Econométrica SA - Movimiento Productivo Argentino

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Argentina
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“CAE LA
PRODUCCIÓN
ENERGÉTICA.
Culminó el Ciclo
del Consumo del
Capital”
Por Alieto Aldo Guadagni
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JULIO
2010
40
1970 - 2010
años dedicados al
Análisis Macroeconómico
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Informe Mensual Julio 2010
“CAE LA PRODUCCIÓN ENERGÉTICA.
Culminó el Ciclo del Consumo del Capital”
Por Alieto Aldo Guadagni
I. IMPORTANCIA DEL PETROLEO Y DEL GAS EN ARGENTINA
Argentina se destaca por su alta dependencia del petróleo y del gas que representan casi el 90 por
ciento del consumo total de energía. Este índice nos está diciendo que la evolución esperada para
las producciones de estos hidrocarburos en nuestro territorio son claves para prever no solo el
comportamiento del comercio internacional de estos productos y sus derivados, sino también para
evaluar las perspectivas de la competitividad de los sectores productivos que utilizan intensamente
estos insumos energéticos. En el mundo el consumo de petróleo y gas satisface mucho menos del
consumo total energético (60 por ciento), correspondiendo el resto al carbón, la energía nuclear y las
energías renovables (principalmente hidroelectricidad, biocombustibles y eólica). Un caso excepcional
es Brasil donde la matriz de consumo energético se divide por partes iguales entre el petróleo más el
gas por un lado, y la hidroelectricidad, el etanol y la energía nuclear, por el otro.
Destaquemos especialmente el papel esencial que juega el gas en nuestra matriz energética, ya que
satisface nada menos que la mitad de todo nuestro consumo. En el mundo el gas satisface en
promedio apenas la cuarta parte del consumo total de energía y si miramos a Brasil veremos que la
importancia del gas se ubica en alrededor del 8 por ciento del total, mientras que la energía
hidroeléctrica representa el 13 por ciento y el etanol nada menos que el 28 por ciento. Argentina es
líder mundial en la utilización de GNC como combustible para los vehículos, y tanto la generación
eléctrica como la industria dependen fuertemente del gas como insumo.
Cuadro 1
Importancia del Petróleo y el Gas en el Consumo Total de Energía
en %
Fuente
Mundo
Brasil
Argentina
Petróleo y Gas
60%
50%
87%
Otras Fuentes
40%
50%
13%
Total
100%
100%
100%
Fuente: Econométrica S.A
Argentina es un país Líder Mundial en
el Consumo de Gas
Señalemos que no es lo mismo para la evolución futura de nuestra economía una caída en la
producción de gas que en la de petróleo. El petróleo es un commodity de amplia negociación
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“Cae la Producción Energética. Culminó el ciclo del Consumo del Capital””
Por Alieto Aldo Guadagni
internacional con claros precios de referencia, que se determinan de una manera global. No ocurre lo
mismo con el gas por los elevados costos de transporte para movilizarlo de una región a otra. Todos
los países importadores de gas están por este motivo en relaciones de fuerte dependencia con los
países exportadores, principalmente con sus vecinos.
En nuestro caso la dependencia existe con respecto a Bolivia, que no ha podido hasta ahora validar
su condición de proveedor cierto de gas. No solo no avanzan como lo programado y anunciado las
obras de tendido del gasoducto requerido para cumplir el contrato firmado con Bolivia en el 2006,
sino que además existen dificultades para ofrecer con certeza volúmenes de gas, incluso muy
inferiores a los inicialmente programados. Es un dato que nuestro vecino y exportador de gas no está
en condiciones de asegurar suministros ciertos y estables, por estos motivos las caídas en la
producción nacional tienen que ser cubiertas con importaciones marítimas de muy alto costo, como
viene ocurriendo desde el invierno de 2008 con la operación del barco anclado en el puerto de Bahía
Blanca. Este tipo de operaciones, que aumentaran aun mas este año, o incrementa fuertemente los
costos de los usuarios locales o se añade a la larga Iista de subsidios que enfrenta el Tesoro.
Recordemos además que por alrededor de cuatro años nuestro gobierno se ocupo de considerar con
Venezuela la eventual construcción de un muy extenso gasoducto (alrededor de 9000 kilómetros),
con una longitud superior a todos los actualmente existentes en el mundo. El gasoducto más largo
hoy vincula a Alberta (Canadá) con el Midwest de los Estados Unidos con 4900 kilómetros de
extensión. Esta ambiciosa iniciativa de integración gasífera sudamericana se evaporo ya que carecía
de justificación técnica y era además económicamente inviable, como los expertos anunciaron desde
el principio de las negociaciones con Venezuela.
II. LA PRODUCCION DE PETROLEO Y GAS EN EL PERIODO 1990-2010
En las últimas dos décadas se distinguen claramente dos etapas en la producción de petróleo. La
primera cubre el periodo 1990-1998 en la cual la producción aumenta en un 75,3 por ciento. El nivel
de producción del año 1998 (49,1 millones de m3) es el mayor de toda nuestra historia, a partir de
ese año comienza un periodo que ya lleva 12 años consecutivos de declinación productiva en el cual
en cada año se produce menos que en el año anterior, y actualmente casi el 30% menos que en
1998. Así por ejemplo, la producción de este año (34,8 millones de m3) será un 3,6 por ciento
inferior a la producción del 2009; las caídas más pronunciadas se registran en las importantes
provincias de Santa Cruz, Neuquén y Mendoza, por eso el aumento que se registra en Chubut no
alcanza a compensar estas caídas. Incide fuertemente en este cuadro de caídas en la producción el
desempeño de YPF, que viene reduciendo año a año su producción petrolera; es así como la
producción de esta empresa líder se ubica hoy un 15 por ciento por debajo del nivel del 2007. Por
este motivo YPF ha reducido su participación en la producción de petróleo a un 35 por ciento del total,
cuando en los noventa representaba el 43 por ciento.
