Abastecimiento Sustentable de Energia - Petroleo y Gas

Abastecimiento sustentable de energía

(petróleo y gas)

Grupo de continuidad - 43º Coloquio Anual

"Colaboración técnica del Ing. Carlos Alberto Cortizas"

2

Abastecimiento sustentable de energía Las ideas volcadas en este documento representan la visión del grupo, por lo tanto, constituye una compilación y resumen de las diferentes opiniones de sus participantes.

El grupo de Abastecimiento sustentable de Energía contó con la participación especial de las personas mencionadas a continuación, a quienes les hacemos llegar nuestro más sincero agradecimiento, ya que sin su aporte no hubiera sido posible la elaboración de este documento: Gustavo Enrique Yrazu, Socio, Ba & A Vicente Oscar Anibal, Vicepresidente & Ceo, Petrolera Entre Lomas Ruben Dionisio Puentedura Carlos Alberto Cortizas

Bases para una Agenda Energética Nacional En el Coloquio de IDEA del 2007 se presentó el borrador del trabajo Abastecimiento sustentable de Energía – Principios generales e Instituciones requeridas, realizado con la colaboración inestimable de profesores del Instituto Tecnológico de Buenos Aires, expertos en la materia. El propósito fue avanzar en una comprensión amplia del cuadro y perspectivas mundiales en el campo energético, para concentrarse sobre la situación y proyección específicas correspondientes a nuestro país. Tal como fuera previsto en la programación de los Ciclos del Coloquio, este Documento de Trabajo ha sido actualizado a setiembre de 2008 por sus autores, sumando aportes realizados por expertos, profesionales y hombres de negocios en el campo de la energía. Asimismo, y dada la relevancia del petróleo y del gas en la ecuación energética argentina – 90 % de la matriz – se incorpora un estudio especial, Documento sobre Hidrocarburos, realizado por los Ings. Oscar Vicente y Carlos Cortizas. Esto permite contar con un abordaje integral y abierto de un tema estratégico vital para todo país, con foco en las oportunidades y desafíos actuales que se plantea Argentina. Sintetizando conclusiones de ambos documentos, es posible proponer los lineamientos básicos para una Agenda Energética Pública Argentina:

• Provisión de energía segura, sustentable y limpia, acorde con un desarrollo nacional soberano e integrado en el mundo

• Acceso poblacional inclusivo a servicios energéticos

• Competitividad económica y calidad de vida crecientes con uso racional de la energía y

preservación del medio ambiente

• Marco y ejercicio institucionales hábiles para impulsar, incorporar y multiplicar los conocimientos, el capital humano y las inversiones requeridos

3

Octubre de 2008 Continuidad 43° Coloquio IDEA Grupo de Trabajo – Abastecimiento sustentable de Energía En el sitio web de IDEA (www.ideared.org) Ud. podrá consultar la actualización del documento de trabajo realizada por el ITBA.

4

RESERVAS, PRODUCCIÓN Y CONSUMO DE HIDROCARBUROS EN EL MUNDO Las reservas comprobadas de petróleo en el Mundo, que alcanzaron en el año 2006 a unos 192,39 Mil Millones de m3, evidencian la supremacía de los países árabes y otras áreas de menor desarrollo, que justifican las tensiones políticas que los afectan y su incidencia en los precios del petróleo internacional, desbordados por una mezcla de incertidumbre caracterizada por la escasez y la inseguridad en el abastecimiento. En efecto, el Medio Oriente lidera el grupo con 61,47%, seguido caso por la Ex Unión Soviética, Africa y Sud & Centroamérica con 10,61%, 9,70% y 9,63% respectivamente. Después, y más separados, continúan Norte América (EE.UU. de América y Canadá), Asia & Pacífico, y Europa & Eurasia con 3,89%, 3,35% y 1,34% (Figura 1). Cabe señalar que, tanto el Canadá como los Estados Unidos de América, cifran muchas esperanzas en las reservas de petróleos pesados contenidos en arenas bituminosas, aún cuando se está debatiendo si realmente son recuperables cuando es necesario disponer de crudos livianos o gas natural suficientes para movilizarlas o para procesarlos mediante hidrogenación. Por otro lado, la Federación Rusa y los EE.UU. de América han comenzado a dar señales concretas para la exploración y explotación de las potenciales reservas en el Ártico. En el caso de nuestra región se destaca Venezuela con el 68,7% de las reservas totales de petróleo. Con respecto a la producción diaria de petróleo en el Mundo, que alcanzó en el año 2006 a unos 12,98 Millones de m3/día, puede verse que la distribución es mucho

F

El Mundo: Reservas Comprobadas de PetróleoAño 2006: 192,39 Mil Millones de m3

El Mundo: Reservas Comprobadas de PetrEl Mundo: Reservas Comprobadas de PetróóleoleoAAñño 2006: 192,39 Mil Millones de m3o 2006: 192,39 Mil Millones de m3

Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2007

MEDIO ORIENTE (61,47%) EX UNION SOVIETICA (10,61%)

EUROPA & EURASIA (1,34%)

SUD & CENTROAMERICA (9,63%)

ASIA & PACIFICO (3,35%)

NORTEAMERICA (3,89%)

AFRICA (9,70%)

Figura 1

5

más equilibrada, puesto que los países más desarrollados están produciendo sin restricciones sus limitadas reservas, en tanto el Medio Oriente y Venezuela responden a las cuotas establecidas por la OPEP. Por tal razón, el Medio Oriente lidera el grupo con un 31,33%, siguiéndole la Ex Unión Soviética, Sud & Centroamérica, Norte América (EE.UU. de América y Canadá) y Africa con 15,06%, 12,94%, 12,27% y 12,23% respectivamente. Completando el cuadro continúan Asia & Pacífico, y Europa & Eurasia con 9,72% y 6,45% (Figura 2). Como un claro ejemplo de lo acotado más arriba, podemos observar que Venezuela, con el 68,7% de las reservas de la región Sud & Centroamérica, apenas está extrayendo el 26,73% de la producción de la misma destinada en gran parte a la exportación, ya que sólo destina a su mercado interno el 7,93% del consumo total de dicha región. Si analizamos en la siguiente “torta” cómo se distribuye esa producción de petróleo en el Mundo, podemos observar que durante el año 2006 se consumieron unos 13,31 Millones de m3/día (83,72 Millones de Barriles diarios), de los cuales los países más desarrollados ubicados en las regiones de Asia & Pacífico, Norteamérica, y Europa & Eurasia demandaron el 29,37%, 27,25% y 20,40% respectivamente. Entre estos países, la mayor parte correspondió a los EE.UU. de América, China, Japón, y en menor medida a India, Corea del Sur e Indonesia, que comparten cifras similares con los principales países desarrollados de Europa y Eurasia. El resto del petróleo producido, o sea algo más de la quinta parte, se

El Mundo: Producción Diaria de PetróleoAño 2006: 12,98 Millones de m3/díaEl Mundo: ProducciEl Mundo: Produccióón Diaria de Petrn Diaria de PetróóleoleoAAñño 2006: 12,98 Millones de m3/do 2006: 12,98 Millones de m3/dííaa


MEDIO ORIENTE (31,33%)

EX UNION SOVIETICA (15,06%)



ASIA & PACIFICO (9,72%)NORTEAMERICA (12,27%)

AFRICA (12,23%)

Figura 2

6

consumió en Sud & Centroamérica (8,50%), Medio Oriente (7,07%), la Ex Unión Soviética (4,06%) y África con solo el 3,33% (Figura 3). Para resumir y evaluar de manera comparativa los valores de las tortas anteriores, sintetizamos en el cuadro de la Figura 4 las reservas, la producción y el consumo de

AAñño 2006: 13,31 Millones de m3/do 2006: 13,31 Millones de m3/dííaa

El Mundo: Consumo Diario de PetrEl Mundo: Consumo Diario de Petróóleoleo

Fuente: BP Statistical Review of World Energy – June 2007


MEDIO ORIENTE (7,07%) SUD & CENTROAMERICA (8,50%)

