivos gobiernos, es posible repasar, tal lo visto en las partes II, III y especialmente la IV, resultados robustos de las formas y modalidades de el consumo por un lado y por otro las proyecciones de la necesidad de oferta física y económica; así por tanto orientar o sugerir acciones básicas para ser tomadas en cuenta por los responsables de la fase de programación de la política energética nacional. a) Sobre el inventario de recursos energéticos. Los recursos a escala ante la evidencia actual están agotados, es decir no se cuenta con reservas probables de petróleo o GN y los saltos hídricos de importancia están ya explotados. De todas maneras no existen exploraciones serias mar adentro donde hay indicios de presencia de reservas de petróleo fundamentalmente, continuando la línea de descubrimientos de PETROBRAS en Brasil. Existe sí un potencial distribuido de recursos dentro de los que se destacan en pequeños emprendimientos hídricos un total de 150 a 200 MW tomados de 0,5 a 4 MW, vientos medios anuales del orden de los 5 a 6 m/s pudiendo ser mayores puntualmente lo que se debe confirmar con investigaciones en el área, probabilidad de usos de plantaciones energéticas en masa (girasol) y la biomasa en especial por la política de forestación iniciada hace 15 años. b) Sobre la utilización más racional de la energía por concepto y según la dotación de recursos. La electricidad en sus sectores utiliza cerca del 4,7% de la energía final total a efecto de usos calóricos, en especial calefacción de ambientes y calentamiento de agua en el sector residencial y comercial, y usos productivos calóricos industriales. La fuente que aporta dicha energía es la electricidad, debido especialmente a estos usos, dado que aportan directamente al pico de carga, debe adicionar a futuro grandes cantidades de potencia y energía asociada de importación firme o de generación local térmica nueva. Por lo que es de orden combinar acciones pertinentes a efecto de mejorar la eficiencia en la punta del sistema, sustituyendo por GN -o GLP algunos usos-, y en paralelo modular la curva de carga (DSM) manteniéndose el usuario en la fuente de electricidad mediante señales tarifarias horarias adecuadas. Los combustibles en sector Industrial, el transporte en menor medida y marginalmente el residencial utilizan cerca del 13,8% de la energía final total (comercial) en procesos calóricos o movimiento, estos sustituibles por GN; que en una política sin distorsiones tarifarias internas y con un contexto regional que resuelva mínimamente la predecibilidad de la oferta de GN debería reflejar sus claras ventajas de costos finales menores al usuario. En cuanto a la mejora de eficiencia sectorial de consumo especialmente en el sector industrial, este necesita señales de estabilidad de política energética y de coherencia en la estructura tarifaria a efecto de promover la sustitución más eficiente produciendo los ahorros energéticos y de divisas correspondientes. En él sector transporte la ineficiencia pasa fundamentalmente por el lado de la oferta, teniendo un consumo totalmente desadaptado de la capacidad de refinación definida en el país. Dicha ineficiencia fue inducida a partir de una política de precios distorsionada del gasoil respecto a las naftas. Las acciones primordiales pasan por intentar adaptar el consumo a la estructura actual de 50 mil barriles diarios de refino. En tal sentido entre otras se pueden marcar primero poner en el mercado el producto “kit_GN_vehicular”, y la oferta correspondiente de estaciones de GNC, a un precio regional (600USD) especialmente para frenar la migración de “motores a nafta” de uso particular para “motores a gasoil” que