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Cuadro N 2
Producción de Petróleo (1990 - 2010)
en millones de m3
60,0
50,0
49,1
75,3%
-29,1%
40,0
34,8
30,0
28,0
20,0
10,0
0,0
1990
1998
2010
Fuente: Econométrica S.A
La producción de gas vino creciendo todos los años desde 1990 hasta el año 2004, pasando en ese
periodo de 23 miles de millones de m3. a 52,4 es decir un aumento del 127,8 por ciento. A partir de
este nivel máximo alcanzado la producción comienza a caer todos los años ubicándose este año en
45,7 miles de millones de m3, o sea una caída acumulada del 12,8 por ciento. Pero la producción no
está cayendo en todas las provincias, ya que se registran aumentos en Chubut y la Pampa, pero
estos aumentos no pueden compensar las caídas en la producción de Neuquén, Mendoza y Santa
Cruz, ya que estas tres provincias representan más del 60% de la producción de todo el país. Inciden
en este cuadro de caída global de la producción de gas las reducciones que registra YPF que desde
el 2008 profundiza su caída productiva (alrededor del 25%) que ya se había insinuado durante el
2007. En estos momentos la producción de YPF representa apenas el 25 por ciento de la producción
total de gas en Argentina, mientras que en los noventa su participación se ubicaba en el 35 por
ciento.
Cuadro N 3
Producción de Gas (1990 - 2010)
en miles de millones de m
3
60,0
50,0
52,4
-12,8%
40,0
45,7
127,8%
30,0
20,0
23,0
10,0
0,0
1990
2004
2010
Fuente: Econométrica S.A
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III. CONSUMIENDO EL CAPITAL DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS
El principal problema que enfrenta hoy nuestro sector energético es la merma sistemática del nivel de
reservas, hecho que ocurre a un ritmo más acelerado en el gas que en el petróleo, configurando así
un cuadro preocupante para el futuro ya que, como se ha señalado en (I) es mucho más grave
perder el autoabastecimiento en gas que en petróleo por la distinta naturaleza de los mercados y de
los suministros internacionales de los productos.
Cuadro N 4
Reservas de Petróleo (1990 - 2010)
en millones de m
3
600
500
488
400
95%
-22,1%
380
300
200
250
100
0
1990
1999
2010
Fuente: Econométrica S.A
Las reservas de petróleo vienen cayendo desde el año 1999, para visualizar la importancia de esta
merma digamos que la misma ya equivale a la producción acumulada de petróleo por tres años.
Estimamos que el nivel de reservas cubre hoy menos de 11 años de la declinante producción actual.
Este coeficiente se reduce a 8 años si se lo refiere a la producción alcanzada en el año 1998. En
realidad las reservas de petróleo han caído aun mas de lo que indican estas cifras oficiales, ya que en
el año 2006 se modifico la metodología con la cual se estimaban; así en el año 2006.se dejo de
aplicar la anterior metodología indicada en la Resolución 482/98 de la Secretaria de Energía, para
comenzar a estimar estas reservas con una metodología distinta establecida por la Resolución 324
/06. Gracias a este cambio apareció en este año 2006, interrumpiendo una tendencia declinante, un
incremento de reservas de petróleo de nada menos que 62 millones de metros cúbicos, mientras que
en el 2005 las mismas habían caído 45 millones de metros cúbicos con respecto al año 2004,
cuantificada esta caída con el anterior criterio metodológico. Estamos así comparando cifras
generadas por distintas metodologías de estimación, a pesar que la nueva metodología por los
criterios que se aplican siempre da resultados superiores a los correspondientes a la anterior
metodología aplicada hasta el 2005. Lamentablemente no es posible reconciliar ambas cifras por
insuficiencia en la información publicada por la Secretaria de Energía.
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A lo largo de la década del noventa el ritmo de incremento de la producción de gas fue mayor al de la
expansión de las reservas, por lo tanto se fue reduciendo año a año la duración de las reservas en
términos de la producción anual. En 1990 las reservas comprobadas cubrían 25 años de producción,
pero en el año 2000 esta relación había caído a 17 años. Este coeficiente de reservas-producción
anual se deteriora mucho más a partir del año 2000, pero esta vez no porque las reservas trepen
menos que la producción sino sencillamente porque ahora las reservas disminuyen incluso en
volumen. Es así como hacia el año 2010 estimamos que las reservas comprobadas son un 55 por
ciento inferiores a las correspondientes al año 2000, se puede estimar que el nivel de reservas hoy
cubre menos de 8 años de la producción actual. Esta merma de reservas de gas es altamente
Cuadro N 5
Reservas de Gas (1990 - 2010)
3
en miles de millones de M
1000
800
34%
777
-55%
600
579
400
350
200
0
1990
2000
2010
Fuente: Econométrica S.A
Hay menos reservas de gas hoy que en 1990
preocupante ya que las mismas hoy equivalen a menos de 7 años de la producción del 2004, lo cual
indica una significativa pérdida de capital acumulado en este recurso.
Estas mermas en reservas tanto de gas como de petróleo limitan las posibilidades de aumentar la
producción, porque como expresan los petroleros al no aparecer nuevas áreas productivas se “obliga
a poner más bombillas en el mismo mate”, el resultado es que disminuye fuertemente la cantidad
extraída por cada pozo de producción. Por ejemplo, señalemos que hacia fines de los noventa un
pozo de petróleo extraía en promedio 9 m3 por día, mientras que en la actualidad extrae menos de
5m3, es decir casi la mitad.