AFRICA (3,33%)

ASIA & PACIFICO (29,37%)NORTEAMERICA (27,25%)


Figura 3

REGIONRESERVAS

(En %)

PRODUCCION(En %)

CONSUMO(En %)

NORTEAMERICA 3,89 12,27 27,25

SUD Y CENTROAMERICA 9,63 12,94 8,50

EUROPA & EURASIA 1,34 6,45 20,40

EX UNION SOVIETICA 10,61 15,06 4.06

MEDIO ORIENTE 61,47 31,33 7,07

AFRICA 9,70 12,23 3,33

ASIA Y PACIFICO 3,35 9,72 29,37

El Mundo: Reservas, ProducciEl Mundo: Reservas, Produccióón y Consumo de Petrn y Consumo de Petróóleo.leo.Año 2006 – Participaciones Anuales por Región

Figura 4

7

petróleo para cada región en el año 2006, según la publicación BP Statistical Review of World Energy (Junio 2007). Vemos así que Norteamérica (EE.UU. de América y Canadá) consumen en exceso a sus disponibilidades, al igual que Asia y Pacífico y Europa & Eurasia. En cuanto a Sud y Centroamérica, la ex Unión Soviética y Africa, se anotan con producciones acordes con sus reservas y bajos consumos internos, ya que parte de lo que producen se exporta. Por su parte, Medio Oriente posee las mayores reservas mundiales, produce reguladamente según las políticas establecidas por los países organizados en la OPEP, y su consumo es muy reducido. Consideramos que deben estar convencidos que la disponibilidad del combustible mirando al futuro es mucho más rentable y promisorio que su comercialización y conversión en divisas, oro u otros activos financieros que ellos no controlan. Con relación a las reservas comprobadas de gas natural, el Mundo registró en 2006 unos 181,46 Billones de m3, mostrándose en la Figura 5 una distribución parecida a la del petróleo. En efecto, Medio Oriente sigue liderando el grupo de una manera no tan preponderante con un 40,49%, seguido de cerca por la Ex Unión Soviética con un 32,02%, y en menor medida por Asia & Pacífico y Africa, con 8,17% y 7,81% respectivamente. Más lejos aparecen Norte América (EE.UU. de América y Canadá), Sud & Centroamérica y Europa & Eurasia con 4,18%, 4,00%, y 3,32%.

El Mundo: Reservas Comprobadas de Gas NaturalAño 2006: 181,46 Billones de m3El Mundo: Reservas Comprobadas de Gas NaturalEl Mundo: Reservas Comprobadas de Gas NaturalAAñño 2006: 181,46 Billones de m3o 2006: 181,46 Billones de m3


MEDIO ORIENTE (40,49%) EX UNION SOVIETICA (32,02%)



ASIA & PACIFICO (8,17%)


AFRICA (7,81%)

Figura 5

8

En este caso, Venezuela con 4,32 Billones de m3 representa el 59,4% de las reservas de la región Sud & Centroamérica. La producción diaria de gas natural en el Mundo registró en 2006 unos 7,85 Mil Millones de m3/día, mostrándose también una distribución parecida a la del petróleo. En este caso, la Ex Unión Soviética y Norte América (EE.UU. y Canadá) lideran el grupo con 35,16% y 24,81% respectivamente, siguiendo Asia & Pacífico, y el Medio Oriente con 13,16%, y 11,72%. Completan el cuadro Sud & Centroamérica, África y Europa & Eurasia con 6,56%, 6,30% y 2,28% (Figura 6). Podemos observar en este caso que Venezuela, con el 59,4% de las reservas de la región Sud & Centroamérica, apenas está extrayendo el 15,27% de la producción de la misma destinada en su totalidad al mercado interno. Desde hace muchos años Venezuela, junto con un grupo de empresas importantes, tenía un proyecto para construir una planta de Gas Natural Licuado (GNL o LNG en inglés) conocido como “Cristóbal Colón”, el cual recientemente fue rebautizado como “Mariscal Sucre” pero continúa en el mismo estado. El consumo diario de gas natural en el Mundo para el año 2006 alcanzó una cifra similar a la producción, 7,07 Mil Millones de m3/día, ya que la producción responde a la demanda, y los mayores demandantes fueron los países de la Ex Unión Soviética y Norteamérica con un 28,41% y 25,12% y siguiendo Asia & Pacífico con un 15,38%, Europa & Eurasia con un 11,80%, el Medio Oriente con 10,15%, Sud & Centroamérica con el 6,48% y África con el 2,66% (Figura 7). Cabe mencionar que casi un 7,0% del gas natural que se consume en el Mundo se lo comercializa en su forma de gas natural licuado (GNL), y se estima que éste

El Mundo: Producción Diaria de Gas NaturalAño 2006: 7,85 Mil Millones de m3/díaEl Mundo: ProducciEl Mundo: Produccióón Diaria de Gas Naturaln Diaria de Gas NaturalAAñño 2006: 7,85 Mil Millones de m3/do 2006: 7,85 Mil Millones de m3/dííaa


MEDIO ORIENTE (11,72%)



SUD & CENTROAMERICA (6,56%)ASIA & PACIFICO (13,16%)


AFRICA (6,30%)

Figura 6

9

crecerá un 200% para el año 2015. Actualmente es transportado por unos 167 barcos metaneros criogénicos y están en construcción otros 93. En 13 países hay instaladas 47 plantas de liquefacción, existiendo 9 más en construcción y hay anunciados unos 60 nuevos proyectos.

AAñño 2006: 7,07 Mil Millones de m3/do 2006: 7,07 Mil Millones de m3/dííaa


El Mundo: Consumo Diario de Gas NaturalEl Mundo: Consumo Diario de Gas Natural

Fuente: BP Statistical Review of World Energy – June 2007

MEDIO ORIENTE (10,15%) SUD & CENTROAMERICA (6,48%)

AFRICA (2,66%)

ASIA & PACIFICO (15,38%) NORTEAMERICA (25,12%)


Figura 7

REGIONRESERVAS

(En %)

PRODUCCION(En %)

CONSUMO(En %)

NORTEAMERICA 4,18 24,81 25,12

SUD Y CENTROAMERICA 4,00 6,56 6,48

EUROPA & EURASIA 3,32 2,28 11,80

EX UNION SOVIETICA 32,02 35,16 28,41

MEDIO ORIENTE 40,49 11,72 10,15

AFRICA 7,81 6,30 2,66

ASIA Y PACIFICO 8,17 13,16 15,38

El Mundo: Reservas, ProducciEl Mundo: Reservas, Produccióón y Consumo de Gas.n y Consumo de Gas.Año 2006 – Participaciones Anuales por Región

Figura 8

10

En el caso del gas natural en el Mundo para el año 2006, la tabla comparativa entre regiones que se muestra en la Figura 8 también nos enseña como se distribuyen los porcentajes de las reservas, la producción y el consumo. Vemos primero que Norteamérica, Europa & Eurasia y Asia y Pacífico, donde se concentran los países más desarrollados, producen al máximo sus escasas reservas y consumen más de lo que pueden producir. La ex Unión Soviética ocupa el segundo lugar en cuanto a reservas, es el primer productor por cuanto abastece a Europa, y su consumo es alto, dada la rigurosidad de su clima. Medio Oriente también en este caso posee las mayores reservas mundiales, pero carece de producción y consumo acorde con las mismas. Por último, tanto Sud y Centroamérica como África poseen reservas moderadas y producen para abastecer sus propios consumos, y en el caso de África exporta hacia Europa y Trinidad & Tobago también lo hace como gas natural licuado (GNL) hacia los EE,UU de América y Europa. LA SITUACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS EN LA REPUBLICA ARGENTINA Los datos de los pozos perforados entre 1990 y 2006, graficados en la Figura 9, que disminuyeron entre 1992 y 1993 por efecto del proceso de privatización de áreas de YPF, se incrementaron hasta alcanzar un máximo de 1.746 pozos en 1995 por la actividad de las nuevas empresas concesionarias de esas áreas, y cayeron desde los inicios de 1997 hasta un mínimo de 554 pozos en 1999, como consecuencia de la reducción de los precios del petróleo internacional, repuntando hasta 1.327 pozos en el año 2001 ante la mejora de dichos precios, y alcanzando los 1.329 en el año 2007.