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se da en la actualidad. En segundo lugar y paulatinamente reducir la diferencias precios relativos antes y después de impuestos de la nafta respecto del gasoil. Otras medidas, a estudiar más a fondo dado lo reducido del ahorro energético respecto a otras ineficiencias y lo elevado de los costos del cambio, son el pasaje del transporte público de Montevideo de gasoil a GN-dual. A nivel del comportamiento social respecto a la energía, no existe en el país cultura de eficiencia, la que lamentablemente solo en los momentos de crisis se establece. Dicha incultura pasa fundamentalmente por no tener en los planes de formación curricular de la ANEP (primaria y secundaria) y Universidades, específicas materias en dicha área. Por tanto existe un potencial enorme de inversión en educación que, de hacerlo, con seguridad traerá desde la próxima generación (15 a 20 años) enormes ahorros energéticos y por tanto en divisas para nuestro país importador obligado de energía. c) Tratamiento de los capitales privados externos o nacionales a invertir en el sector. Primariamente se debe ordenar institucionalmente el sector, es decir las señales desde el manejo del Estado en lo energético, tal lo visto, son inadecuadas. En segundo lugar, y solo solucionado lo anterior, se debe apuntar a cambiar y fijar claramente las reglas de juego que den estabilidad de largo plazo a los inversores y aporten necesariamente a un política productiva nacional, es decir dejando un número de empleos mínimo en el país así como favorecer a la generación de valor agregado conexo341 a dicho emprendimiento central. d) Programa de inversiones o ahorros, importaciones para las diferentes cadenas. La variable influyente primordial en este aspecto es por un lado la decisión de la participación y en que cuota del GN final al año 2025, es decir la tasa de sustitución global de energía final por GN al año 2025; y del mismo modo la definición o cuantificación de participación del GN a efecto de generación local de electricidad versus la importación por contratos de potencia y energía asociada; vale decir la definición del grado de autarquía versus la integración regional eléctrica. Por tanto se resume en pocas líneas todo lo visto en la parte V de la tesis, es decir para cada energético y vinculado a la opción de sustituir o no, la necesidad de grandes inversiones en generación-producción, transporte por un lado y las necesidades físicas y económicas correspondientes de cada cadena y a nivel general del sector. Electricidad. Sin sustitución de usos de electricidad: de continuar la fuente de electricidad abasteciendo los usos calóricos, especialmente calefacción y calentamiento de agua en horario de punta del sistema, se necesitarán unos 1100 MW adicionales al año 2020 a proveerlos mediante una combinación de autarquía con integración regional, es decir centrales térmicas nuevas y contratos de potencia firme con energía asociada. Con sustitución máxima: de implementar la sustitución máxima en 25 años, del mercado disputable de usos hoy de electricidad -es decir el 20% de la electricidad o el 4,7% de la energía final total-, se necesitarán unos 320 MW adicionales al año 2020; y un ahorro total, en todo el período de estudio, de energía de unos 32 TWh respecto a la opción sin sustitución. Decisiones inexorables al corto plazo Vinculado a los resultados generales presentados, y partiendo de la base que se descarta la generación térmica en régimen estable puramente a partir de refinados por lo oneroso, los desisores tienen que definir el grado de autarquía con centrales a GN duales y el grado de integración regional eléctrica; a efecto de cubrir en el 2020 entre 320MW (optimista) y 1100 MW (pesimista). Claro está que las divisas para nuevas centrales difícilmente estén en el estado, como en el caso de la primera a instalar, y la integración hay que construirla es decir 341

El subsidio a la generación eólica por ejemplo, solo tiene sentido si la fabricación de algunas partes del ensamble son fabricadas en lo local, así como todas las reparaciones y mantenimiento. De igual forma el aprovechamiento de pequeños emprendimientos, adicionado a la generación de investigación, desarrollo y posteriormente conocimiento y/o patentes asociadas que dan la participación de las universidades del país.