IV. MALDICION GEOLOGICA O POLITICAS EQUIVOCADAS?
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El descubrimiento de nuevas reservas depende obviamente de la existencia del recurso natural pero
también de la intensidad del esfuerzo exploratorio. Por eso es importante prestar atención a como ha
venido evolucionando desde inicios de los noventa la actividad exploratoria de las empresas titulares
de concesiones de petróleo y gas. A titulo ilustrativo señalemos que durante los ochenta se
perforaron en promedio 116 pozos exploratorios por año. A inicios de los noventa se perforaron
alrededor de 83 pozos por año, mientras que en el trienio 1993-1995 la perforación promedio anual
alcanza su mayor valor con 138 pozos. Es interesante consignar que en ese trienio el precio
promedio del petróleo (WTI) se ubicaba en el mínimo valor promedio desde 1990 a la fecha, con
apenas 18 dólares el barril, que es el precio vigente durante el año 1995 cuando se alcanza el record
de exploración con 165 pozos. A partir de 1995 comienza la declinación del esfuerzo exploratorio.
Durante el trienio siguiente (1996-1998) se perforan 88 pozos anuales también con un valor muy bajo
para el petróleo de apenas 19 dólares. A partir del año 1999 comienza un periodo de alzas
permanentes en el precio internacional del petróleo, pero simultáneamente se agudiza la declinación
del esfuerzo exploratorio, ya que en el trienio 1999-2001 se perforan anualmente 48 pozos,
tendencia que se profundiza en el trienio 2002-2004 con apenas 27 pozos. Existe un repunte en la
exploración durante el trienio 2005-2007 con un promedio de 49 pozos exploratorios, años en los
cuales el precio del petróleo había ya trepado a un promedio de 65 dólares.
El año 2008 registra el valor más alto para este precio (100 dólares), sin embargo la exploración se
contrae a apenas 39 pozos, es decir menos de la mitad de los pozos perforados en el trienio 1996/98
cuando el precio era la quinta parte del precio promedio del 2008.
Cuadro N 6
Exploración de Gas y Petróleo y Precio del Petróleo (1990/2010)
Cantidad de pozos Exploratorios y Precio del petróleo en u$s
rril de Petróleo
160
Cantidad Pozos Exploratorios
Precio del Barril de Petróleo
138
140
120
100
100
88
80
83
48
40
20
25
22
62
75
39
42
35
2008
2009
65
60
18
49
33
27
19
0
1990/92 1993/95 1996/98 1999/01 2002/04 2005/07
2010
Fuente: Econométrica S.A
- Durante la década del ochenta se perforaron en promedio 116 pozos
exploratorios por año.
- En el 2008 se perforaron apenas 39 pozos un valor críticamente bajo, a
pesar del alto precio del petróleo.
- En el 2009 se perforaron 42 pozos
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Si la comparación se realiza con el trienio 1993/95, con precios entonces aun mas bajos, vemos que
en el 2008 se perforó menos de la tercera parte que en esos años. En el 2009 se registró un ligero
repunte con 42 pozos. Si incluso con estos muy altos precios internacionales del petróleo el esfuerzo
exploratorio se reduce drásticamente estamos en presencia de un grave problema para el futuro
abastecimiento de petróleo y gas. Este año el precio del petróleo trepa un 20% con respecto a 2009 y
se ubica en u$s75 el barril, sin embargo estimamos que el esfuerzo exploratorio decaerá a 35 pozos
(es decir una disminución adicional de por lo menos el 17%).
Influye sensiblemente en esta reducción del esfuerzo exploratorio el comportamiento declinante de
YPF, que hacia el 2005 perforaba anualmente 14 pozos exploratorios, es decir apenas el 25 por
ciento del total, como se observa un valor por debajo de su entonces participación en el total de
reservas que, como dicho antes superaba el 40 por ciento. Pero hacia el 2007 su participación en el
esfuerzo de exploración cae aun mas ya que perfora 5 pozos, es decir apenas el 11 por ciento de la
exploración de ese año en todo el país. Este mínimo esfuerzo de 5 pozos exploratorios se repite por
YPF durante el 2008. En el año 2009 el esfuerzo exploratorio de YPF registró su mínimo valor en toda
la historia de la empresa con apenas un pozo exploratorio en petróleo y ninguno en gas. Recordemos
que en la actualidad YPF aporta apenas el 35 por ciento de la producción total de petróleo y el 25 por
ciento del gas, mientras que en los noventa aportaba el 43 por ciento del petróleo y el 35 por ciento
del gas, esta merma en la importancia de YPF como productor se explica por la drástica disminución
que se observa en su esfuerzo exploratorio. El estado argentino tiene participación en el Directorio de
esta empresa, pero no se conoce ninguna intervención del representante estatal tendiente a revertir
esta política de extracción sin reposición de reservas.
La información disponible a la fecha señala que durante este año 2010 se profundiza aún más en las
empresas productoras la caída en las inversiones en exploración tanto de petróleo como de gas, ya
que durante el primer trimestre apenas se ha completado en todas las cuencas un solo pozo
exploratorio y ninguno de gas. El escaso y declinante esfuerzo exploratorio es el talón de Aquiles de
nuestro sector energético, particularmente en gas. No estamos en presencia de una maldición
geológica sino que estamos ahora recogiendo los frutos de políticas carentes de visión estratégica,
que son las principales responsables de esta marcha acelerada hacia la pérdida del
autoabastecimiento de petróleo y gas. Se requiere la urgente implementación de un plan estatal de
exploración de hidrocarburos para ser ejecutados por inversores privados, basado en licitaciones
transparentes, abiertas y competitivas. Desde ya que este plan no podrá ser implementado sino se
consolida un clima de confianza y estabilidad jurídica, particularmente en los aspectos tributarios. El
problema no son tanto los impuestos o gravámenes altos o bajos, sino la ausencia de reglas que
aseguren la estabilidad tributaria. Este sector tiene bastante con el riesgo geológico, propio de
cualquier actividad de naturaleza extractiva-minera, así que no es recomendable agobiarlo con un
riesgo adicional de carácter institucional.
