Mercado Petrolero Argentino - El camino hacia la importación Julio de 2008

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El Mercado Petrolero Argentino en el período de post-devaluación Matías Lacabanne

1

Tesis de grado

“El Mercado Petrolero Argentino en el período de Post-devaluación. El camino hacia la

importación”

Autor: Matías LacabanneCorreo electrónico: [email protected]

Tutor: Lic. Alejandro Rofman

Junio, 2008

Seminario de Integración y Aplicación, Facultad de Ciencias Económicas, Universidad de Buenos

Aires

Todos los derechos reservados




2

INDICE Página

1. Introducción 03

2. El Marco Regulatorio 04

3. La Estructura de Mercado 06

4. La Evolución de la Oferta y la Demanda 07

5. El Impacto de las Retenciones 11

6. Inversión Pública y Subsidios – El Gas Natural 12

7. El efecto de las políticas de abastecimiento de gas natural sobre los 13

saldos de Gas Oil

8. Tendencias a futuro en la provisión y refinación de petróleo crudo 16

9. El proceso inflacionario 17

10. Resumen y conclusiones 19

11. Bibliografía 23




3

1. Introducción

La crisis política de Diciembre de 2001 fue el reflejo de una profunda crisis económica que tuvo

como principal e inmediata consecuencia a la caída de la Ley de Convertibilidad y la abrupta

devaluación del peso en más de un 300%, con el consiguiente deterioro del salario real. El paquetede medidas paliativas implementado mediante la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen

Cambiario 25.561 logró compensar sólo parcialmente dicho deterioro a través de la pesificación de

las deudas y el congelamiento de las tarifas de los servicios públicos.

En este contexto, que tornó mucho más atractivo al mercado internacional por el efecto riqueza

negativo generado por la caída del salario real doméstico, el gobierno implementó una serie de

medidas tendientes a asegurar el abastecimiento del mercado interno de hidrocarburos, apoyadas

principalmente en la aplicación de derechos de exportación y el control de los precios internos. Pero

el Mercado Petrolero Argentino sufrió cambios drásticos como consecuencia no sólo de estas

circunstancias políticas y económicas internas generadas a partir de la caída del Régimen de

Convertibilidad, sino también de factores externos que, conjuntamente, produjeron modificaciones

profundas en las pautas comerciales y regulatorias en que se desarrolla la industria.

Tales cambios se reflejan en el crecimiento de un 535 % en el valor internacional del Western Texas

Intermediate (“WTI”), crudo tasador para las operaciones de compraventa en el continente

americano, que pasó de 19,7 usd/bbl promedio en Enero de 2002 a 125 usd/bbl en Mayo de 2008. A

su vez, el desvío respecto de los valores promedio para cada año pasó de 3,2 usd/bbl en 2002 a 12,8

usd/bbl en 2007 y 13 usd/bbl en lo que va del año 2008, lo que marca un entorno de mayor

volatilidad en el mercado. Esto implica a priori un contexto muy favorable para los saldos externos

de los países exportadores netos de petróleo, pero a su vez un fuerte sesgo inflacionario para la

economía mundial dado el aumento de las paridades de exportación y su correlato de precios en el

mercado interno.

El contexto externo se caracterizó en todo el período por una tendencia permanente al alza del nivel

de precios de largo plazo. En esta realidad contribuyeron de forma significativa las expectativas

negativas sobre la oferta mundial generadas por las guerras en medio oriente, la política exterior

estadounidense, la parálisis de la industria venezolana, las catástrofes climáticas que afectaron el

corazón de la industria petrolera norteamericana y, más recientemente, el alza sostenida del

crecimiento de los países emergentes asiáticos - fundamentalmente China e India - que explican más

de la mitad del crecimiento esperado en la demanda de petróleo para los próximos treinta años.




4

En el plano interno, la imposición de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos constituyó el

inicio de una política fuertemente intervencionista basada en dos pilares micro y macroeconómicos

fundamentales:

(i)

La contención del nivel de precios interno(ii) El aumento de la capacidad recaudatoria del gobierno

El trabajo analizará los efectos de dichas políticas sobre la industria petrolera argentina, que fueron

posteriormente incrementados por el gobierno mediante sucesivos aumentos de las alícuotas de

retención, contribuyendo así al crecimiento del superávit fiscal aunque con un fuerte impacto en la

rentabilidad del sector privado y, consecuentemente, en la inversión y el desarrollo en las actividades

de exploración.

2. El Marco Regulatorio

La emergencia económica que azotó el comienzo de la década del noventa produjo un cambio

sustancial en la política hidrocarburífera y en el modo de asegurar el autoabastecimiento. Del mismo

modo, la profunda crisis de diciembre de 2001 modificó drásticamente el marco regulatorio de la

industria y reacomodó la estrategia de abastecimiento doméstico en función del modelo económico

adoptado.

La política de retenciones a las exportaciones de petróleo crudo fue implementada por el gobierno

mediante el Decreto 310 del 13 de Febrero de 2002 en el contexto de la emergencia económica

declarada con la sanción de la ley 25.561. Dicha norma delegó en el Poder Ejecutivo Nacional, en un

acto de dudosa constitucionalidad, la facultad de establecer la alícuota correspondiente. Fijada

inicialmente en el 20%, la alícuota fue posteriormente modificada por las Resoluciones del

Ministerio de Economía y Producción 337/04, 532/04 y 394/07, que llevaron respectivamente las

alícuotas nominales al 25%, al 45% para valores de WTI superiores a los 45 usd/bbl y, finalmente, a

un régimen móvil con una relación creciente respecto del valor del WTI. Esta política, que busca

actualmente generar más de mil millones de dólares anuales que contribuyan a acrecentar el

superávit fiscal del gobierno y controlar el nivel de precios internos, ha tenido evidente impacto en

términos de producción, desarrollo de reservas petroleras e inversión.

En la actualidad existen numerosas distorsiones en el mercado a raíz de la sanción de la Res.