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–tal lo propuesto- institucionalizar y profesionalizar el instituto MERCOSUR por un lado y apoyar y participar en obras de interconexión nuevas especialmente con Brasil. Antes de resolver el problema debe también intuir algo sobre las direcciones de los problemas en momentos de crisis eventuales de los sectores energía de los países de la región. Conclusión Sector Electricidad: “Autarquía Vs Integración” y “la eficiencia energética”. El Uruguay indefectiblemente deberá moverse en un punto medio entre la integración total eléctrica y la autarquía total de generación, respecto de proveer las necesidades adicionales de potencia y energía asociada –entre 320MW y 1100 MW al 2020 según la definición de sustitución que se adopte o el criterio de seguridad de diseño adoptado-. Este punto medio sumado a, por un lado los momentos de crisis estructurales o climáticas que sufres los sectores energéticos de los países, por otro que el Uruguay no posee combustibles (petróleo y GN) en su territorio y es tomador de precios; lleva a concluir que la solución de largo plazo (luego del año 2030) es la apuesta a la integración energética regional, en las condiciones planteadas y con un grado de autarquía atemporal no inferior al 50%, y por otro lado el fomento de la energía nuclear en el territorio. Independiente de esto y también mientras no se cuenten con un soporte institucional y de interconexiones amplias debería fijarse un grado de autarquía al 2020 no inferior al 75% de la demanda máxima. Este criterio en los hechos implicaría, en el caso pesimista (adoptando un criterio de diseño seguro al 100%) de sustitución, que manteniendo contratos de potencia firme y energía asociada con la Argentina del orden de los 380 MW, aún luego de la entrada de la nueva central a GN, al año 2020 se debería tener operativa interconexiones con Brasil de un orden de los 300 MW firmes y adicionar localmente una segunda central a GN de 400 MW –que debería entrar con un modulo en funcionamiento luego del 2011-. Por el lado de la oferta y teniendo en cuenta los resultados robustos obtenidos las acciones básicas son: 1. Desde el mecanismo MERCOSUR reformado y aceitado, inicialmente desde las instituciones encargadas de planificar a largo plazo la energía de los países, se debe encarar los estudios, análisis, difusión a privados y apoyo de las interconexiones necesarias para un mercado eléctrico regional fluido. 1.1 Identificación de proyectos de interconexión de interés (técnico, económico). 1.2 Creación de la regulación de los criterios de remuneración de redes de interconexión, incluyendo definición de usuarios y criterios asociados de uso. 1.3 Crear la normativa de operación y coordinación de las interconexiones, a ser aplicada y operada por el despacho regional de cargas o quien este designe. 1.4 A efecto de obtener seguridad y estabilidad del sector, especialmente de los acuerdos entre agentes de países diferentes, oficializar la homologación a nivel del MERCOSUR de contratos así como buscar acordar los criterios básicos en caso de crisis del sector energético y su vínculo con los contratos. 2.

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En lo local y partiendo de que una segunda central en el territorio nacional será, asumiendo una sustitución entre pesimista y media, inexorablemente necesaria a pleno para el año 2020 e instalada luego del año 2011; definir a partir de estudios y análisis a nivel de la planificación energética nacional la priorización entre reformar a GN las actuales centrales de respaldo o finalmente instalar en casa blanca utilizando el gasoducto “tapado” la central “Casa Blanca”. Para el año 2007 se debe tener cerrado este aspecto en cuanto a la priorización entre ambas alternativas. Fomentar la instalación de generación distribuida a base de GN en unidades de 5 a 30 MW, con el objetivo de tener una meta de 100 MW instalados al 2020. . Legislar y Regular sobre energías renovables a efecto de fomentar la instalación de eólicas y mini turbinas con la meta de tener 50 MW instados al 2020.

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Realizar estudios técnicos- económicos que orienten a difundir la necesidad de apoyar la investigación y el uso de energía nuclear como las modernas CCGI (ciclo combinado de gasificación integrada), estas últimas basaddas en la realidad de que en Brasil y próximo a la frontera se cuentan con reservas de carbón mineral energético para más de un siglo. Asociado a la forestación y el destino que tengan los residuos y la madera concretamente, coordinar y dirigir el fomento de la cogeneración de las empresas del sector.

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Por el lado de la demanda y teniendo en cuenta lo visto hasta ahora las acciones básicas son: 1

Realizar a la brevedad una encuesta energética nacional, “punto de partida” obligatorio luego de la última crisis económica y social que sufre el país. 2 Gerenciamiento de la demanda (GSM) eléctrica a efecto de trasladar usos fuera del horario de pico de carga del sistema, siendo pilares la política de tarifa eléctrica y la oferta de aparatos pertinentes a precios razonables. 3 Definición y política activa a efecto de la sustitución de usos de calentamiento de agua y calefacción eléctricos de hogares por GN (redes o GNC) y GLP. Definiciones impositivas para la penetración así como de marketing fuerte. 4 Actualizar, según 1, los estudios de viabilidad de las sustituciones de los sectores industrial y transporte nacional generando lineamientos claros. 5 Centralizar, tal lo propuesto en la DNE, todo lo referente a la eficiencia energética desde la sustituciones anteriores hasta lo cultural de mal uso: 5.1 Definir y orientar los objetivos de sustitución marcados en 3 y 4. 5.2 Definir, coordinando con la educación, la sistematización del ahorro. 5.3 Fomentar, asociado íntimamente a 5.2, normalizando y reglamentando, un mercado privado de eficiencia energética mediante la creación de empresas de servicios de eficiencia energética (ESCO).