98 100 52 107 141 165 106 94 63 62 50 33 30 24 29 62 59 53

7 8 38 9 2

7 0 06 6 7

1 0 3 4

1 5 8 1

1 4 8 6

1 1 9 9

8 4 1

4 9 2

9 1 3

1 2 9 4

1 0 0 51 1 7 8 1 1 7 7

1 2 2 1 1 2 0 9 1 2 7 6

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

1 9 9 0 1 9 9 2 1 9 9 4 1 9 9 6 1 9 9 8 2 0 0 0 2 0 0 2 2 0 0 4 2 0 0 6

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Argentina: Pozos Perforados 1990 / 2007Argentina: Pozos Perforados 1990 / 2007

*Fuente Secretaría de Energía - IAPG (No se consideran pozos de servicio)

Exploración Desarrollo Tendencia Exploración

Cantidad de Pozos ExploratoriosCantidad de Pozos Totales

881

992

752774

1175

1746

1592

1293

904

544

963

1327

1035

1202 120612831268

1329

Figura 9

11

El efecto es bastante similar si analizamos los pozos de Exploración, cuya variación refleja las mismas circunstancias, alcanzando un máximo de 165 en 1995, disminuyendo a 62 en 1999 y alcanzando un valor mínimo de 24 en el año 2003. Esta situación se debió a la paralización de las inversiones como consecuencia de la crisis económica del año 2001, y si bien las expectativas de altos precios del petróleo mejoró el número de pozos de exploración perforados a partir del año 2005, se continúa manteniendo una tendencia estable que sumó 53 pozos en 2007. En la curva roja se observa la misma evolución, en una escala mayor, para visualizar mejor los resultados. Para analizar la evolución de parámetros como la producción y las reservas de petróleo durante la última década utilizaremos los cuadros de la Figura 10. Así vemos en el gráfico de la izquierda que ambas han crecido significativamente, salvo por el estancamiento de la producción en 1998 y la disminución en 1999 por un efecto externo como fue la caída de los precios internacionales, y no obstante que dichos precios volvieron a crecer de manera extraordinaria, la producción de petróleo comenzó a estabilizarse, pero aún disminuyó un 24,1% entre 1998 y 2007, cayendo desde 49,15 hasta 37,31 Millones de m3. Las reservas llegaron al máximo de unos 488,28 Millones de m3 en 1999 y los datos para el año 2007 las ubican en los 415,91 Millones de m3, lo que significa una reducción del 14,8%, con una relación reservas/producción que alcanza –al nivel de consumo actual y sin nuevos descubrimientos- a unos 11,15 años.

Argentina: PetrArgentina: Petróóleo 1992 leo 1992 -- 20072007

ProducciónMillones de m3

Nº de Pozos

Producción de Petróleo por Pozo y Número de Pozos en Actividad

Evolución de Producción y Reservas de Petróleo

0

10

20

30

40

50

'92 '93 '94 '95 '96 '97 '98 '99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07

0

200

400

600

800

1.000

0

2

4

6

8

10

'92 '93 '94 '95 '96 '97 '98 '99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07

0

5.000

10.000

15.000

20.000

Producciónm3/día x pozo

ReservasMillones de M3

Fuente: Secretaría de Energía - IAPG Figura 10

12

En el otro cuadro vemos las cifras de los pozos en producción, que en 2007 totalizaron unos 19.897, con los cuales obtenemos la producción media por pozo, que venía creciendo desde 1990 y se ha estancado a partir de 1995 en menos de 10 m3/día - pozo, cayendo abruptamente a partir de 1999 y registrando hoy unos 5,14 m3/día - pozo. En conclusión, disminuyeron las reservas y la productividad por pozo, signo evidente de una creciente madurez de los yacimientos y la falta de incorporación de nuevos descubrimientos. Según las cifras que se presentan en el primer cuadro de la Figura 11, entre 1992 y 2007 la producción de gas natural pasó de unos 25 Mil a unos 51,01 Mil Millones de m3, lo que significa un aumento superior al 100%. Cabe destacar que la importante demanda entre 2003 y 2007 está influenciada por el gran crecimiento del gas industrial y del gas natural comprimido (GNC) impulsado por las diferencias de precios con los combustibles líquidos, y en especial con las motonaftas. La privatización del “downstream” del gas natural también trajo el creciente interés de los productores en explorar y desarrollar reservas de gas que antes carecían de atractivo comercial. Es así como las reservas comprobadas aumentaron entre 1992 y 2000 de unos 540 Mil hasta más de 777 Mil millones de m3, lo que representó un incremento de más del 44%, que aseguraba la provisión de gas al nivel de consumo de entonces por unos 17,2 años. Según los datos para el año 2007 las reservas cayeron hasta unos 441,97 Mil millones de m3, o sea un 43,1% menores al año 2000. La caída de las reservas en este período se atribuye en gran parte al retraso de los precios del gas en boca de pozo y a la consiguiente falta de inversiones en

0

100

200

300

400

500

600

700

800

'92 '93 '94 '95 '96 '97 '98 '99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07

0

5

10

15

20

25

Argentina: Gas Natural 1992 Argentina: Gas Natural 1992 –– 20072007

Rel. Res./ Prod.Años

Mil Millones de m3 Mil Millones de m3

Reservas Comprobadas y

Relación Reservas - ProducciónProducción Anual

0

10

20

30

40

50

60

'92 '94 '96 '98 '00 '02 '04 '06

Fuente: Secretaría de Energía - IAPG Figura 11

13

exploración, registrándose una relación reservas/producción que alcanza –al nivel de consumo actual y sin nuevos descubrimientos- a 8,66 años. En la Figura 12, el gráfico del Mercado Petrolero Argentino, nos enseña con claridad la situación de la industria en cada momento. Vemos así períodos de alta dependencia de la importación de petróleo, el cambio de la tendencia con la generación de saldos exportables a partir de 1988, el pico máximo de la producción en 1999, a partir del cual se manifiesta una declinación persistente que hace evidente el inminente cruce de la curva de producción y la de la demanda interna con la consiguiente necesidad de importar petróleo en cantidades crecientes a precios internacionales. Este último aspecto adquiere mayor importancia en estos momentos, ya que incidirá negativamente en los precios del mercado interno y producirá la caducidad de hecho de las elevadas retenciones a las exportaciones que hoy afectan al sector. PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN DE PETROLEO Y GAS NATURAL PRESENTADAS EN EL 37° COLOQUIO DE IDEA (2001-2010) En oportunidad del 37° Coloquio Anual de IDEA, organizado en Mar del Plata desde el 7 al 9 de Noviembre de 2001, bajo el lema “La Argentina del Bicentenario”, que, como parte del trabajo “El Crecimiento desde los Sectores: Petróleo y Gas”, se ensayaron algunas proyecciones para las producciones de ambos combustibles, y vemos aquí, como resultado de dichas estimaciones, la última parte del gráfico del Mercado Petrolero Argentino y los valores proyectados hacia el período 2001-2010.