V. HACIA LA PÉRDIDA DEL AUTOABASTECIMIENTO ENERGETICO
A lo largo de los noventa comenzaron a trepar aceleradamente las exportaciones de petróleo, que
pasan de apenas 1 millón de m3 en 1990 al valor récord de 19,3 millones en el año 1997. En dicho
año el país exportaba nada menos que el 40 por ciento de su producción petrolera, convirtiéndose así
el petróleo en el rubro de más rápida expansión de todas las exportaciones. A partir del año 1998 las
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exportaciones de petróleo comienzan a caer de manera sistemática año a año, de la mano de la
caída de la producción y, como hemos visto anteriormente, del declinante esfuerzo exploratorio a
pesar de los altos precios internacionales. A lo largo del año 2010 la exportación de petróleo será
mínima y estará concentrada exclusivamente en petróleo pesado. En el primer trimestre del 2010 la
Cuadro N 7
Exportación de Petróleo (1990 - 2008)
en millones de m
3
25
20
19,3
15
1830%
-86%
10
5
1
2,7
0
1990
1997
2008
Fuente: Econométrica S.A
exportación descendió un 20%. A los efectos prácticos el petróleo ha dejado de ser un ítem positivo y
relevante de nuestra balanza comercial, ya que las perspectivas de un aumento en la producción son
muy escasas en el corto plazo.
Algo similar viene ocurriendo también con las exportaciones de gas, tal como se muestra en el
Cuadro 8.
Cuadro N 8
Exportación de Gas (1990 - 2008)
en miles de millones de m
3
8
7
7,3
6
5
-80%
942%
4
3
2
1
0,7
1,5
0
1990
2004
2008
Fuente: Econométrica S.A
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Las exportaciones comienzan a crecer fuertemente a partir del año 1997 y alcanzan su máximo valor
en el año 2004, en el cual llegan a representar el 14 por ciento de la producción nacional. A partir de
ese año se desploman año a año, ya que la producción de gas no solo no venia acompañando el
aumento del consumo sino que además comienza a declinar a partir de ese año. En la actualidad el
aporte del sector gasífero a la balanza comercial es negativo, ya que las importaciones ya sea de
Bolivia, los barcos regasificadores o el muy caro gasoil y fuel oil que se utilizan como reemplazo
tienen costos muy elevados en divisas, además de no ser recomendables para la eficiencia en la
utilización de los equipamientos diseñados para utilizar principalmente gas.
Este año hay que prever significativos incrementos en la importación de gas vía marítima, y también
de combustibles líquidos. La evaporación de las exportaciones energéticas tendrá cierto impacto
sobre nuestro superávit comercial externo, teniendo en cuenta que el balance positivo entre
exportaciones e importaciones energéticas llegó a representar casi la mitad del superávit comercial
hacia el año 2006 como se puede ver en el cuadro 9. Este año estimamos que este superávit se
Cuadro N 9
El Sector Energético y la Balanza Comercial
en miles de millones de dólares
Superávit
Comercial
(a)
Superávit
Energético
(b)
en % del
Total
c = b/c
2006
12,3
6,1
49,6%
2007
11,0
4,0
36,4%
2008
13,0
3,3
25,4%
2009
17,0
6,0
35,3%
2010
14,1
1,3
9,2%
Fuente: Econométrica S.A
El superávit Comercial energético se reduce
fuertemente
ubicara en apenas 1,300 millones de dólares cuando en el 2009 había alcanzados a los 6000
millones Este debilitamiento de las cuentas externas energéticas es el reflejo de la disminución de la
producción y por ende de las exportaciones, mas el aumento en la importación de diversas formas de
energía, como electricidad, gas, LNG y gasoil. Un párrafo especial merecerán en la sección VII las
importaciones de fueloil provisto por Venezuela.
Estamos gradual pero persistentemente abandonando una etapa de casi 20 años de energía
abundante, exportada e internamente barata y comenzando a transitar por el sendero de la energía
escasa, importada y cara. Recordemos que los precios recientes del petróleo y el gas han estado
influenciados a la baja por la crisis de demanda global, pero cuando las grandes economías
comiencen a recuperarse plenamente es previsible esperar que estos precios vuelvan a trepar sobre
los niveles actuales. Es crucial que evitemos quedar mal posicionados en esos momentos que
vendrán seguramente. Pero para eso hay que producir sustanciales modificaciones a la actual política
energética, dándole una visión estratégica de la cual carece.
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VI. LOS PRECIOS Y TARIFAS DE PETROLEO Y GAS
Nuestros precios internos de los derivados del petróleo y del gas son los más bajos del Cono Sud.
Esta es la característica de los precios de todas las naftas y el gasoil, si bien la diferencia de los
precios expresados en dólares con nuestros vecinos ha disminuido en los últimos meses, ya que
nuestros precios internos vienen trepando por encima de la devaluación de nuestro peso con
respecto al dólar. Como se aprecia en el cuadro 10 los desfasajes de precios más pronunciados
corresponden a las tarifas de gas residencial e industrial, ya que tanto Brasil como Chile aplican
tarifas sustancialmente mayores. Debemos resaltar el importante descuento en el precio que se
aplica al gasoil utilizado por los vehículos de transporte urbano y también los de larga distancia. No se
presentan aquí cifras sobre el diferencial que también se aplica al combustible utilizado por los vuelos
de cabotaje interno. Desde ya que esta enorme madeja de precios por debajo de los costos da lugar
a significativos subsidios que son solventados por el Tesoro nacional. Estos subsidios, por la manera
en que se están aplicando hasta ahora hacen más regresiva la distribución del ingreso en nuestro
país.