Petróleo y refino. Sin sustitución de usos de refinados: Sin penetración, o marginal, del GN serán necesarios para el año 2020 unos 20 mil barriles/día adicionales de capacidad de refino o en su defecto importación Con sustitución máxima: De implementar la sustitución máxima en 25 años, del mercado disputable de usos hoy de refinados -es decir el 25% de los combustibles o el 13,8% de la energía final total-, se necesitarán unos 6 mil barriles/día adicionales al año 2020; y un ahorro total, en todo el período de estudio, de crudo de unos 71 millones de barriles respecto a la opción sin sustitución. Decisiones inexorables al corto plazo En este sector los problemas no pasan por la oferta dado que el crudo se compra y la refinería está a la fecha sobre dimensionada para el consumo actual y especialmente desadaptada a la forma de consumo, por lo que se puede resumir que sobre la capacidad de refino no serán necesarias ampliaciones prácticamente por más una década. Las decisiones pasan por un lado por el ahorro de la compra de crudo -por tanto depende del ahorro de los usuarios o la sustitución- y por otro el aprovechamiento de las instalaciones de refino ya invertidas sea para reorientar la composición del consumo local de refinados o colocar naftas en el exterior a partir de asociaciones estratégicas con terceras empresas.

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Conclusión Sector Refinados: Este sector fundamentalmente presenta a la fecha dos cuestiones básicas, i) la sobrecapacidad y desadaptación de la refinería respecto a la demanda interna y ii) el inexorable alineamiento de los precios finales de los derivados con los de la región en el corto o mediano plazo. Estas cuestiones implican una política energética, no empresarial, que defina y oriente la sustitución de energía final de refinados por GN en los sectores industrial y transporte fundamentalmente, como así tambíen el residencial en urbanizaciones nuevas. El instrumento, sumado al aprovechamiento de la capacidad existente en gasoductodos, es, transparentar los costos e impustos de los energéticos. Esta política implicaría la modificación de los precios relativos antes y después de impuestos de gasolina/gasoil alinendolos a la región, la definición del uso de GLP como energético social fundamentalmente para calefacción- y el fomento al uso de motores duales GN/gasolinas en autos particulares y transporte público.

GN Con participación marginal del GN en la matriz de energía final: De continuar con una participación marginal (menor al 5%) de el GN en la matriz de energía final no son necesarias obras de infraestructura adicionales en gasoductos, si en plantas compresoras en la medida de superar los 2,2 millones de metros cúbicos por día. En particular el gasoducto “GSCD” por sí solo, es capaz de abastecer la demanda teórica del país, marginal, adicionando dos centrales de ciclo combinado de 400 MW en la zona sur del país y unos 100 MW de generación distribuida en su recorrido, esto con adicionar una segunda planta compresora en Punta Lara. Independiente de esto se tendrían los gasoductos del litoral prácticamente sin uso en Paysandú y en Casa Blanca capaz de alimentar una central de ciclo combinado de 1000 MW. Con penetración máxima posible del GN en la matriz energética final: En caso de que la penetración al 2025 del GN sea la máxima teórica posible un 20%, es decir toma de la matriz de energía final el 4,7 % proveniente de la electricidad, el 13,8% de los refinados y el 1,5% de la leña, hasta el año 2020 no son necesarias obras de infraestructura adicionales. En teoría en el año 2020 el gasoducto “GCDS” tomaría en la nominal de capacidad, a saber 5,5 millones de 3 m /día, el gas correspondiente a una central de 400MW (33% capacidad) y al consumo final sustituido (67% capacidad). Por tanto la sustitución real estará seguramente en un punto medio e interactúa con la definición de si se instalan nuevas centrales grandes o distribuidas en el sur del país. Es decir una definición condiciona a la otra, por ejemplo si instalan 400 MW adicionales al sur esto reduce la sustitución a un máximo teórico de 10,3 %; una central de 1000 MW reduce a cerca de 8%. Por el contrario si se define una meta y objetivos de sustitución concretos, se condiciona la capacidad de centrales concentradas o distribuidas instaladas al sur, es decir si el objetivo técnica y económicamente fuese el 20% de penetración de matriz final por el GN solo hay lugar para unos 400 MW los definidos para la central a instalar. Por el contrario si los objetivos reales fuesen el 10% o 8% de la matriz final al 2025, pueden instalarse en el sur 800 MW o 1000MW respectivamente. Lo anterior significa sin inversión adicional en infraestructura en el “GCDS”. Por otro lado tenemos los otros dos gasoductos en el litoral, uno que como máximo podrá ocupar el 30% de su capacidad si se extiende a otras ciudades del interior y el otro pensado para una central de unos 1200 MW. Inversión económica: Las inversiones nuevas fundamentalmente estarán en el sector distribución a efecto de poder expandir un servicio de red y conexiones que a la fecha es marginal en Montevideo y prácticamente nulo en el interior. Esta inversión depende de dos factores, el objetivo de sustitución y de los sobre costos efectivos de penetración al mercado, variable esta última definitivamente la mas sensible a la inversión. La inversión en caso de buscar sustituir el