394/2007 que incrementó las retenciones a las exportaciones bajo un régimen móvil que anula el

efecto de los incrementos en el precio internacional del barril, fijando la paridad tope de exportación

y, consecuentemente, el “valor de corte” del Mercado Interno en usd/bbl 42, precio sensiblemente




5

inferior a los aproximadamente usd/bbl 125 en que actualmente cotiza el WTI. A valores

incrementales de WTI, esto implica una renta decreciente en la exportación para las empresas

productoras ya que las regalías petroleras se pagan en base a un porcentaje fijo del 12% sobre el

valor F.O.B. de la exportación antes de retenciones, dado lo establecido en el art. 6° de la Ley 25.561

según el cual “en ningún caso el derecho a la exportación de hidrocarburos podrá disminuir el valor en boca de pozo para el cálculo y pago de regalías a las provincias productoras”. Esto ha generado

grandes conflictos entre las empresas productoras que reclaman al gobierno una modificación al

esquema actual que permita eliminar las costosas imperfecciones técnicas de la actual legislación.

La alícuota nominal de retenciones ronda el 200% en los actuales niveles de WTI. Es importante

remarcar sin embargo que la alícuota efectiva que se aplica al exportar surge de considerar el

siguiente artilugio matemático:

d = [1 - ( 1 / (1 + D) ]

Siendo “d” la alícuota efectiva y “D” la alícuota nominal fijada por la legislación vigente. Así, una

tasa nominal del 20% se traduce en una efectiva del 16,7%, una tasa nominal del 25% en una

efectiva del 20% y una tasa nominal del 200% en una efectiva del 66,7%. Es decir que actualmente,

por cada barril de petróleo exportado, el estado nacional se apropia del 66,7%. Si a esto se le

adiciona el pago de regalías a los gobiernos provinciales, la distribución de la renta petrolera queda

conformada de la siguiente manera:

Distribución de la renta petrolera

Retenciones; 66%

Net Back exportador;

22%

Regalías petroleras;

12%

Gráfico 1

Es decir que para un WTI de 125 usd/bbl, y un precio FOB de 117 usd/bbl - descontando un

aproximado de 8 usd/bbl en concepto de calidad y flete -, esto implica que por cada barril exportado

el estado nacional se apropia vía retenciones de 77,7 usd/bbl, las provincias de 14 usd/bbl, y las

empresas productoras de 25,3 usd/bbl sin considerar las cargas impositivas por Ingresos Brutos y

Ganancias.




6

El mismo régimen basado en derechos de exportación incrementales y compensatorios de aumentos

en los valores internacionales se utiliza para calcular las retenciones específicas de kerosene, fuel oil,

aceites y naftas, que hasta Noviembre de 2007 estaban sujetas a una retención nominal de solamente

el 5%. Adicionalmente, mediante la Resolución del Ministerio de Economía y Producción 127/2008

el mismo sistema fue aplicado a las exportaciones de Gas licuado de petróleo, incrementando el

derecho de exportación de un 25% nominal a un 90% en los actuales niveles.

Dejando de lado el componente recaudatorio, esta política tiene su correlato en los precios de venta

locales y en este sentido, forma parte de la estrategia del gobierno para combatir la inflación. Esto es

así dado el impacto de las retenciones al petróleo, que se traslada en forma directa al precio de venta

a las refinerías locales por la caída en la alternativa de exportación de las compañías productoras.

3. La estructura de Mercado

En Argentina se producen actualmente alrededor de 102.000 m3 diarios de petróleo con la siguiente

distribución de mercado entre las empresas productoras:

Participaciones de mercado de empresas productoras de petróleo

Otros; 14,64%

YPF S.A.; 41,02%

Pluspetrol S.A.; 2,15%Tecpetrol S.A.; 2,64%

Petro Andina Resources

S.A.; 1,52%

Petrobras Energía S.A.;

5,90%

Pan American Energy

LLC; 16,86%

Capsa Capex; 1,72%

Occidental Exploration

Inc; 6,54%

Chevron San Jorge

S.A.; 7,01%

Gráfico 2

Esto muestra una producción muy concentrada en dos empresas que representan cerca del 60% de la

producción nacional. En el caso particular de YPF S.A., esta es una compañía integrada ya que

petróleo crudo de su propiedad y tiene una participación aún mayor en el “downstream” (sector

refinador) que en el “upstream” (sector productor).

Asimismo, las cuencas productoras de petróleo en el país se dividen de acuerdo al siguiente

esquema:




7

Cuencas productoras de petróleo

Cuyana; 5,43%Austral; 4,76%

Noroeste; 2,31%

Neuquina; 43,89%Golfo San Jorge;

43,61%

Gráfico 3

Tal como se desprende del gráfico, las cuencas más relevantes por su participación en el total son la

cuenca Neuquina y la del Golfo San Jorge que producen crudo Medanito por un lado y Escalante y

Cañadón Seco por otro.

El crudo tipo Medanito es un “crudo liviano” rico en cortes intermedios del petróleo como gas oil,

lubricantes y naftas, en cuya producción participan mayoritariamente YPF S.A. y Chevron San Jorge

S.A. Es un crudo escaso, así como el resto de los crudos livianos en Argentina, ya que se destina en

un 100% a su refinación por parte de las principales refinerías del país, Shell CAPSA, ESSO

S.A.P.A., YPF S.A. y Petrobrás Energía S.A.

Por otro lado, la cuenca del Golfo San Jorge produce “crudos pesados” más ricos en cortes bajos

como el fuel oil, de los cuales surge el saldo exportable del país ya que el crudo Escalante no se

refina enteramente en el mercado local. Por el contrario, aproximadamente el 30% de su producción,

que diariamente asciende a unos 30.000 m3, se destina a la exportación. Es decir que en términos

globales el 91% de la producción nacional de petróleo crudo se consume en el mercado interno

mientras que el 9% restante se exporta para consumo de refinerías del exterior.

El resto de las cuencas representan el 12,5% de la producción total y su producción se destina al

mercado interno, con la excepción de una pequeña porción del crudo proveniente de la cuenca austral

que se exporta a Chile. Estas cuencas producen crudos livianos de calidad variada.