CUADRO 10
Los Precios y Tarifas Energéticas
Mayo del 2010
Argentina
Brasil
Chile
Perú
Nafta Super
1,0
1,64
1,45
1,53
1,70
Gas oíl
1,00
1,42
1,27
1,32
1,90
2,70
2,70
Transporte Urbano
0,26
Transporte Larga distancia
0,26
Gas Residencial
1,0
27,20
15,60
Gas Industrial
1,0
3,77
4,10
Gas Licuado
1,0
3,90
4,10
Uruguay
Fuente: Daniel Montamat y Asociados
Las Distorsiones en los Precios Argentinos son Notorias
en el Gas y en el Transporte
Un caso que merece particular atención es la remuneración que reciben los productores de gas en
nuestro territorio. Hacia mayo de este año se les reconocía un precio promedio que era menos de la
tercera parte del precio que se le reconoce al gas proveniente de Bolivia, según el contrato renovado
recientemente por el gobierno. Como hemos visto anteriormente la producción argentina de gas viene
cayendo desde el año 2004, por esta razón la demanda, particularmente para la generación de
electricidad y la industria manufacturera, comenzó a ser cubierta por importaciones de derivados de
petróleo o LNG suministrado por los barcos regasificadores que operan cada vez mas desde el
invierno del 2008 en el puerto de Bahía Blanca. Los precios relevantes se indican en el cuadro 11.
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Cuadro 11
¿Estimulando la Importación de Gas?
en u$s por millones de BTU
Suministro
u$s
Producción Nacional en boca de Pozo
Gas Boliviano en Frontera
2,1
7,4
Fuel Oíl Importado
Gas oíl Importado
11
14
Barco Regasificador en Bahía Blanca
10
Gran Gasoducto Bolivariano
?
Fuente: Daniel Montamat y Asociados, Mayo 2010
Esta Estructura de Precios desalienta la
Producción Nacional
Es evidente que no luce racional para los intereses de nuestro país aplicar bajos precios a la
producción domestica de gas, estimulando así artificialmente la importación de suministros mucho
más caros. Esta política irracional es uno de los factores más importantes que explican la merma
sistemática de nuestra producción de gas y la fuerte y acelerada reducción en el nivel de reservas.
La política de precios internos del gas y del petróleo tienen que estar enmarcadas por una visión
estratégica, cuyo objetivo debe apuntar a preservar el autoabastecimiento eficiente de la demanda
local.
VII. EL MISTERIO DEL FUELOIL QUE NOS VENDE VENEZUELA
Nuestro comercio internacional de fueloil es un verdadero misterio sin explicación razonable. No es
fácil encontrar en el mundo naciones que compren en el exterior, erogando divisas, commodities que
les sobran en su mercado local, creando así un comercio ficticio tan inútil como perjudicial. Pero el
misterio se complica aun mas si el producto que se importa deteriora el medio ambiente mucho más
que el que se exporta al mundo. Bueno esto es lo que viene ocurriendo en nuestro país desde el
2004 por acuerdos comerciales con Venezuela. Hace años que Argentina es exportadora permanente
de fueloil. En el trienio 2001-2003, la exportación neta fue de 2,3 millones de toneladas, mientras que
en el quinquenio 2004-2009 supero los 3,2 millones de toneladas. Pero hay una gran diferencia entre
ambos periodos: en los primeros años de la década las importaciones fueron insignificantes, mientras
que durante la administración K se realizan a partir del año 2004 grandes compras directas por más
de 4,8 millones de toneladas. Estas compras están integradas, según lo indicado por la Secretaria de
Energía de la Nación en el “Plan Energético Nacional 2004-2008”, y se instrumentan con el convenio
firmado con Venezuela que establece que las “las ventas realizadas por parte de PDVSA a
CAMMESA, serán abonadas por CAMMESA a un fideicomiso, cuyos fiduciarios serán el Banco de
Desarrollo Social de Venezuela y el BICE”. Estas importaciones innecesarias hacen trepar
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fuertemente las exportaciones a 8 millones de toneladas, con un tráfico marítimo artificialmente
inflado por estos acuerdos de compras de PDVSA por parte de CAMMESA, sin licitación pública
competitiva de precios y calidades.
Cuadro N 12
Comercio del Fuel OIL
en miles de Toneladas
Periodo
Exportaciones Importaciones
Saldo
2001 - 2003
2.360
38
2.322
2004- 2009
8.030
4.807
3.223
Total
10.390
4.845
5.545
Fuente: Econométrica S.A
Estas operaciones están originando un importante quebranto al país, ya que exportamos a valores
FOB y al mismo tiempo importamos a valores CIF, que son naturalmente mayores, como se indica a
continuación.
Cuadro 13
El Costo de Importar Innecesariamente el Fuel
Oil que también se Exporta
(Valores 1° Quincena de Mayo 2010 por Ton. de fuel oil)
Suministro
u$s
Cotización Puerto Nueva York
Gastos de Importación
Costo Total de Importación
Gastos de Exportación
Valor Neto de Exportación
454
98
552
23
431
Quebranto por Tonelada (552-431)
121
Fuente: Econométrica S.A
En este Cómputo no se tienen en cuenta las diferencias
de calidad por la presencia de azufre contaminante en el
fuel oil importado, con valores superiores a los del fuel
oil Argentino
Durante los seis años transcurridos entre 2004 y el 2009 el comercio de fuel oil fue el siguiente:
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•
Toneladas de fuel-oil exportadas por refinerías argentinas en el periodo 2004-2009: 8.030.852
Exportación que, según la normativa vigente, debe ser autorizada por el Gobierno.
•
Toneladas de fuel-oil importadas en ese periodo : 4.807.297
•
Importado fuera del invierno (periodo Abril - Septiembre): 160.060 toneladas.
•
Exportado por nuestras refinerías en los meses de invierno (Abril – Septiembre): 2.610.011 Tons.
•
Importado innecesariamente: 2.770.070, el 60% de lo Importado.
Ello implica que de las 4.807.297 toneladas Importadas en el periodo sólo hubieran sido necesarias
2.037.227. O sea apenas el 40%.Se importó más del doble de lo necesario con un gran perjuicio para
la economía nacional ya que se exportó a valor FOB fuel-oil de buena calidad ambiental destinado a
mercados ambientalmente muy exigentes y se importó a valor CIF con un sobre costo superior a los
40 dólares por tonelada, con contenidos de azufre muy superiores; y con una logística de transporte,
descarga en puertos, y almacenaje que significaron otra fuente de costos innecesarios en una
operación redundante de importación y exportación del mismo fuel-oil (suponiendo similar calidad y
precio) que supera los 100 dólares por tonelada, como vimos en cuadro 13.