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máximo teórico posible por GN, es decir el 20% de la matriz final, es de unos 1060 millones de dólares actuales; claro está que presupone una red perfectamente adaptada a la demanda tomada y que es la máxima sustituible de las zonas correspondientes. Decisiones inexorables al corto plazo: El objetivo de sustitución al 2025 y/o el numero de centrales a instalar en el sur del país. Esto solo es posible luego de una encuesta de energía para luego profundizar los estudios para definir la capacidad y forma de financiar la sustitución, en que zonas o barrios y de que ciudades respecto a lo hogares, y lo mismo de forma individualizada para cada industria. En paralelo también para el sector transporte reformular, o realizar seriamente, el proyecto de sustitución a GNC_dual de los autos particulares y del transporte público. Conclusión Sector GN: Este sector tiene asegurado el transporte hasta luego del 2020, el energético en sí depende de Argentina y eventualmente Bolivia y por tanto de la estabilización regulatoria y de exploración de la regional. El punto interno a definir es el uso y en cuanto del GN para energía final por un lado y el uso para centrales térmicas adicionales el que sale de la definición o compromiso entre autarquía e integración; claro está que ambos se ligan a la estabilidad regional. La institución encargada de planificar la energía a largo plazo debería tener esta definición clara no más del año 2007.

e) Estímulos para la promoción del desarrollo productivo-social del país. A efecto de alinear la energía con un objetivo productivo del país y por tanto del desarrollo y el bienestar general, se orientan algunas cuestiones que pueden ayudar a andar ese camino: Descentralización y fomento productivo industrial: se debería fomentar la instalación de empresas cerca de las represas a efecto de ofrecerles, por el lado de la energía una cantidad anual –referido a la media histórica- sin costo asociada al agua vertida anualmente. Por el lado de la potencia efectivamente cobrarle los servicios de redes de transporte en que incurren y no los valores medios para el país o zonal. Como contraparte se pediría a las empresas un consumo anual tantas (x %) veces superior al otorgado gratuitamente, siendo la diferencia paga a valores de mercado spot o contrato correspondiente. Estudio a efecto del cálculo de tasas por tierras improductivas (excluido los costos de expropiación, etc. asumidos en el momento de la construcción), que deberían pagar las represas hídricas a un organismo encargado de invertir –coordinando con las intendencias correspondientes- productivamente en diferentes proyectos de las zonas aledañas o en zonas diferentes que afectan positivamente las zonas aledañas. A modo de ejemplo en Brasil la ANEEL a definido tasas a pagar por las centrales hídricas del 0,5% al 2,5% de la energía generada valuada al precio más bajo de los contratos vigentes o en su defecto el SPOT por algún factor de ajuste Actualización legislativa y regulatoria del papel de las energías renovables y distribuidas: se debe en primera instancia legislar sobre subsidios explícitos y las exoneraciones impositivas a los emprendimientos en cuestión, asociado a algunas características de las empresas, número de empleados, proveedores nacionales obligatorios para alguno de los insumos, etc. Posteriormente se debería reglamentar la participación de dichas energías en los mercados correspondientes, es decir precios a pagar y obligatoriedad de despacho, etc. Por último las comunas podrían adicionar el uso de terrenos en préstamo por 30 años por ejemplo y exoneraciones de contribución inmobiliaria, etc.