4. La evolución de la Oferta y la Demanda

Tal como se desprende del Gráfico 4, en los últimos seis años, los saldos exportables han ido

reduciéndose drásticamente a un ritmo promedio del 16% anual:


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8

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.00030.000

35.000

40.000

45.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007

Exportaciones en m3/día

Exp (m3/dia)

Gráfico 4

Esta tendencia puede considerarse una consecuencia directa de dos factores principales: (i) la caída

en la producción y (ii) el aumento en la demanda.

(i) La caída en la producción:

De acuerdo a lo indicado en el Gráfico 5, la producción de petróleo cayó en el período a un ritmo del

3,1% anual en promedio. Asimismo, si se analiza la evolución de las dos cuencas más relevantes,

puede apreciarse que la cuenca neuquina decayó en su producción a un ritmo aproximado del 3,7%

anual, pasando de 57.300 m3/día en 2002 a 44.400 m3/día en 2008. Esto es particularmente

importante y sensible en el mercado dada la escasez antes mencionada de crudos livianos y los

fuertes incrementos en la demanda de combustibles líquidos. Por su parte, la cuenca del Golfo San

Jorge aumentó su producción a un ritmo aproximado del 0,4% anual, pasando de 43.200 m3/día en

2002 a 44.100 m3/día en 2008. Este modesto incremento se explica por el gran crecimiento en la

producción de crudo Escalante del yacimiento Cerro Dragón que pasó de 10.400 m3 en 2002 a

15.100 m3 en 2008, creciendo así a un ritmo promedio de 7,5% anual.

90.000

95.000

100.000

105.000

110.000

115.000

120.000

125.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Producción diaria de petróleo crudo por año

Producción (m3/día)

Gráfico 5




9

(ii) El aumento en la demanda:

De los aproximadamente 102.000 m3 de crudo que se producen diariamente, aproximadamente

93.000 m3 son consumidos por refinerías del mercado interno, proporción que ha ido aumentando en

el período de la mano de la reducción de los saldos exportables. Este incremento es consecuencia delfuerte crecimiento de la demanda de combustibles, cuya producción aumentó sólo a un ritmo del

1,3% anual, pasando de 48.647 m3/día en 2002 a 51.728 m3/día en 2007.

El mercado de combustibles se concentra mayormente en cuatro empresas que dominan más del 95%

del mismo. Dos de ellas, Petrobrás e YPF están verticalmente integradas ya que refinan petróleo de

su propia producción, y la participación de esta última representa más de la mitad de la oferta de

naftas y gas oil.

Participaciones de mercado de Empresas refinadoras de petróleo

YPF S.A.; 54,60%

SHELL; 14,50%

PETROBRAS; 14,10%

ESSO; 12,10%

OTRAS; 4,70%

Gráfico 6

La producción de combustibles de las refinerías se divide en naftas y gas oil. La variación interanual

en el período es muy cambiante si se analiza cada subproducto en particular. Dentro del mercado de

naftas, la común cayó un 60%, la súper un 6% y la ultra creció un 71% lo que marca fuertes cambios

en la matriz de consumo. De todas maneras, en términos generales la oferta de naftas cayó en el

período en un 9,4%. Por el lado del gas oil, la producción creció un 16%. Sin embargo, su demanda

en el período creció a un ritmo muy superior como consecuencia principalmente del aumento en las

necesidades de combustible para las cosechas, que actualmente representan aproximadamente el 30%

de la demanda, del aumento en los requerimientos para el parque automotor y, por último y más

recientemente, de los incrementos en la demanda de gas oil con destino a industrias y generación

eléctrica.

En el año 2002, el país contaba con un superávit en la producción de gas oil de un 8,5%.

Actualmente, la situación se revirtió drásticamente hacia un déficit en 2007 de más del 7%. Esto se




10

explica por el gran salto en la demanda, que se incrementó a un ritmo interanual del 7,2%, y que

continúa con una tendencia expansiva aún más importante dado el reemplazo de combustibles que

están llevando a cabo algunas industrias y centrales térmicas como consecuencia de la falta de gas

natural. Este hecho se puso particularmente de manifiesto en el invierno de 2007 cuando el gobierno

puso en marcha el “Plan Energía Total” que subsidió las compras de combustibles líquidos para

abastecer estas industrias en un intento desesperado por liberar gas natural a los precios fijados para

el consumo domiciliario y automotor.

Por el lado de las naftas, la tendencia es similar. Aún cuando el superávit persista, este cayó de un

43,37% en 2002 a un escaso 16,74% en 2007 como consecuencia del salto interanual en la demanda

de un 6,6%.

En términos generales, el superávit total en el mercado de combustibles cayó de un 21,44% en 2002

a un 0,32% en 2007. A partir de 2008, el país pasa a ser un importador neto, aún cuando esto ya

fuera notable en el caso del gas oil desde hace unos tres años.

Así, el efecto combinado de la declinación en la producción de petróleo crudo en la última década y

el aumento en los volúmenes procesados en el mercado interno han reducido significativamente los

excedentes exportables, mostrando la siguiente evolución en el tiempo:

Oferta vs Demanda internas de petróleo crudo (m3/día)

-

25.000

50.000

75.000

100.000

125.000

150.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007

Exportaciones ne tas

Demanda interna

Gráfico 7

De esta manera, la continuidad a más largo plazo del abastecimiento doméstico de crudo dependerá

centralmente del aporte de nuevos descubrimientos. Las mayores expectativas en este sentido están

depositadas en las cuencas off-shore, en las que la exploración es costosa y el riesgo es elevado. Los

altos precios del crudo y la evolución tecnológica son factores que, con un marco regulatorio más

adecuado, deberían estimular un ritmo de incorporación de reservas nítidamente superior al

verificado históricamente. La calidad y composición del crudo que provenga de nuevos




11

descubrimientos es desconocida, sobre todo si tales descubrimientos ocurren en cuencas hoy no

productivas.