0

10

20

30

40

50

60

1950

1952

1954

1956

1958

1960

1962

1964

1966

1968

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

0

10

20

30

40

50

60

Mercado Petrolero ArgentinoMercado Petrolero ArgentinoEvoluciEvolucióón Histn Históórica 1950 rica 1950 --20072007

Producción Otras Compañías

PetróleoImportado

Demanda InternaSaldos

Exportables

Fuente: SECRETARIA de ENERGIA - IAPG

MMm3/año MMm3/año

Producción YPF / Repsol-YPF

Figura 12

14

Se supuso entonces una cierta estabilidad para los primeros dos años, fruto de la crisis que ya se estaba insinuando en el país, y un posterior crecimiento de la producción con un pronóstico que se creyó moderado, sin poder llegar a proyectarse lo que realmente aconteció a fines de ese año 2001, cuyos efectos en la economía del país fueron en la realidad mucho más graves que los que se evidenciaban a la fecha del Coloquio (Figura 13). Si se hubiese cumplido ese pronóstico, habríamos consumido en ese período unos 525 Millones de m3 de reservas petroleras, y necesitaríamos incorporar aproximadamente 620 Millones de m3 adicionales si quisiéramos seguir manteniendo como razonable una relación Reservas/Producción de alrededor de 10 años al final de ese lapso. De manera similar que para el petróleo, esa proyección del Mercado Argentino del Gas Natural estaba basada en estimar el crecimiento de un mercado interno maduro, y los volúmenes de exportación programados a Chile, Brasil y Uruguay. La producción de gas de ese período hubiese alcanzado a los 580.000 MMm3, y si quisiéramos mantener un nivel razonable de Reservas/Producción para el año 2010, por ejemplo de unos 17 años, tendríamos que incorporar nuevas reservas gasíferas por más de 600.000 MMm3, equivalente a descubrir dos yacimientos del tamaño de Loma La Lata (Figura 14). Por supuesto que para poder cumplir con esas proyecciones se postulaba que era imperioso contar con medidas de gobierno que facilitaran o alentaran las inversiones necesarias, en un contexto tan desfavorable como el que presentaba el país en ese entonces, que se podía resumir brevemente así:

0

1 0

2 0

3 0

4 0

5 0

6 0

7 0

'9 0 '9 2 '9 4 '9 6 '9 8 '0 0 '0 2 '0 4 '0 6 '0 8 '1 0

Mercado Petrolero ArgentinoPronóstico de Producción 2001 / 2010

Millones m3/Año

REAL PROYECTADO

Fuente: IAPG – Secretaría de Energía

Curva de Demanda Interna

Reservas a consumiren el período:525 MMm3

Producción Total

Figura 13

15

� Una preocupante caída de la productividad de los pozos por una madurez

avanzada de los yacimientos. � Falta de descubrimientos importantes para revertir esa tendencia. � Si bien se postulaba la existencia de un elevado potencial exploratorio, de alto

y muy alto riesgo, se debía compensar la baja productividad y los mayores costos, con alicientes que permitieran a la Argentina atraer inversiones en competencia con otros países del Mundo.

Se destacaba que uno de los primeros aspectos que debía resolverse era la reforma de la Ley N° 17.319 de Hidrocarburos de manera de garantizar un marco jurídico a los inversores, ya que ello era una condición imperativa de la Ley N° 24.145 de Federalización de los Hidrocarburos y Privatización de YPF, para concretar el cambio de titularidad de los recursos hidrocarburíferos desde la Nación a las provincias, en consonancia con lo dispuesto en la Reforma Constitucional de 1994, que también consagró la titularidad de las Provincias en su Artículo 124. Se sostenía también que los Decretos Nos. 1055/89, 1112/89 y 1598/89, sustentados en las leyes N° 23.696 del 23 de Agosto de 1989 de Reforma del Estado y la N° 23.697 del 29 de Septiembre de 1989 de Emergencia Económica, que permitieron instrumentar las reformas estructurales al Sector, se incorporasen a la reforma de la ley sin ningún tipo de limitaciones ni condicionantes, estableciendo condiciones diferentes entre Cuencas Productivas y Cuencas No Tradicionales de alto riesgo, alentando la exploración profunda y en áreas “offshore” o carentes de infraestructura, extendiendo los plazos de las concesiones hasta el agotamiento de las reservas, y garantizando la estabilidad fiscal por el plazo de las concesiones al

0

1 0

2 0

3 0

4 0

5 0

6 0

7 0

' 9 3 ' 9 4 ' 9 5 ' 9 6 ' 9 7 ' 9 8 ' 9 9 ' 0 0 ' 0 1 ' 0 2 ' 0 3 ' 0 4 ' 0 5 ' 0 6 ' 0 7 ' 0 8 ' 0 9 ' 1 0

0

1 0

2 0

3 0

4 0

5 0

6 0

7 0

Mercado Argentino del Gas NaturalPronóstico de Producción 2001 / 2010

Miles de Millones m3/Año

REAL PROYECTADO


Curva de Demanda

Reservas a consumiren el período:580.000 MMm3

Producción Total

Figura 14

16

igual que lo establecido para la Minería, en especial para neutralizar el efecto negativo del I.V.A. sobre la exploración estéril. La presentación en ese Coloquio finalizaba diciendo que: “... me resisto a creer que los dirigentes políticos y empresarios no podamos instrumentar una serie de medidas que garanticen la seguridad jurídica, la estabilidad fiscal y fijen plazos de explotación hasta el agotamiento de las reservas, de modo de alentar la exploración y cambiar la actual tendencia. “Si una vez ya lo hicimos, el desafío de seguir creciendo está planteado, y dependerá de las medidas que se adopten para llevarlo a cabo.” Lamentablemente, no solo no se adoptaron las medidas sugeridas sino que la situación se agravó por efecto de la crisis de fines de ese año 2001 y los inicios de 2002. Como vemos en la Figura 15, la producción de petróleo continuó decreciendo apartándose del pronóstico realizado y –como ya vimos antes- la curva de la demanda interna se está por cruzar con la de la producción anunciando la inminente pérdida del autoabastecimiento. En el caso del gas natural, podemos observar en la Figura 16 que hasta el año 2004 la producción real ha seguido ajustadamente la tendencia de la proyección, y ello se debió a una fuerte presión de la demanda incentivada por el congelamiento del precio para el mercado interno, lo que significó en la realidad un subsidio importante al consumo industrial y a la desmesurada conversión de automotores para consumir gas natural comprimido (G.N.C.) en lugar de motonaftas. La estabilización y posterior declinación producida a partir del año 2005 se debió a la falta de oferta de gas natural para atender a la demanda, que se pudo sobrellevar en

Mercado Petrolero ArgentinoPronóstico de Producción 2001 / 2010 – Revisión Año 2007

0

10

20

30

40

50

60

70

'90 '91 '92 '93 '94 '95 '96 '97 '98 '99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10

Producción Total

REAL PROYECTADO

Curva de Demanda Interna


Millones m3/Año

Figura 15

17

parte cortando los suministros a la industria, restringiendo el abastecimiento de gas natural comprimido (GNC) para automotores, paralizando por vez primera el Polo Petroquímico de Bahía Blanca y restringiendo las exportaciones comprometidas con Chile. Por estas causas no es fácil seguir graficando la curva de la demanda interna, ya que ella no fue satisfecha como debería haberse hecho. El déficit en la oferta no sólo se debe atribuir a la caída de la producción interna sino en gran medida al incumplimiento de los volúmenes contratados con Bolivia, ante la incapacidad de abastecimiento de los productores de ese país por la paralización de las inversiones motivada por la nacionalización de los contratos vigentes. Lamentablemente, las propuestas planteadas en el Coloquio de IDEA no fueron atendidas. Pasaremos revista a algunos aspectos de las medidas adoptadas por las autoridades del Sector con resultados discutibles:

� La disposición que en mayor medida afectó negativamente a la industria del petróleo y del gas en la Argentina fue la pesificación y el congelamiento de las tarifas -incluyendo las del sistema eléctrico- como resultado de la sanción de la Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y de Reforma del Régimen Cambiario el 7 de Enero de 2002, que hizo entrar en default a la mayoría de las empresas del sector, paralizando drásticamente las inversiones y obligándolas a ajustar sus egresos para preservar su integridad.