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d) Fases I a la V, diagnóstico y prospectiva de la energía en lo físico-técnico-económicolegal . Estas fases I a la V, que luego de definida la fase VII de reformas de la institucionalidad sectorial, son de hecho las fases siguientes a estudiar y analizar; a partir de las cuales se construye la fase VI de programación cuyos elementos fundamentales se resumieron anteriormente. Todo el detalle o contenido programático de dichas fases, I a la V, está respectivamente en la parte IV, tema A al D, así como en la parte III. En cada punto particular se marca las características sobresalientes del diagnostico y/o prospectiva energética tanto de la oferta como de la demanda sumado al entrono legal-normativo del sector. Dichas características sumadas pautan o concluyen en la necesidad de reformular el rol estado y sus instituciones, aspecto éste que marca el objetivo central de investigación de la tesis, a efecto de iniciar la construcción de una nueva política energética de estado e integración. Dicha sumatoria individual de necesidades, de todas formas, fue resumida de manera conceptual en sus estamentos fundamentales en la introducción del presente ítem, previo a proponer la “guía” para la construcción de una política energética.

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C. Temas conexos o derivados: las líneas de continuación. Esta tesis al tratarse de un estudio global y macro, y por tanto centrado en los aspectos sobresalientes, deja a su paso metodológico marcados tópicos donde sería y debería ser posible ampliar la investigación y el análisis correspondiente, a saber entre otros: Profundizar dentro del campo econométrico, a manera de lograr tener una correspondencia directa, el eventual vínculo entre las soluciones finalmente adoptadas a los modelos básicos econométricos planteados y las elasticidades sustitución; tanto agregadamente como sectorialmente. Estudiar la influencia, a nivel internacional, del grado de cobertura eléctrica sobre la tasa de crecimiento de la electricidad y los otros energéticos, en especial cuando superan el 90% de cobertura. En otras palabras si existe evidencia a partir de cierto grado de cobertura donde se frene el crecimiento unitario de energías. Efectuar comparaciones numéricas de los resultados obtenidos con la metodología propuesta de prospectiva en esta tesis, respecto a la alternativa de sumar los crecimientos individuales de los energéticos, independiente de que esto último carece de sustento conceptual. Dentro de aspecto de las reformas regulatorias del sector energía, analizar las incompatibilidades de los cometidos y objetivos de estas en países marcadamente presidencialistas como el caso de Uruguay. Para países pequeños como Uruguay, estudiar los “pro” y los “contra” de las diferentes formas de regular la función técnica del transporte de redes de interconexión, especialmente los criterios de asignación de costos posibles de utilizar. Es decir estudiar y proponer para el MERCOSUR las bases de dichos reglamentos de interconexión. Estudiar a nivel internacional las metodologías y resultados de las técnicas de gerenciamiento de la demanda utilizados. Profundizar el conocimiento en el área tecnológica asociado a la núcleo-electricidad y a las CCGI; esto último dado por la existencia de reservas en Brasil y Argentina y por otro lado por la posibilidad lógica que en esta década, y para “cuidar” el uso del petróleo, las naciones desarrolladas otorguen prestamos blandos (como entre 1978-1985) a efecto de invertir en centrales hidráulicas nuevamente como en nucleares y por que no a carbon. Dentro del área educativa estudiar y proponer la metodología de planes, materias y contenidos a efecto de concienciar al individuo desde temprana edad en la primara hasta el nivel universitario sobre la ahorro y la eficiencia energética. Estudiar en el sector de derivados del petróleo, la influencia de la región sobre Uruguay. Calculando su impacto en la paridad de importación, instrumento este estratégico a la hora de transparentar los costos de ANCAP. Profundizar los cálculos económicos en lo social y en lo privado, asociados a la penetración del GN, especialmente en lo que respecta a zonas gográficas concretas y los sectores específicos de consumo de GN y electricidad involucrados.

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VI.

Bibliografía y otras fuentes de datos.

Sobre aspectos econométricos:

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