5. El Impacto de las retenciones

A la luz de las estadísticas analizadas, los resultados en términos de producción e inversión en

exploración muestran que la política de retenciones atenta contra la oferta al tiempo que estimula la

demanda. Desde este punto de vista, al menos en el mediano y largo plazo, las retenciones resultan

ineficientes como estrategia principal para combatir la inflación y atentan contra el desarrollo del

sector. Según Haroldo Dann, ex presidente de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica “el

alza de las retenciones a la exportación de petróleo y derivados da cuenta de una visión cortoplacista

por parte del gobierno.” Así, el camino elegido para combatir la inflación “termina jugando en contra

de la incorporación de nueva oferta que, en definitiva, es la que permite disminuir los índices de

inflación”.

Dada la evolución decreciente del volumen de exportaciones, el aumento continuo de las retenciones

responde, desde el punto de vista fiscal, a la necesidad de nuevos fondos para hacer frente a las

demandas incrementales del gasto corriente generadas por la creciente asignación de subsidios.

Considerando el porcentaje anual de caída en la producción de petróleo, puede proyectarse para el

año 2008 una producción de 99.055 m3. Asimismo, dada la caída a un ritmo del 16% anual en la

participación de las exportaciones sobre la producción total, puede esperarse alrededor de 2.650.000

m3 de exportación de crudo. Para un Precio de exportación FOB de 117 usd/bbl esto implica la

siguiente distribución en términos absolutos de la renta petrolera de exportación:

Distribución de la renta petrolera

Retenciones;

1.296.026.008 usd

Net Back exportador;

421.598.822 usd

Regalías petroleras;

234.221.568 usd

Gráfico 6

Es decir que el nuevo esquema regulatorio aportaría al estado casi mil trescientos millones de

dólares. Por otro lado, como se mencionó, para valores crecientes de WTI las regalías petroleras

provinciales se incrementan a costa del net back del exportador por lo que en un contexto de

crecimiento del precio internacional decrece la renta del productor. Esto resulta en un efecto




12

particularmente nocivo desde el punto de vista de los incentivos a la inversión e incorporación de

nueva oferta, ya que el productor no sólo deja de ganar sino que pierde con precios internacionales

en alza.

Así, la política de control de precios que ha seguido el gobierno trae aparejada una importantefricción en las fuerzas del mercado ya que los precios máximos tienden a provocar escasez. Precios

inferiores a los de mercado incrementan artificialmente la demanda al mismo tiempo que desalientan

la oferta. En este esquema el faltante consecuente de este desfase entre oferta y demanda debe ser

cubierto por el Estado a través de la inversión pública y la asignación de subsidios al sector

productivo y a la demanda.

6. Inversión pública y subsidios – El gas natural

A fines de 2004 el Estado Nacional decidió por medio de la ley 25.943 la creación de la empresaestatal “Energía Argentina S.A.” (ENARSA), dotada con la titularidad de las concesiones de

exploración de hidrocarburos en la plataforma continental argentina, que conformó el vínculo a

través del cual el gobierno argentino firmó un convenio marco para la compra a Bolivia de gas

natural por un plazo de veinte años, acuerdo que fue suscripto entre ENARSA e YPFB, empresa

estatal de energía boliviana. Asimismo, ENARSA se ha asociado con la empresa estatal venezolana

PDVSA para realizar exploraciones en Venezuela y ha lanzado más recientemente una convocatoria

a licitación para la construcción de una planta de regasificación de GNL (gas natural licuado)

proveniente de Trinidad y Tobago para la provisión de gas al Polo Petroquímico de Bahía Blanca

durante el período invernal.

De forma paralela, el decreto 180/2004 creó un Fondo Fiduciario para atender las necesidades de

financiamiento de inversiones en transporte y distribución de gas. Por el lado de la demanda, la

Resolución SE 415/2004 modificada por la 624/2005, aprobó el Plan de Uso Racional del Gas que

promueve beneficios para quienes ahorren en el uso del gas y establece cargos adicionales en caso de

exceso respecto de períodos anteriores. Asimismo, se homologaron sucesivos acuerdos con los

productores, que establecen senderos de precios máximos para el gas natural y, por último, se puso

en vigencia un complejo sistema de alicientes para procurar el cambio de la matriz energética

nacional hasta ahora claramente influenciada por el gas natural.

Estas medidas paliativas son el reflejo de que el país se encuentra en una difícil situación en el área

de abastecimiento energético. Sus sistemas de provisión de gas natural y electricidad se encuentran al

límite de las reservas operativas y, consecuentemente, de su capacidad de abastecimiento. Esto tiene

una incidencia directa en el mercado de combustibles líquidos dada la necesidad de reemplazar gas




13

natural por otras fuentes alternativas. En los últimos años se ha debido satisfacer un crecimiento del

consumo requerido por una economía que se reactivó a una tasa del 8% anual, con una oferta que no

ha crecido al mismo nivel y que incluso ha decrecido en el caso del petróleo crudo. Esto representa

naturalmente un cuello de botella para el desarrollo que pone en tela de juicio la sustentabilidad de

las políticas estructurales aplicadas por el gobierno en el sector y en la economía en su conjunto.

En los últimos quince años no se han incorporado para el país reservas significativas de gas natural y

la capacidad de transporte desde los yacimientos a los centros de consumo enfrenta niveles críticos

de utilización en el período invernal. Desde la pesificación de los contratos, el precio del gas para el

mercado doméstico se ha regulado a valores sociales compatibles con la emergencia económica

nacional. Pero esto ha causado que los precios no resultaran suficientes para incentivar y repagar el

esfuerzo exploratorio y de desarrollo de nuevos yacimientos. Al mismo tiempo, esto ha atraído a

nuevos consumidores incrementando aún más el exceso de demanda en términos de la oferta

existente.

El desabastecimiento obligó a recurrir a la importación de gas natural de Bolivia y de fuel oil de

Venezuela, pagando precios significativamente superiores al precio local. En el caso de las

importaciones de Bolivia, las restricciones del sistema productivo boliviano y del transporte interno

argentino se convirtieron en un impedimento para el adecuado abastecimiento de los crecientes

volúmenes requeridos por el consumo nacional, tornando en precaria la solución intentada como

integral.