Si las autoridades fueran transparentes y sensatas no concretarían estas injustificadas operaciones
de importación de un insumo energético del cual somos fuertes exportadores tradicionales.
Simplemente CAMMESA podría licitar la compra de fueloil para la generación de electricidad,
adjudicando la adquisición a quien entregue el producto al menor precio en el puerto de Buenos
Aires. Con esta regla simple y clara se evaporarían como por arte de magia estas injustificadas
compras a Venezuela. El Gobierno justifica esta importación por la alta demanda invernal de fueloil;
en principio es un argumento razonable ya que existe un déficit de abastecimiento en los meses
invernales de máxima demanda de este combustible en la generación eléctrica, por la disminución
estacional en la disponibilidad de gas para esta generación .Pero la realidad es otra incluso en los
meses invernales; por ejemplo, en junio del 2005 se importaron 87.584 toneladas, pero al mismo
tiempo se exportaron nada menos que 85.756 toneladas. En julio del 2006 se importaron 229.756
toneladas a un valor CIF de 330 dólares y se exportaron 128.526 a un valor FOB de 303 dólares. En
junio del 2007 se importaron 205.085 toneladas a un valor CIF de 378,4 dólares y se exportaron
116.340 toneladas a un valor FOB de 350,1 dólares. Finalmente, y este dato seguramente llamara
particularmente la atención, en agosto del 2008 importamos 130.020 toneladas a un valor CIF de
658,3 dólares pero al mismo tiempo exportamos nada menos que 136.193 toneladas a un valor de
586 dólares. Hace años cuando alguien planteaba un negocio de comercio exterior insensato se
utilizaba la expresión “es como vender naranjas en el Paraguay”. Esta es la relación al dia de hoy
entre Cammesa y PDVSA.
Además, es sabido que la combustión de insumos que contengan azufre genera dióxido de azufre,
susceptible de transformarse en la atmósfera en ácido sulfúrico, que puede retornar bajo la forma de
lluvia ácida. Este tipo de precipitación causa daños ambientales y perjudica la salud humana, por eso,
en el mundo, desde hace años se ponen topes a la cantidad de azufre que pueden contener los
combustibles derivados de los hidrocarburos. Esto ya había sido considerado por nuestra Secretaria
de Energía, que en 2006 había sensatamente dispuesto que, a partir de junio de 2008, el fueloil
utilizado por las centrales eléctricas no podía contener más de un 0,7% de azufre. Pero poco antes de
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la entrada en vigor de la norma, la misma autoridad la derogó en abril del 2008. Este injustificado
retroceso regulatorio no tiene ningún nuevo fundamento técnico, sino que, simplemente,
injustificadamente alude a que "la necesidad de importar fueloil para las usinas eléctricas vuelve
conveniente ajustar las especificaciones de este” Dicho en otros términos, como innecesariamente
importamos fueloil perjudicial para el medio ambiente, anulamos la norma protectora de la salud en
lugar de procurar fueloil de buena calidad. Seguimos trayendo fueloil altamente contaminante y
mandamos al exterior un volumen superior de productos de mayor calidad ambiental.
Sería conveniente que CAMMESA suspenda ya estas injustificadas importaciones que nos obligan a
erogar divisas y que las autoridades, principalmente la de la Ciudad de Buenos Aires, presten
atención a la contaminación provocada por algunas calidades de combustibles.
VIII. LOS PROYECTOS PARA AUMENTAR LA DISPONIBILIDAD DE GAS
Desde el inicio de la gestión de la actual administración en mayo del 2003 el gobierno se ocupo del
abastecimiento de gas, centrando sus esfuerzos en prolongadas negociaciones internacionales con
Venezuela y con Bolivia, para lograr el acceso a sus yacimientos gasíferos. La evolución de la
situación en estos últimos siete años es la siguiente.
I) El gran gasoducto bolivariano, negociado con Venezuela
El proyecto considerado desde el 2004 señala que este gran gasoducto nace en Puerto Ordaz en
Venezuela y llega a Buenos Aires, cruzando por los Estados brasileños de Manaos, Para, Tocantins,
Goias, Mina Gerais, San Pablo y siguiendo hacia Uruguay y Argentina. Extensión de 9500 km (el mas
largo del mundo), inversión de alrededor de 27 mil millones de dólares, capacidad de transporte: 150
millones. de metros cúbicos día. (Nuestra producción total hoy es inferior a los 130 millones de metros
cúbicos diarios .Este gran gasoducto fue anunciado oficialmente el 9 de diciembre del 2005 en la
Cumbre Presidencial del Mercosur en Montevideo .Pero el caso es que, como se suponía desde el
inicio, este largo gasoducto era inviable financieramente y de muy difícil concreción técnica, por estas
razones fue abandonado pero recién después de 4 años invertidos en negociaciones y estudios con
el Gobierno de Venezuela. Recordemos que las autoridades de Petrobras lo descalificaron
definitivamente cuando expresaron: “es el mas grande proyecto de integración gasífera en
Sudamérica… pero para dentro de 50 años”. Es bien sabido que para trayectos de más de 4000 km,
la opción de “licuar” aparece como mas ventajosa. El caso es que por mas de cuatro años el
gobierno sin ningún fundamento técnico pensó que este inviable proyecto era la solución estructural
para mantener el abastecimiento gasífero,
II) El proyectado gasoducto del NEA (gas de Bolivia):
En noviembre del 2003, el presidente Néstor Kirchner anuncio en la Casa Rosada el inicio de las
obras de este gasoducto, con una extensión de 1500 km, y abasteciendo las provincias de Chaco,
Formosa, Misiones, Corrientes y Santa Fe. La fecha prevista de habilitación fue el 2006 .Este nuevo
gran gasoducto internaría en este región los volúmenes crecientes que se esperaban recibir de
Bolivia. El 4 de junio del 2010 el Gobernador de Misiones informo públicamente que las obras recién
se iniciarían en el 2011 y finalizarían entre el 2014 y el 2015.