Mercado Argentino del Gas NaturalPronóstico de Producción 2001 / 2010 – Revisión Año 2007


0

10

20

30

40

50

60

70

'93 '94 '95 '96 '97 '98 '99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10

PROYECTADOREAL

Producción Total

Curva de Demanda

Miles de Millones m3/Año

Figura 16

18

� Poco después, por Decreto N° 310 el 13 de febrero de 2002, se dispuso la aplicación de retenciones a las exportaciones del 20% para el petróleo y del 5% a los subproductos, y el 4 de marzo de ese mismo año se establecieron retenciones del 10% para las demás exportaciones de productos primarios y del 5% para productos manufacturados con valor agregado. Además de discriminatorias, las retenciones estaban explícitamente establecidas como no aplicables en el Decreto N° 1.212/89 del 8 de noviembre de 1989 que reguló la apertura petrolera y que diera lugar a las concesiones petroleras.

� Más adelante, y por decisión ministerial, se elevaron las retenciones al 45% y en la medida que el precio del petróleo internacional aumentaba se estableció, mediante Resolución N° 394, del 15 de noviembre de 2007, un techo de u$s 42,00/Barril para los productores, quedando para el Estado Nacional todo lo que excediese de dicho precio. Medidas similares se adoptaron para las motonaftas para desalentar su exportación.

� Todas estas disposiciones afectaron la normalidad de los mercados y se produjo un exagerado incentivo al consumo de productos “baratos” y maniobras de “contrabando hormiga” en las áreas de frontera. Recién después de siete años, se acaban de anunciar incrementos tarifarios diferenciados para el sector residencial, un paso hacia una mayor racionalidad en los precios energéticos que, desde distintos sectores, se venía reclamando desde los inicios de la crisis.

� Mediante el Decreto N° 546, del 6 de agosto de 2003, el Estado Nacional delegó en las provincias productoras la facultad concedente de permisos de exploración y de explotación en áreas desiertas no adjudicadas, lo que se considera una acción positiva ya que permitió a algunas provincias programar y adjudicar licitaciones en sus territorios, que tuvieron resultados variados y contaron con la participación de nuevas empresas locales interesadas en actuar en la industria petrolera. En el mismo sentido, con fecha 6 de diciembre de 2006, se sancionó la llamada “Ley Corta” propiciada por la entidad que agrupa a las provincias productoras de hidrocarburos (OFEPHI), publicada como Ley N° 26.197, que en resumen confirió a las provincias el dominio originario y la administración, así como la facultad concedente sobre todos los permisos de exploración, y las concesiones de explotación y de transporte existentes en sus respectivos territorios a partir de la fecha de promulgación de la ley, lamentablemente sin llegar a tratar otros aspectos importantes de la Ley de Hidrocarburos, como hubiera sido conveniente.

� El 21 de abril de 2004 los gobiernos de Argentina y Bolivia firmaron la denominada “Declaración de Buenos Aires”, por la cual se rehabilitaba la venta a la Argentina de 4,5 a 7,7 millones de metros cúbicos diarios de gas boliviano. Dos años y medio después ambos gobiernos firmarían un acuerdo estratégico que garantizaría unos 27,7 millones de metros cúbicos diarios de gas boliviano para el mercado argentino hasta entre 2010 y 2026 a un precio de 5 dólares por millón de BTU (Hoy alcanza a los u$s 9,00/MMBTU) cuando a los productores nacionales se les reconocía menos de u$s 2,00/MMBTU, y se firmó un acuerdo para que Y.P.F.B. (empresa estatal boliviana) y la recién creada Energía Argentina S.A. (ENARSA) llevaran adelante el proyecto de un nuevo gasoducto de aproximadamente 1.500 Km. de longitud y para 27,7 MMm3/día iniciales. Es necesario acotar que Brasil rechazó la propuesta de

19

Bolivia siendo que, como el principal cliente del gas boliviano debería haber liderado la negociación. Este es el gas que hoy Bolivia no puede entregar a la Argentina por cuanto las prioridades convenidas son: primero el consumo interno de ese país, en segundo lugar el del Brasil y luego el de la Argentina.

� El 11 de octubre de 2006 se aprobó una nueva Ley N° 26.154 de Incentivo a la Exploración de Hidrocarburos, adaptada de una anterior que promocionaba la construcción del Gasoducto desde Bolivia, que no estaba adecuada a las características de la industria petrolera, y que además, establecía la exigencia de incorporar a ENARSA como socio para hacer efectivos los incentivos. No conocemos ningún caso concreto en el que se haya aplicado esta nueva legislación.

� Por el sistema de fideicomisos se adjudicó por menor plazo de entrega a la empresa Siemens dos plantas de ciclo combinado de 800 MW cada una para ser instaladas en Campana (Provincia de Buenos Aires) y Timbúes (Provincia de Santa Fe), asumiendo que iban a funcionar con el gas de Bolivia. Hoy están siendo puestas en marcha a ciclo abierto alimentadas con combustibles líquidos cuya importación a precios internacionales está a cargo de la administradora del mercado eléctrico (CAMMESA).

� Ese Gasoducto a cargo de Y.P.F.B. y ENARSA siguió su trámite y se adquirieron los caños, habiéndose publicado el llamado a licitación para su construcción por parte de ENARSA, mientras no se sabe nada respecto a la disponibilidad cierta del gas necesario para alimentarlo. Recientes noticias periodísticas hablan de una reformulación del proyecto para adecuarlo a la realidad boliviana.

� En tanto, para el mes de mayo de este año 2008 se contrató el alquiler del barco “Excelsior” con instalaciones de regasificación de gas natural licuado (GNL o LNG en inglés) para procesar unos 8,0 MM m3 diarios con diversos cargamentos provenientes de una planta en la que participan Amoco, Repsol y British Gas en Trinidad & Tobago, a un costo que se estima en más de u$s 16,00/MMBTU.

PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS Ensayaremos a continuación algunas proyecciones de las reservas y las producciones de petróleo y de gas natural de la República Argentina, analizando cada una de las Cuencas Productivas y en especial observando las evoluciones y perspectivas de las concesiones más importantes de cada Cuenca. PETRÓLEO La Cuenca Austral, que abarca el Sur de la provincia de Santa Cruz, el Norte de Tierra del Fuego y parte del Mar Epicontinental, es predominentemente gasífera, aunque posee algunos yacimientos petroleros. Alcanzó el pico de producción y de reservas de petróleo para este período en el año 1998 con unos 4,99 y 30,76 MM m3 respectivamente, registrándose para la producción una merma de 63,7% con una declinación superior al 10% anual, y una

20

caída de las reservas del 49,7% (6,87% anual) hasta el año 2007, en el que se registraron 1,81 y 15,47 MM m3 (Figura 17). La proyección hasta el año 2017 contempla una estabilización y atenuación en la declinación por la posibilidad de movilizar nuevas reservas petroleras asociadas al gas natural con motivo de la construcción –a cargo de Transportadora de Gas del Sur (TGS)- de un nuevo cruce paralelo del gasoducto Libertador Gral. San Martín en el Estrecho de Magallanes. La “Cuenca Marina Austral 1” (Total Austral) es la concesión más importante con un 40,4% de la producción total de petróleo de 2007, siguiendo “Chorrillos” (Chevron San Jorge), “Tierra del Fuego - Fracción B” (Petrolera LF Co.) y “María Inés – Santa Cruz II” (Petrobras Energía) con 10,8%, 7,1% y 5,6% respectivamente. Estas concesiones justifican el 63,9% de la producción total de la Cuenca.

La Cuenca Cuyana se extiende en el Norte de la provincia de Mendoza, con yacimientos maduros predominantemente petroleros de características parafínicos, y con una relación gas-petróleo muy baja. Se encuentran en una etapa de franca declinación y no se vislumbran por ahora nuevos desarrollos que puedan modificar la tendencia, por lo cual se proyectan hasta el año 2017 declinaciones en la producción del orden del 3,3% anual y en las reservas del 4,9% anual como promedios (Figura 18). Las áreas más relevantes son en ese orden las tradicionales Barrancas, Vizcacheras y La Ventana (Repsol YPF) y Piedras Coloradas - Estructura Intermedia (Occidental Exploration Inc.) con producciones de petróleo para el año 2007 del 27,6%, 27,0% 21,3% y 6,5% respectivamente, que totalizan un 82,4% de la producción total.