7. El efecto de las políticas de abastecimiento de gas natural sobre los saldos de Gas Oil

La sanción de la Resolución MPFIPyS 459/2007 forma parte del intento del Poder Ejecutivo

Nacional de propiciar un sistema mediante el cual se incentive la sustitución del consumo de gas

natural y/o energía eléctrica, por el uso de combustibles alternativos como el fuel oil y el gas oil, para

las diferentes actividades productivas y para la generación eléctrica. Para ello, la Resolución habilita

una partida presupuestaria destinada a compensar la diferencia de precio generada por dicha

sustitución. Así, mediante el “Programa Energía Total”, el sector público termina soportando el

mayor costo que demanda consumir combustibles líquidos a precios sustancialmente mayores a los

del gas natural. Este programa permitió, durante el crudo invierno del año 2007, paliar parcialmente

la gravísima situación del abastecimiento interno de gas natural, que resulta decisivo para mantener

los niveles de crecimiento de la economía argentina, aunque a un costo significativo para el sector

público nacional y a costa de un incremento en la demanda de combustibles alternativos no

compensados por incrementos simultáneos de su oferta interna.




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Como se mencionó, actualmente el país sufre un déficit en aumento en la producción de gas oil. Al

mismo tiempo, este representa el combustible natural de reemplazo para el gas natural en las épocas

de escasez típicas del invierno. Así, durante el año 2007 la demanda de gas oil con destino a la

generación de electricidad alcanzó las 630.000 toneladas, siendo un 557% superior al año anterior.

Asimismo, las previsiones de la estatal CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado

Mayorista Eléctrico), indican que para el año en curso podría duplicarse esa cantidad, aún cuando se

llegó a un acuerdo para la importación de fluido desde Brasil, el cual contribuirá adicionalmente a

ayudar a Uruguay, que también enfrenta restricciones energéticas.

En este contexto, las importaciones de gas oil han crecido enormemente, casi duplicándose en el año

2007 respecto del año anterior, tal como se desprende del Gráfico 8. Asimismo, el precio CIF de

importación promedio anual se incrementó fuertemente en el período, pasando de U$S/M3 231 en

2003 a U$S/M3 601 en 2007, lo que implica un incremento de casi un 850% en el costo de la

importación para el abastecimiento del mercado interno, conformando un contexto de creciente

dependencia externa de suministro con precios internacionales en alza.

Saldos de Gas Oil

-

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000

1.400.000

1.600.000

1.800.000

2003 2004 2005 2006 2007

Importaciones (m3)

Exportaciones (m3)

Gráfico 8

El Programa de Energía Total establece que “ENARSA se encargará por sí o a través de terceros, de

la compra y/o venta de los volúmenes de combustibles líquidos derivados del petróleo, (gas licuado de

petróleo, gas oil, fuel oil, nafta y mejoradores oceánicos), a efectos de permitir el abastecimiento del

mercado interno, durante la vigencia del presente Plan”, lo que implica que el gobierno nacional

asume el costo de las importaciones necesarias para cubrir los déficits incrementales. De hecho, en

Mayo de este año ENARSA y PDVSA suscribieron una adenda al convenio de cooperación que existe

entre Argentina y Venezuela, con el fin de proveer a ENARSA y CAMESSA un volumen total de diez

millones de barriles de fuel oil y casi tres millones de barriles de gas oil como parte del financiamiento

por parte del sector público de las importaciones de combustibles líquidos escasos.




15

No obstante, existen proyectos con miras al incremento de la oferta de gas natural que buscan liberar

saldos líquidos y gaseosos producidos internamente durante el invierno. Al respecto, el Reglamento

General del Programa de Energía Total establece entre sus objetivos el de “..garantizar el

abastecimiento de los recursos energéticos, se trate de combustibles líquidos o gaseosos, que sean

demandados tanto por el aparato productivo como por el conjunto de la población, durante el año2008, en todo el territorio de la REPÚBLICA ARGENTINA, debiendo también continuar incentivando

la sustitución del consumo de gas natural ylo energía eléctrica, por el uso de combustibles

alternativos para las diferentes actividades productivas ylo la autogeneración eléctrica". Para la

consecución de este objetivo fundamental, además de la sustitución de gas natural por combustibles

líquidos, el programa establece la construcción, mantenimiento, gestión y administración de un

sistema para regasificar gas natural licuado mediante un buque regasificador y abastecer de dicho

fluido al mercado argentino. Dicho barco comenzaría a suministrar ocho millones de metros cúbicos

diarios (Mm3/d) de gas natural adicionales al país a un precio que rondaría los USD 13-16 por millón

de BTU (unidad de valor energético). El déficit sería también financiado por el Gobierno Nacional, ya

que el gas natural se vende en el mercado interno a cerca de USD 1,0 por millón de BTU para el

consumo residencial y a hasta USD 2,50 por millón de BTU para el consumo industrial. El gas entrará

a la red de distribución de Argentina a través de un muelle de le empresa Compañía Argentina Mega

S.A. en el puerto de Bahía Blanca, y permitiría suministrar aproximadamente un 7% de la producción

nacional, supliendo así los faltantes del gas natural proveniente de Bolivia.

Asimismo, existen expectativas respecto de la posibilidad futura de abastecimiento a partir del

descubrimiento de importantes reservas por cuatro billones de pies cúbicos de gas natural en laPlataforma Deltana de la Faja del Orinoco en cuya producción participaría ENARSA en sociedad con

la venezolana PDVSA. A principios de Mayo de 2008 dichas compañías suscribieron un acuerdo

marco para la constitución de una empresa mixta de transporte y licuefacción de gas natural

proveniente de la plataforma. La nueva compañía contempla el desarrollo, construcción y operación de

un tren de licuefacción de gas natural de 4,7 millones de toneladas al año que funcionará en el

Complejo Gran Mariscal de Ayacucho (Cigma), ubicado en la ciudad de Güiria, ubicada en el estado

de Sucre. Esta empresa también se encargará de la construcción y operación de un gasoducto para el

transporte de gas natural desde el bloque 2 de Plataforma Deltana hasta Güiria, para alimentar el

mencionado tren. De esa manera, será responsable de la adquisición, transporte y procesamiento de

gas natural para transformarlo en Gas Natural Licuado (GNL), así como de su comercialización en el

mercado internacional. PDVSA tendrá una participación de 60% en la empresa mixta, mientras que

Enarsa tendrá sólo el 10%. El porcentaje restante corresponderá a terceros asignados por la industria

petrolera venezolana.