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El gran error estratégico de nuestra política energética en los últimos años es haber depositado todas
las esperanzas de un mayor abastecimiento de gas en dudosas o inviables fuentes extranjeras, en
lugar de haber encarado desde el inicio una política de expansión de la producción nacional. Estamos
en presencia de un grave error nada menos que en el area energética mas importante de nuestro
país. Recordemos que somos el segundo país en el mundo que mas depende del gas en la matriz de
consumo energético, superados únicamente por Rusia (que tiene reservas por 70 años).
IX. LOS HIDROCARBUROS
EXPLORATORIAS?
SON
PROVINCIALES.
PERO
HABRÁN
INVERSIONES
Los hidrocarburos ahora son dominio provincial, según la Constitución Nacional de 1994 y la ley de
petróleo del 2006. Es así como hay 15 provincias petroleras que han otorgado en los últimos años
mas de 140 concesiones a inversionistas privados. Las inversiones prometidas superan los 1.700
millones de dólares. Sin embargo el procedimiento utilizado para otorgar estas concesiones no
siempre parece apuntar a movilizar genuinas inversiones exploratorias. Vaya como ejemplo lo
ocurrido en una importante provincia como Santa Cruz (tercer proveedor de petróleo y gas).
•
Durante el año 2006 la provincia de Santa Cruz licito y adjudicó 14 bloques para exploración y
explotación de hidrocarburos
•
Los 14 bloques cubrían un extenso territorio de 7,2 millones de hectáreas.
•
Las empresas oferentes debieron presentar en este concurso, como es de practica, dos sobres:
1. antecedentes y 2. propuesta técnica económica.
•
Las autoridades provinciales descalificaron, al rechazar desde el inicio al sobre 1, a casi todos los
oferentes
•
Se descalificó así a importantes y experimentadas empresas como YPF, Petrobras, Tecpetrol,
Pluspetrol, ENAP- SIPETROL, y otras empresas
•
Las 14 áreas se adjudicaron de la siguiente manera: 7 áreas con 4,3 millones de hectáreas a la
empresa Oil M, vinculada a Cristóbal López; 7 áreas con 2,9 millones de hectáreas a las
empresas EPSUR y MISAHAR, vinculadas a Lázaro Báez.
Cuando las concesiones se otorgan arbitrariamente no se generan las mejores condiciones para
movilizar inversiones que afronten los riesgos propios de la explotación en hidrocarburos. Es esencial
la presencia de empresas responsables, con recursos genuinos para invertir y con dominio de las
complejas tecnologías exploratorias. Cuesta pensar que con estos procedimientos, propios del
“capitalismo de amigos”, será posible expandir la producción de hidrocarburos.
X. PRECIOS Y TARIFAS ENERGÉTICAS
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Como se ha visto en el cuadro 10, Argentina registra hoy un importante desacople de los precios
energéticos tomando referencias internacionales y regionales de los países vecinos. La situación a
mayo de este año, puede ser sintetizada de la siguiente manera en los tres grandes sectores
Cuadro 14
Precio de la Energia en Argentina
100 = referencia Internacional y Regional
Petróleo y Derivados
70
Gas Natural
20
Energía Eléctrica
32
Fuente: Daniel Montamat y Asociados
energéticos. Este nivel de precios y tarifas no permite acumular recursos para expandir la capacidad
productiva y además exacerba el consumo y paraliza las iniciativas para mejorar la eficiencia y
conservación energética. Esta considerable insuficiencia será uno de los mas importantes desafíos
que deberá enfrentar el nuevo gobierno nacional que asumirá en diciembre del año próximo.
Además, estos desfasajes tienen un claro impacto fiscal, ya que obligan al Tesoro a financiar, no solo
inversiones sino también los crecientes gastos corrientes de las empresas del sector.
•
Durante el 2009 los subsidios energéticos superaron los 25.000 millones de pesos (ASAP). Estos
subsidios son los mayores del mundo entre países que no son miembros de la OPEP
•
Estimulan al consumo por encima de las inversiones para expandir la producción
•
La expansión de la capacidad productiva no acompaña el aumento de la demanda
•
Perdida del autoabastecimiento. Consolidan la “triple tenaza energética”.
•
Los subsidios al consumo energético absorben recursos fiscales para la expansión de capacidad
productiva
•
Como los ricos son mas “intensivos” en el consumo energético que los pobres, estos subsidios
agravan la desigualdad distributiva.
•
Al subsidiar energías fósiles contaminantes se desalientan las nuevas energías renovables y las
tecnologías limpias y conservacionistas.
•
Los subsidios energéticos agravan el deterioro climático
Este año el nivel de subsidios energéticos ha seguido trepando y apunta a superar los $30.000
millones de pesos a lo largo del 2010, es decir como mínimo un incremento del 20 por ciento. Esto no
debe sorprender ya que los ingresos genuinos del sector vienen creciendo por debajo del alza en sus
costos. Los costos vienen creciendo este año por el aumento en las muy caras importaciones de LNG
vía marítima; en el 2009 estas importaciones mas las de Bolivia representaron el 30 por ciento de los
2500 millones de dólares correspondientes a la remuneración a los productores primarios de gas en
Argentina mas estas importaciones, pero los volúmenes importados fueron apenas el 8 por ciento
total del suministro de gas, de acuerdo a las estimaciones de Gerardo Rabinovich. Como el consumo
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de gas seguirá naturalmente creciendo y la producción lamentablemente seguirá cayendo en el corto
plazo, treparan aun mas las importaciones a altos precios incrementando asi las erogaciones
estatales para subsidiar el consumo de gas.
X. CONSUMIENDO EL CAPITAL
La estrategia seguida desde el inicio del periodo de Gobierno de Néstor Kirchner (mayo del 2003) ha
sido maximizar los subsidios energéticos exacerbando el consumo y desalentando la producción.