0,0

2,5

5,0

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

0

10

20

30

40

50

Argentina: Cuenca Austral Argentina: Cuenca Austral -- PetrPetróóleo 1988 leo 1988 –– 2007 + 20172007 + 2017EvoluciEvolucióón y Proyeccin y Proyeccióón de la Produccin de la Produccióón y las Reservas de Petrn y las Reservas de Petróóleoleo

Fuente: Secretaría de Energía - IAPG



Figura 17

21

La Cuenca Neuquina, una de las más importantes de la Argentina, cubre en gran parte la provincia del Neuquén, el Noroeste de Rio Negro, parte de La Pampa y el Sur de Mendoza. Alcanzó el pico de producción de petróleo en el año 1998 con 24,15 MM m3, a partir del cual inició una etapa de retroceso con el 33,2% y una declinación del 4,3% anual, y en 1999 llegó al máximo de las reservas con 215,25 MM m3, con una caída del 45,3% (7,0% anual) hasta el año 2007, en el cual se contabilizaron 16,14 y 117,8 MM m3 respectivamente, merma que para las reservas incluye un fuerte ajuste técnico por parte de Repsol YPF en el año 2005 (Figura 19).

0,0

2,5

5,0

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Argentina: Cuenca Cuyana Argentina: Cuenca Cuyana -- PetrPetróóleo 1988 leo 1988 –– 2007 + 20172007 + 2017EvoluciEvolucióón y Proyeccin y Proyeccióón de la Produccin de la Produccióón y las Reservas de Petrn y las Reservas de Petróóleoleo




Figura 18

0

10

20

30

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

0

100

200

300

400

Argentina: Cuenca Neuquina Argentina: Cuenca Neuquina -- PetrPetróóleo 1988 leo 1988 –– 2007 + 20172007 + 2017EvoluciEvolucióón y Proyeccin y Proyeccióón de la Produccin de la Produccióón y las Reservas de Petrn y las Reservas de Petróóleoleo




Figura 19

22

En cuanto a la proyección hasta el año 2017, se ha tenido en cuenta una cierta estabilización en la caída de la producción en los tres últimos años a partir de 2005 y la concreción de nuevas inversiones en exploración comprometidas por Repsol YPF como contrapartida por la prórroga de la concesión del megayacimiento de Loma La Lata hasta el 14/11/2027. Así la producción de petróleo declinaría un 5,6% anual y las reservas en un 6,1% anual. Se destacan, acumulando el 48,7% de la producción total de petróleo de 2007, las concesiones “Huantraico” (Chevron San Jorge), “Chihuido de la Sierra Negra” (Repsol YPF) y “Puesto Hernández” (Petrobras Energía) con 15,6%, 14% y 8,7%, a las que siguen “Chihuido de la Salina (YBR)” y “Loma La Lata – Sierra Barrosa” (Repsol YPF) con 5,3% y 5,1% cada una de ellas. Como la Cuenca Austral, esta Cuenca del Noroeste posee yacimientos gasíferos de alta relación gas-petróleo y de condensado. Abarca el Noreste de la Provincia de Salta, el Norte de Jujuy, y el Oeste de Formosa. Se evidencia un pico de producción en el año 2001 con 1,23 MM m3 y 32,71 MM m3 de reservas en 1999, a partir de cuyos momentos se inicia una declinación en la producción de petróleo y condensado que alcanza a 29,2% con un 5,5% anual y un leve crecimiento en 2007, y una muy fuerte caída de las reservas del 73,7% entre 1999 y 2007 (14,01% anual). Los valores de producción y reservas para 2007 fueron de 0,87 y 8,6 MM m3 (Figura 20). Para la proyección hasta el año 2017 se han tenido en cuenta cómo vienen evolucionando las concesiones que aportaron el 88,4% de la producción de 2007, como “Acambuco” (Pan American Energy) con el 36,1%, “Ramos” (Pluspetrol) que representa el 21,3% de la producción de petróleo de la Cuenca, y para la cual se obtuvo hace un tiempo una extensión del plazo hasta el 21/01/2026. También se destacan “Palmar Largo” (Pluspetrol), “Aguaragüe” y “San Antonio Sur” (Tecpetrol) con participaciones de 13,9%, 11,9% y 5,2% respectivamente.

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

0

10

20

30

40

Argentina: Cuenca Noroeste Argentina: Cuenca Noroeste -- PetrPetróóleo 1988 leo 1988 –– 2007 + 20172007 + 2017EvoluciEvolucióón y Proyeccin y Proyeccióón de la Produccin de la Produccióón y las Reservas de Petrn y las Reservas de Petróóleoleo




Figura 20

23

La Cuenca del Golfo San Jorge compite por el liderazgo de la producción de petróleo con la Cuenca Neuquina y en la actualidad supera a dicha Cuenca en cuanto a las reservas petroleras. Se trata de una acumulación de sedimentos de tipo lenticular con dos flancos bien definidos en las provincias de Santa Cruz Norte y Chubut, con cierre al Oeste y abierta hacia el Mar Epicontinental (Figura 21). A diferencia de las demás cuencas sedimentarias productivas, tanto la producción como las reservas de petróleo siguieron aumentando a partir de los picos, registrados en este caso en 1997, como resultado de una exitosa actividad de Pan American Energy en la concesión de “Anticlinal Grande - Cerro Dragón”, que culminó con la obtención de la prórroga del plazo de vigencia por parte de ambas provincias patagónicas hasta el 21/07/2027. Cabe destacar que esta concesión tiene una gran incidencia en la producción petrolera de la cuenca con un 31,6% del total, seguida de “El Tordillo” (Tecpetrol) con 10,2% y “Los Perales - Las Mesetas” y “Cañadón Escondida - Las Heras” (Repsol YPF) con 7,8% y 5,9% respectivamente, las que en total representan el 55,5% del total de la Cuenca. Llegamos al gráfico de la producción y reservas de petróleo del total del país (Figura 22) que refleja el acumulado de las cinco cuencas productivas analizadas, en el cual se marcan el ajuste de reservas encomendado a una consultora internacional por la Secretaría de Energía en 1991 y el posterior ajuste técnico realizado por Repsol YPF. La producción y reservas del año 2008 se estimaron en 36,65 y 419,7 MM m3, alcanzando a 21,5 y 270,6 MM m3 en el año 2017, con mermas del 41,3% y 35,5% respectivamente, en coincidencia con el vencimiento de los plazos de la mayor parte de las concesiones vigentes. Como dato final, al terminar el período registramos una relación reservas/producción de algo más de 12 años.

0

5

10

15

20

25

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Argentina: C. Golfo S. Jorge Argentina: C. Golfo S. Jorge -- PetrPetróóleo 1988 leo 1988 –– 2007 + 20172007 + 2017EvoluciEvolucióón y Proyeccin y Proyeccióón de la Produccin de la Produccióón y las Reservas de Petrn y las Reservas de Petróóleoleo




Figura 21

24

GAS NATURAL Las principales concesiones de la Cuenca Austral respecto a la producción de gas natural, que aportan el 63,2% del total, son la “Cuenca Marina Austral I” (Total Austral), que es la concesión más importante con un 43,5%, siguiendo “Tierra del Fuego - Fracción B” (Petrolera LF Co.) con el 19,7% (Figura 23).