16

8. Tendencias a futuro en la provisión y refinación de petróleo crudo

Entre los proyectos de incremento de la oferta interna de petróleo crudo, el más importante es el

anunciado por la empresa Pan American Energy LLC a partir del hallazgo de reservas petroleras en el

área Cerro Dragón, ubicada en la provincia de Chubut. Las nuevas reservas alcanzarían los cien mil barriles por día, lo que permitiría incrementar un 15% la producción en el largo plazo. Es importante

remarcar que la concesión del área vencía en el año 2017 pero su renovación fue aprobada por la

Legislatura de Chubut en el año 2007. Esto marca una excepción dentro de la estrategia gubernamental

de dilatar la negociación de las extensiones a los contratos de concesión de las áreas productoras,

política que tiene un fuerte impacto en la inversión en actividades de exploración del sector privado, lo

que queda de manifiesto siendo que el único anuncio importante en términos de incrementos a futuro

de la oferta energética proviene de la única compañía que hasta el momento ha renovado sus plazos y

garantías para la producción de hidrocarburos.

Por otro lado, existen expectativas respecto de la posibilidad futura de abastecimiento de petróleo

crudo a partir del descubrimiento de las reservas petroleras en la Faja del Orinoco cuya exploración

comenzaría en el año 2009, y en cuya producción participaría ENARSA en sociedad con la venezolana

PDVSA. El desempeño de la petrolera estatal argentina en Venezuela forma parte del Memorando de

Entendimiento que ambos países firmaron el 19 de enero del 2006. El acuerdo asocia a ENARSA con

PDVSA en la Faja del Orinoco, aunque también contempla la exploración de dos bloques de la

Cuenca del Golfo San Jorge, en el mar argentino. Según datos de la Secretaría de Energía, las reservas

argentinas se ubican en los 305,72 millones de metros cúbicos de petróleo, mientras que el

descubrimiento de reservas detectado en Venezuela rondaría los 500 millones, aunque de un petróleo

de calidad muy inferior al producido en Argentina dada su gran viscosidad y niveles de azufre que lo

convierten en un crudo muy pesado, con alto contenido de cortes bajos como fuel oil y que exigiría un

tratamiento previo a su importación. La participación de la petrolera argentina en la producción

dependerá de la negociación que lleven a cabo en tal sentido ambos países.

De todas maneras, independientemente del grado de certidumbre en las tendencias de la provisión de

petróleo crudo, en el corto plazo el país enfrenta una restricción severa en la capacidad de refinación

disponible para procesar más fluido del que actualmente demanda el sector. Al respecto, la Resolución

14/2008 sancionada por la Secretaría de Comercio Interior, establece que “ Las empresas vinculadas al

sector de refinería de petróleo y derivados del mismo, deberán optimizar su producción a efectos de

obtener los volúmenes máximos de su capacidad ”. El fuerte incremento de la demanda de

combustibles implica que este sólo pueda ser satisfecho con una utilización de la capacidad instalada

de refinación superior al 90%, razón por la cual la Resolución impone la obligación de obtener una




17

producción continua en estos niveles, lo que da lugar a la aplicación de las sanciones impuestas por la

Ley de Abastecimiento en caso de incumplimientos en tal sentido:

Demanda de petróleo de refinerías (m3/día)

75.000

77.000

79.000

81.000

83.000

85.000

87.000

89.000

91.000

93.000

95.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007

Gráfico 9

El gráfico muestra la evolución en la demanda de petróleo crudo por parte del sector refinador

argentino que creció a un ritmo del 7% anual entre 2005 y 2007 alcanzando para este último año un

nivel de utilización superior al 90%, dando lugar así a una situación de ocupación plena de la

capacidad instalada. Esto implica que el futuro de la provisión de combustibles líquidos no sólo

depende de las expectativas a futuro en la evolución de la oferta de petróleo crudo sino de la inversión

en expansión de capital físico.

9. El proceso inflacionario

Actualmente en Argentina existe un proceso inflacionario pujante con fuerzas dinámicas

diferenciadas. Por un lado existe una dinámica estructural caracterizada por la presión de los costos

sobre el mark-up empresario en un contexto de control del nivel de precios interno por parte del

gobierno y por otro lado existe una dinámica provocada por los excesos de demanda que presiona

simultáneamente al alza del nivel de precios. Los procesos inflacionarios de tipo estructural se

originan en las condiciones mismas de la producción y en los conflictos generados por las pujas

distributivas, por lo que pueden generarse en el Mercado del producto o en el Mercado de trabajo. En

un marco regulatorio como el actual, basado en una fuerte intervención bajo la forma de controles de

precios sobre el Mercado de Combustibles, las compañías refinadoras se resisten cada vez con más

fuerza a las reducciones en sus tasas de ganancia y, al mismo tiempo, se desenvuelve en el mercado un

conflicto distributivo por el poder creciente que desempeñan los sindicatos en el actual contexto de

expansión de la demanda agregada. Esto implica una presión a la suba del precio de los combustibles,

aún a pesar de la política oficial.




18

Una clara muestra del rol creciente de los sindicatos en el mercado de trabajo es la situación en la

industria petrolera de la provincia de Santa Cruz. El 30 de Mayo se acordó una tregua por treinta días

entre las compañías productoras y la Federación Sindical de Petróleo y Gas Privados de la provincia

de Santa Cruz luego de que las primeras aceptaran pagar salarios por los días de inactividad y una

nueva suba de un 15% en los sueldos. Durante la huelga, que se extendió por 33 días siendo la más

prolongada de la historia de la industria petrolera argentina, se dejaron de extraer 150.000 barriles

diarios de crudo Cañadón Seco, cifra que significa una merma del 23% en la producción diaria del

país. El lucro cesante de las empresas llegó a USD 213 millones si se cuenta el petróleo que se dejó de

producir. La cuenta sube aún más si se toma en consideración el freno casi completo a la extracción de

gas natural, cuya producción a nivel nacional cayó un 10% como consecuencia de la huelga. Por

último, las pérdidas se amplían si se consideran las regalías provinciales, retenciones y subsidios al

mercado interno.