Esta estrategia es exitosa cuando existen amplio margen de “capacidad energética”, reservas en el
caso de los hidrocarburos y capacidad excedente de generación y distribución eléctrica. El problema
que todo proceso de “consumir” el capital termina agotándose por crecimiento del consumo, y esto
es lo que está ocurriendo a velocidad creciente gracias al fuerte repunte de la actividad económica y
del consumo de los últimos meses, en un marco de caída de la producción y explotación energética.
Nuestros recursos energéticos han disminuido desde fines del año 2002 en 313 miles de millónes de
M3 de Gas y de 100 millones de M3 de petróleo. Esta reducción equivale nada menos que a la
producción acumulada de petróleo durante casi tres años y a la producción acumulada de gas por
siete años. Algo similar ocurre en el sector eléctrico donde el déficit de inversión en nueva capacidad
de generación viene creciendo desde el 2003, ya que se incorporó como nueva generación apenas el
60% del nivel requerido por la expansión de la demanda en estos últimos ocho años. Al mismo tiempo
cayó la inversión en renovación y mantenimiento en el sector.
Cuadro 15
Descapitalización Energética entre 2003 y 2010
en miles de millones de dolares
u$s
Petróleo
Gas Natural
Generación Energía Eléctrica
100 millones de m
3
313 miles de millones de m
3500 MW
Total
50.000
3
82.000
14.000
146.000
en % del PBI (2010)
41,7%
Fuente: Econométrica S.A
Esta considerable descapitalización de casi 150.000 millones de dólares equivale al 41,7% del PBI
(2010). También es igual a dos años sumados de inversión del país en todas las actividades de la
economía. Estas cifras nos ilustran acerca de la critica situación que deberá ser afrontada por el
nuevo gobierno a partir de fines del 2011.
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XII) LA PARADOJA: AVANZA EL GNC
En este cuadro de agotamiento de reservas y de precios no representativos de los costos totales de
producción, particularmente en gas, se nota un firme avance del consumo GNC destinado a los
vehículos que así sustituyen nafta. En efecto, el cuadro adjunto refleja la creciente evolución de los
autos convertidos a GNC.
Cuadro N 16
Parque Automotor a GNC en Argentina
cantidad de vehículos
Periodo
Total
Vehículos a
GNC
Incremento
en la
década
1990
50.000
2000
550.000
500.000
2010
1.900.000
1.350.000
Fuente: Econométrica S.A
En el mes de mayo de este año se convirtieron a GNC 9000 vehículos, es decir un 80% más que en
mayo del 2009. Hoy uno de cada cinco automóviles ya está convertido a GNC, alentado por un
importante diferencial de precios aun existente entre el gas y la nafta.
VIII. ES POSIBLE PRESERVAR EL AUTOABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS
En nuestra historia petrolera se destacan tres etapas. La primera se inicia cuando Frondizi asume la
Presidencia en 1958 y las importaciones entonces significaban el 60 por ciento del consumo total,
cuando los militares lo derrocan en 1962 estas importaciones se habían reducido drásticamente ya
que apenas representaban el 7 por ciento del consumo, gracias a la nueva política petrolera
(Frondizi - Frigerio) que en pocos años casi triplica la producción. Pero en los años siguientes trepan
los niveles de dependencia de las importaciones que se mantienen hasta la década del ochenta, a
partir de cuando comienza, con el Plan Houston de Alfonsín y se consolida con Menem, la segunda
etapa de expansión productiva que, como hemos visto, transforma a nuestro país en exportador
petrolero. Hacia fines de los noventa la exportación de petróleo representaba la tercera parte de la
producción nacional. El gas también acompaño este proceso
de consolidación del
autoabastecimiento energético, en el cual la abundancia de las nuevas reservas no solo permitió
expandir la penetración del gas en nuestra matriz de consumo energético a uno de los máximos
valores mundiales, sino también aportar divisas con exportaciones a países limítrofes.
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La tercera etapa, que es la que hoy vivimos corresponde a la administración Kirchner que, como
hemos visto en el capítulo VI, implementa una política de fuerte estimulo al consumo intensivo
energético a través de precios subsidiados, pero también de disminución de la producción nacional
como de desaliento a la exploración de hidrocarburos. Si no se invierte en exploración seguirá
cayendo tanto la producción de gas como de petróleo, que como hemos señalado viene ocurriendo
en los últimos años. Ya hemos perdido nuestra capacidad exportadora pero también el
autoabastecimiento que apenas nos duro 20 años. Pero no estamos geológicamente condenados a
ese destino de pérdida de nuestra seguridad energética, un valor critico en el convulsionado mundo
moderno.
Es alentador saber que es posible diseñar una política energética más sensata que la vigente, para
ello es imprescindible instaurar un nuevo régimen institucional previsible y estable, es decir con
seguridad jurídica y sin impuestos volátiles que desalienten la producción. La producción de
hidrocarburos tiene un alto riesgo geológico, por ello es muy negativo además añadirle un riesgo
institucional asociado con la inestabilidad normativa. Hay que convocar a genuinos capitales de
riesgo para expandir nuestra frontera de petróleo y gas, pero no tendremos éxito si insistimos con el
decadente y arbitrario capitalismo de “amigos”, que es por su propia naturaleza prebendaría, incapaz
de aportar efectivamente capitales a su propio costo, ya que justamente se invento para capturar
rentas de los recursos naturales y no para crearlas. El sendero de la expansión productiva se podrá
recorrer únicamente con un capitalismo competitivo y sin manipulaciones, acompañado por un estado
con visión estratégica. Reconozcamos que ingresar en una cuarta etapa y remontar nuevamente la
cuesta exigirá comprensión del problema y gran decisión política, Este esfuerzo aun pendiente hará
que la política energética seguramente ocupe un lugar relevante en las políticas de estado que
deberán ser consensuadas en el futuro.
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