0

10

20

30

40

50

60

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Argentina: Total PaArgentina: Total Paíís s -- PetrPetróóleo 1988 leo 1988 –– 2007 + 20172007 + 2017EvoluciEvolucióón y Proyeccin y Proyeccióón de la Produccin de la Produccióón y las Reservas de Petrn y las Reservas de Petróóleoleo




Ajuste de Reservas s/Auditoria S.Energía

Ajuste de Reservas de Repsol YPF

Figura 22

0,0

5,0

10,0

15,0

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

0

100

200

300

Argentina: Cuenca Austral Argentina: Cuenca Austral –– Gas Natural 1988 Gas Natural 1988 –– 2007 + 20172007 + 2017EvoluciEvolucióón y Proyeccin y Proyeccióón de la Produccin de la Produccióón y las Reservas de Gas Naturaln y las Reservas de Gas Natural


ProducciónMil Millones de m3

ReservasMil Millones de M3

Figura 23

25

La proyección hasta el año 2017 contempla una estabilización y atenuación en la declinación por la posibilidad de movilizar nuevas reservas de gas natural que en la actualidad están restringidas por falta de capacidad de transporte. Por tal motivo, como dijimos antes, Transportadora de Gas del Sur (TGS) está licitando la construcción de un nuevo tramo de 24” de diámetro y unos 37 Km. de longitud para concretar un cruce paralelo del gasoducto Libertador Gral. San Martín en el Estrecho de Magallanes, que para el primer semestre del año 2009 concretará la ampliación de la capacidad de transporte de gas natural en unos 7,6 MM m3/día, duplicándose así el potencial de capacidad de transporte al continente que estará limitada a 25,6 MM m3/día (18,0 más 7,6 MM m3/día) por restricciones en el tramo continental. Se estima como costo total de la obra de 100 a 150 MM u$s más 8,5 MM u$s por la cañería que ya fue adquirida. Como vimos antes, la Cuenca Cuyana carece de importancia con relación a la producción de gas natural, dadas las características de baja relación gas/petróleo de los yacimientos involucrados, y las tradicionales concesiones de “La Ventana”, “Vizcacheras” y “Barrancas” (Repsol YPF), con 36,3%, 25,4% y 14,2% marcan la tendencia y totalizan el 75,9% de la producción de la Cuenca en el año 2007 (Figura 24).

En cuanto al gas natural de la Cuenca Neuquina, la concesión de “Loma La Lata - Sierra Barrosa” (Repsol YPF) -prorrogada hasta el año 2027- alcanza el 32,8% de la producción total de la Cuenca para el año 2007, seguida de “Aguada Pichana”, “San Roque” (Total Austral) y “Chihuido de la Salina (YBR)” (Repsol YPF) con 15,2%, 14% y 3,8% que acumularon el 65,8% de la producción total de gas natural de la Cuenca para ese último año (Figura 25).

0,0

0,1

0,2

0,3

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

0

1

2

Argentina: Cuenca Cuyana Argentina: Cuenca Cuyana –– Gas Natural 1988 Gas Natural 1988 –– 2007 + 20172007 + 2017EvoluciEvolucióón y Proyeccin y Proyeccióón de la Produccin de la Produccióón y las Reservas de Gas Naturaln y las Reservas de Gas Natural




Figura 24

26

El área “Ramos” (Pluspetrol) representa actualmente el 39,9% de la producción de gas natural de la Cuenca Noroeste para el año 2007, seguida en forma destacada por “Acambuco” (Pan American Energy) con el 39,1%, “Aguaragüe” y “San Antonio Sur” (Tecpetrol) con el 12,9% y 7,4% respectivamente, representando un 99,3% del total de la Cuenca (Figura 26).

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

0

100

200

300

400

500

600

Argentina: Cuenca Neuquina Argentina: Cuenca Neuquina –– Gas Natural 1988 Gas Natural 1988 –– 2007 + 20172007 + 2017EvoluciEvolucióón y Proyeccin y Proyeccióón de la Produccin de la Produccióón y las Reservas de Gas Naturaln y las Reservas de Gas Natural




Figura 25

0,0

5,0

10,0

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

0

100

200

300

Argentina: Cuenca Noroeste Argentina: Cuenca Noroeste –– Gas Natural 1988 Gas Natural 1988 –– 2007 + 20172007 + 2017EvoluciEvolucióón y Proyeccin y Proyeccióón de la Produccin de la Produccióón y las Reservas de Gas Naturaln y las Reservas de Gas Natural




Figura 26

27

Cabe señalar, como expectativa futura, el reciente anuncio por parte de Tecpetrol en la concesión “Aguaragüe”, de la puesta en marcha del pozo Agap-1002 que completa, junto al pozo Ag xp-1, en la formación Santa Rosa, a más de 5.300 metros de profundidad, con un aporte total de 1.700.000 m3/día. Asimismo, Pluspetrol ha anunciado un proyecto exploratorio de horizontes profundos en “Ramos” (aprox. 6.000 metros) bajo el régimen de incentivos denominado “Gas Plus”, aún cuando no se han computado reservas y producción de este proyecto en el lapso en consideración. Estos incrementos de producción, de cualquier modo, no alcanzan a compensar las mermas del gas proveniente de Bolivia por falta de cumplimiento del contrato con Y.P.F.B. La producción de gas natural de la Cuenca del Golfo San Jorge cambió sustancialmente a partir del descubrimiento de nuevos horizontes productivos en la concesión “Anticlinal Grande - Cerro Dragón” (Pan American Energy) –prorrogada hasta el año 2027- que alcanzó al 56,9% del total de la Cuenca para el año 2007 y que, junto con “Los Perales – Las Mesetas” (Repsol YPF con un 12,7%, suman un 69,6% de la producción total (Figura 27).

En la Figura 28 de esta serie resumimos la producción y reservas de gas natural del total del país, que registran valores estimados para ambas variables para el año 2008 del orden de 52,15 y 425,38 MM m3, llegando a los 41,83 y 306,75 MM m3 a fines del año 2017. Vemos así que la producción de gas natural del país se reducirá en un 19,8%, en tanto las reservas comprobadas lo harán en un 27,9%, y la relación reservas/producción sería de unos 13,6 años.

0,0

5,0

10,0

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Argentina: C. Golfo S. Jorge Argentina: C. Golfo S. Jorge –– Gas Natural 1988 Gas Natural 1988 –– 2007 + 20172007 + 2017EvoluciEvolucióón y Proyeccin y Proyeccióón de la Produccin de la Produccióón y las Reservas de Gas Naturaln y las Reservas de Gas Natural




Figura 27

28

Un dato que confirma la madurez de la explotación del gas natural en la Argentina es el incremento de la capacidad instalada de los sistemas de compresión de media y baja presión, que en los últimos años han alcanzado valores significativos. BALANCES ENERGETICOS PRIMARIOS: EL MUNDO, BRASIL Y ARGENTINA Comenzaremos viendo como se comporta la Matriz Energética Primaria del Mundo, basándonos en las últimas publicaciones de la International Energy Agency (I.E.A.) para el año 2005. Podemos observar que totaliza unos 11.433,9 Millones de toneladas equivalentes de petróleo (TEP), y nos muestra una importante presencia de los combustibles no renovables, con una participación del petróleo que alcanza al 35,0%, siguiéndole el carbón mineral con un 25,3% y el gas natural con el 20,6%. Por su parte, la energía nuclear tiene una participación del 6,3%, la hidroelectricidad está presente con un modesto 2,2%, y debe destacarse que otras fuentes de energía primaria renovables, como la eólica, la geotérmica, la solar, la leña, y otras energías alternativas, alcanzan en total un 10,5% (FIgura 29). Si en el mismo gráfico, tal como aparece en la figura anterior, agrupamos a los hidrocarburos vemos que el Mundo depende de ellos en un 55,6%, pero si agregamos al carbón mineral dentro de los combustibles fósiles no renovables, deberíamos empezar a preocuparnos por su excesiva preponderancia en la matriz, ya que la demanda de energía del Mundo depende de ellos en un 80,9% (Figura 30).