Además del impacto en términos de lucro cesante, las pérdidas de producción tienen como efecto

directo la reducción forzosa de los saldos exportables para satisfacer la demanda interna, e incluso la

importación de combustibles a precio internacional para cubrir la menor producción local. Por otro

lado, la recuperación de los niveles de producción anteriores al paro llevará tiempo dada la duración

de la huelga y las características específicas de los pozos productivos y de las instalaciones de

transporte.

La compañía más perjudicada por la huelga resultó YPF S.A. ya que posee el 61% de la producción de

crudo Cañadón Seco. De esta manera la presión sobre los precios minoristas en el mercado de

combustibles resulta impulsada con las pujas distributivas que presionan sobre los márgenes de las

compañías, generando así una inflación de costos.

Pero fundamentalmente se da en la actualidad una presión sobre el nivel de precios del mercado de

combustibles por el exceso de demanda generado a partir de la imposición de valores inferiores a los

de mercado y el consecuente incremento de la escasez relativa que esto produce a través del desaliento

simultáneo de la oferta. Esta dinámica es característica de las políticas anti-inflacionarias

implementadas a través de mecanismos heterodoxos como la desindexación y los controles de precios,

que tienden a recomponer el salario real y expandir la demanda agregada. De esta manera, la estrategia

oficial de control de la inflación termina volviendo contra sí misma, generando presiones al alza del

nivel general de precios.

Tal como se resume en el siguiente cuadro, entre Enero de 2007 y Abril de 2008 los precios de

expendio de los principales combustibles en la Capital Federal para el consumo minorista, aumentaron

que fuerza aún a pesar de las presiones del gobierno en contrario.




19

Gas Oil Nafta Super Nafta Premium GNCMes

$/litro $/litro $/litro $/M3

Dic-06 1,44 1,88 2,00 0,78

Jun-08 1,80 2,35 2,87 0,87

Crecimiento

porcentual

25% 25% 44% 12%

Cuadro 1

Asimismo, existen fuertes presiones del sector privado para aumentar los precios aún más en los

próximos meses, dadas las tendencias a la reducción en las tasas de ganancia del sector por las

presiones de costos, y la insuficiencia en la provisión de combustibles sobre todo en el interior del

país, que obliga a desincentivar nuevos aumentos en la demanda. Así, el desabastecimiento y las

presiones consecuentes al aumento de los valores de venta internos provocados por las ineficiencias de

los efectos de largo plazo de la política de control de precios implementada por el gobierno desde el

comienzo de su gestión, son hoy una realidad cuya solución definitiva dependerá en buena medida deun cambio de rumbo basado en condiciones que incentiven la inversión de riesgo para la incorporación

de nueva oferta, además de incrementos en la producción de las áreas actualmente productivas.

Por otro lado, es importante señalar que el costo de la crisis de abastecimiento es soportado en buena

medida por los sectores de menores recursos, típicamente aquellos sin acceso a redes de distribución

de gas natural o propano aire que deben proveerse de garrafas de butano a precios sensiblemente

superiores a los del gas natural para consumo residencial, y que por los mayores costos de transporte

desde los centros de distribución de combustible deben enfrentar niveles mucho más críticos de

escasez y consecuentemente precios de expendio más elevados. De esta manera, lejos de favorecer a

estos sectores, el modelo energético implementado por el gobierno impone sobre ellos buena parte del

peso de la crisis de abastecimiento, por lo que el cambio de rumbo deberá propiciar la creación de una

estructura de precios más progresiva, que por otro lado favorecería un uso más racional de la energía.

10. Resumen y Conclusiones

Con una economía pujante, el consumo de energía en alza, y señales de precio que estimulan más el

consumo que la producción de recursos energéticos, Argentina sufre la falta de gas oil, dificultades en

el abastecimiento de naftas, cortes de gas y electricidad a industrias y exportaciones en épocas de altademanda residencial, al tiempo que está a punto de perder el autoabastecimiento petrolero.

El conjunto de medidas implementadas a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública y

Reforma del Régimen Cambiario contribuyó a paliar el deterioro del salario real a través del

congelamiento de las tarifas de los servicios públicos y de la imposición de derechos de exportación.




20

En un contexto de gran volatilidad y alza de las cotizaciones internacionales, esta política permitió

desvincular parcialmente la industria local del nivel de precios externo, pero sólo a costa de fuertes

desequilibrios internos. Tales desequilibrios se ven fuertemente reflejados en la evolución de los

niveles de oferta y demanda de petróleo crudo. Mientras la producción cayó a un ritmo del 3,1% anual

entre 2002 y 2007, la demanda se expandió a un ritmo del 7% anual, provocando así una drástica caída

en los saldos exportables.

A su vez, el aumento en la demanda interna de petróleo por parte de las refinerías se explica por el

fuerte incremento en la demanda de combustibles, que se expandió a un ritmo del 6,6% anual en el

caso de las naftas y del 7,2% anual en el caso del gas oil. Dicho crecimiento se estima incluso superior

para los próximos años, dada la precaria situación del abastecimiento de gas natural en que se

encuentra el país actualmente, que determina un reemplazo en favor de la utilización de combustibles

líquidos por parte de industrias y centrales térmicas para poder afrontar su actividad económica

durante el período invernal. Asimismo, tal sustitución del consumo de gas y/o energía eléctrica por el

uso de combustibles alternativos como el fuel oil y el gas oil es promovido explícitamente por el

gobierno nacional mediante la Resolución MPFIPyS 459/2007 que habilita una partida presupuestaria

destinada a compensar la diferencia de precio generada por dicha sustitución.

Estos desequilibrios reflejados en excesos de demanda en los mercados de combustibles y gas natural

sin aumentos compensatorios en sus ofertas, son el resultado de la aplicación de precios sensiblemente

inferiores a los de mercado y señales que han desalentado la incorporación de nueva oferta. En este

contexto, los faltantes consecuentes deben ser cubiertos por el Estado a través de la inversión pública y

asignación de subsidios, que necesitan de ingresos fiscales crecientes para poder sustentarse en el

tiempo. A su vez, estos mayores recursos provienen en parte de las retenciones a las exportaciones,

que por un lado han venido aumentando a través del sucesivo incremento en las alícuotas de retención,

pero por otro han disminuido en términos de su base imponible dada la continua caída en los saldos

exportables. Esto muestra el carácter intrínsecamente contradictorio de las políticas implementadas por

el gobierno, que han provocado en el largo plazo efectos diametralmente opuestos a los buscados para

el corto plazo. La política de retenciones a las exportaciones ha demostrado ser eficaz en lo inmediato

para contener los precios internos de los productos gravados pero la presión a la baja que esta ha

ejercido sobre la oferta ha impuesto un cuello de botella para el desarrollo económico, provocando un proceso inflacionario por exceso de demanda, y un nivel creciente del gasto público destinado a

compensar los faltantes que resultan del desfase entre la oferta y demanda.

Esta situación se ve agravada por el hecho de que el país enfrenta niveles críticos de utilización de la

capacidad instalada en materia energética. Los sistemas de provisión de gas natural y electricidad se




21

encuentran al límite de sus reservas operativas y las refinerías procesan volúmenes de petróleo en

niveles superiores al 90 % de su capacidad. En este contexto de política energética, y bajo los actuales

niveles de crecimiento en la demanda de combustibles, el abastecimiento petrolero requiere una

ampliación de la capacidad de refinación y el aporte de crudos livianos ricos en cortes intermedios

como el gas oil y las naftas. Dicho aporte sólo podrá provenir de la importación si la oferta interna de

crudo liviano sigue la tendencia decreciente que ha evidenciado en la última década. Bajo los

lineamientos seguidos por el esquema regulatorio actual, la alternativa a este resultado es el

incremento en la importación de los combustibles faltantes, como está ocurriendo actualmente.

El autoabastecimiento sustentable del mercado petrolero argentino exige cambios urgentes en su

dirección estratégica. Como dijo Rubén Sabatini, presidente de la Cámara de Exploración y

Producción de Hidrocarburos (CEPH) en el marco del 20° Congreso Mundial de Energía llevado a

cabo en Roma durante el año 2007, “es casi obvio desde lo político que si la percepción de la

población sobre el recurso energético induce al derroche o se generaliza la idea de que la energía es

barata, el sistema será insostenible en el mediano plazo”. El aumento de las retenciones a la

exportación de petróleo y derivados, el incremento de los costos laborales y los precios controlados

son factores que reducen el mark-up empresario y complican la inversión de riesgo en la exploración

de nuevos recursos. Según Steven Crowell, presidente de Pluspetrol, actualmente “las compañías

disponen de mucha liquidez para invertir y por eso buscan zonas donde las oportunidades sean más

ventajosas. En ese sentido, es claro que hay otras naciones de la región más atractivas que la

Argentina”.

Existen propuestas tendientes a incentivar la exploración en áreas desconocidas que consisten en la

eliminación de las retenciones a los hidrocarburos nuevos. De esa manera, las compañías estarían en

igualdad de condiciones que el resto del mundo a la hora de invertir en el margen. Este mecanismo

ayudaría a incentivar las inversiones de riesgo, como las actividades de exploración en los yacimientos

marginales. Por otro lado, en el sector coinciden en remarcar que en la actualidad existe una gran

carencia en la formación de profesionales técnicos, geólogos e ingenieros, y la estructura operacional

de la industria exige políticas de desarrollo de recursos humanos. Asimismo, resulta fundamental que

se resuelva la prórroga de las concesiones actuales, ya que no resulta viable pensar en generar

inversiones de largo plazo sin garantías mínimas para las compañías del sector de que podrán extender su negocio en el tiempo. Es un hecho que en la Argentina existen reservorios de petróleo y gas por

explorar y desarrollar por lo que hacen falta son incentivos claros en post de nuevos hallazgos en

zonas de riesgo e incorporación de nuevas cuencas productivas.




22

Las restricciones energéticas se han dejado sentir en el invierno del año pasado. El déficit es ya una

consecuencia y no un causal de desequilibrios futuros, que afecta la economía real, las cuentas

públicas, mediante el crecimiento exponencial de los subsidios presupuestarios, y las cuentas externas,

a través de la caída en las exportaciones y el aumento en las importaciones de energía. Mientras la

administración oficial siga dando muestras de no estar dispuesta a asumir costos políticos en materia

energética, el modelo económico no podrá dar cuenta de una solución estructural de base para

reorientar la industria a un horizonte de autoabastecimiento sustentable en el mediano y largo plazo.




23

11. Bibliografía:

Boletin Oficial de la República Argentina, Ministerio de Economía y Producción.

Gaimaro, Jorge (Mayo 2008), “Situación del Mercado de Naftas y Gas Oil”, presentación en InstitutoArgentino de la Energía “General Mosconi”.

Gigliani, Guillermo (2007), “Las causas estructurales de la inflación”.

Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, información estadística.

McGraw-Hill Companies, “Platts Oilgram Price Report”, publicaciones de cotizaciones

internacionales desde Enero 2002 hasta Junio 2008.

Organization of the Petroleum Exporting Countries (2008), “World Oil Outlook 2007”.

Petroquímica, Petróleo, Gas & Química (Noviembre 2007), edición N° 228.

Petrotecnia (Abril 2008), “Aspectos legales de la industria del petróleo y del gas”.

Petrotecnia (Febrero 2008), “Suplemento estadístico”.

Secretaría de Energía de la Nación (Junio 2008), web site “Información del Mercado de

Hidrocarburos”.

Mercado Petrolero Argentino - El camino hacia la importación Julio de 2008

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