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

0

250

500

750

1.000

1.250

1.500

Argentina: Total PaArgentina: Total Paíís s –– Gas Natural 1988 Gas Natural 1988 –– 2007 + 20172007 + 2017EvoluciEvolucióón y Proyeccin y Proyeccióón de la Produccin de la Produccióón y las Reservas de Gas Naturaln y las Reservas de Gas Natural




Ajuste de Reservas de Repsol YPF

Ajuste de Reservas s/Auditoria S.Energía

Figura 28

29

Veamos seguidamente la Matriz Energética Primaria de la República del Brasil para el año 2005, que según fuentes de la International Energy Agency, alcanzó a registrar un consumo de unos 209,5 Millones de TEP, y nos muestra una mayor participación del petróleo con el 42,2%, siguiéndole las energías renovables y otras

AAñño 2005: 11.433,9 Millones de TEP o 2005: 11.433,9 Millones de TEP

PETROLEO (35,0%)

El Mundo: Matriz EnergEl Mundo: Matriz Energéética Primariatica Primaria

Fuente: I.E.A. – Energy Statistics

HIDRAULICA (2,2%)

GAS NATURAL (20,6%)

NUCLEAR (6,3%)

CARBON (25,3%)

RENOVABLES (10,5%)

Figura 29

AAñño 2005: 11.433,9 Millones de TEP o 2005: 11.433,9 Millones de TEP

PETROLEO (35,0%)

El Mundo: Matriz EnergEl Mundo: Matriz Energéética Primariatica Primaria


HIDRAULICA (2,2%)

GAS NATURAL (20,6%)

NUCLEAR (6,3%)

CARBON (25,3%)

RENOVABLES (10,5%)

HIDROCARBUROS 55,6 %

Figura 30

30

con el 28,2%, la hidroelectricidad con el 13,8%, el gas natural que alcanzó al 8,0%, el carbón con 6,5%, y la energía nuclear con un 1,2% (Figura 31). ¿Qué está haciendo Brasil para asegurar su abastecimiento energético? La Agencia Nacional de Petróleo (ANP) concretó la licitación de la Novena Ronda de áreas exploratorias, que han permitido adjudicar hasta ahora numerosos bloques mayoritariamente costa afuera y algunas Areas Marginales terrestres. Es dable destacar que el país ha logrado el autoabastecimiento de petróleo crudo gracias a un enorme esfuerzo tecnológico aplicado a la explotación de las importantes reservas existentes en aguas cada vez más profundas, depende por ahora del gas natural y el carbón importados, y en energías no renovables, desde hace bastante tiempo se viene desarrollando el etanol como sustituto de las motonaftas, siendo el primer productor mundial de este combustible alternativo. Con los mismos valores de la figura anterior, como hicimos oportunamente con el Mundo, sumando al petróleo y al gas natural, veremos que la energía primaria que se consume en el Brasil está dependiendo de los hidrocarburos tan solo en un 50,2%, y si agregamos al carbón dentro de los combustibles fósiles ese valor se eleva a un 56,7%, lo que ubica al país en una posición bastante cómoda por debajo de la media mundial (Figura 32). Los planes del Brasil incluyen seguir creciendo en todas las fuentes de energía, incentivar el biodiesel, así como el desarrollo de la generación eléctrica con centrales nucleares e hidráulicas, de modo de lograr el autoabastecimiento energético en 2012 y aspirando a ser en 2025 una de las principales potencias energéticas mundiales.

AAñño 2005: 209,5 Millones de TEPo 2005: 209,5 Millones de TEP

PETROLEO (42,2%)

Brasil: Matriz EnergBrasil: Matriz Energéética Primariatica Primaria


HIDRAULICA (13,8%)

GAS NATURAL (8,0%)

RENOVABLES (28,2%)CARBON (6,5%)

NUCLEAR (1,2%)

Figura 31

31

Por su parte Petrobras anunció inversiones por 87.100 MMu$s entre 2007 y 2011, de los cuales 40.700 millones serán destinados para exploración y producción en Brasil y 12.100 millones mayoritariamente en Africa Occidental y el Golfo de México, esperando alcanzar los 3,5 MMBbls/día E.P. en 2011 y unos 4,5 Millones en 2015. También se incluyen 17.600 Mmu$s para el desarrollo del gas natural que lo independice de Bolivia cuando termine el actual contrato en el año 2019.


PETROLEO (42,2%)

Brasil: Matriz EnergBrasil: Matriz Energéética Primariatica Primaria


HIDRAULICA (13,8%)

GAS NATURAL (8,0%)

RENOVABLES (28,2%)CARBON (6,5%)

NUCLEAR (1,2%)

HIDROCARBUROS 50,2 %

Figura 32


PETROLEO (39,03%)

Argentina: Matriz EnergArgentina: Matriz Energéética Primariatica Primaria

Fuente: SECRETARIA DE ENERGIA (Provisorio)

HIDRAULICA (4,90%)

GAS NATURAL (49,69%)

NUCLEAR (2,85%)

RENOVABLES (3,04%)

CARBON (0,49%)

Figura 33

32

La Matriz Energética Primaria de la República Argentina para el año 2006 totalizó unos 77,92 Millones de TEP, y nos muestra –como vimos recién- una elevada participación del gas natural que alcanza al 49,69%, siguiéndole el petróleo con el 39,03%, la hidroelectricidad con el 4,90%, la energía nuclear con un 2,85%, el carbón mineral con un 0,49% y otras fuentes de energía primaria, como la leña, el bagazo y otras energías alternativas, que totalizan un 3,04% (Figura 33). Si mostramos los mismos valores en la presente figura, como hicimos con el Mundo y con el Brasil, uniendo el petróleo y el gas bajo el genérico de hidrocarburos, podremos observar que la energía primaria que se consume en el país es altamente dependiente de los hidrocarburos –fuente de energía no renovable- con una participación del 88,72% (Figura 34). Ello nos indica que se deberá poner mucha atención en ese importante sector de la Matriz Energética Primaria, hasta tanto se pueda producir una modificación en su composición. Es interesante señalar que la mayoría de los analistas pronostican un crecimiento de la energía nuclear a escala mundial, aunque coinciden que los hidrocarburos seguirán teniendo preponderancia por muchos años. ALGUNAS PROPUESTAS PARA ALCANZAR LA SUSTENTABILIDAD De la información precedente surge que son muchos los problemas que se deben resolver para normalizar el sector petrolero argentino. Trataremos de enunciar de manera breve los que consideramos más importantes y urgentes:


PETROLEO (39,03%)

Argentina: Matriz EnergArgentina: Matriz Energéética Primariatica Primaria

Fuente: SECRETARIA DE ENERGIA (Provisorio)

HIDRAULICA (4,90%)

GAS NATURAL (49,69%)

NUCLEAR (2,85%)

RENOVABLES (3,04%)

CARBON (0,49%)

HIDROCARBUROS 88,72%

Figura 34

33

1. EXPLORACION Y PRODUCCIÓN

El panorama de declinación tendencial de las reservas y producción de petróleo y gas obligan a una enérgica política de exploración y explotación de las cuencas sedimentarias productivas y no productivas, tanto onshore como offshore.

En un eje temporal, para detener la caída de reservas hidrocarburíferas en los próximos 5 a 7 años, se necesita un intenso esfuerzo en inversiones en las áreas actualmente en explotación, para la transformación de reservas probables en probadas y de posibles en probables. Para poder seguir incorporando reservas, una vez cumplido ese período, es necesario un intenso esfuerzo exploratorio y de avanzada en las cuencas hoy productivas hasta completar la evaluación de su potencial hidrocarburífero. Más allá, habrá que contar con el potencial adicional de las cuencas onshore que aún hoy no son productivas, y al final del eje temporal está el potencial de las cuencas sedimentarias offshore hoy no productivas, si se excluye el área de la plataforma continental frente a Tierra del Fuego. Una de las posibles medidas sería revitalizar y promocionar internacionalmente el programa de exploración del “Plan Argentina” –en su momento hubo un proyecto oficial llamado “Plan Argentina 2000”- diferenciando las condiciones de los bloques emplazados en las cuencas productivas de aquellos a los que hay que incentivar de alguna forma, y que se ubiquen en cuencas no productivas, en el “off-shore” y en horizontes profundos. Para ello, se utilizaba como modelo disposiciones de las leyes de Inversiones Mineras, en especial aquellas atinentes a la seguridad jurídica y la estabilidad tributaria. Para comprender las razones de esta propuesta solo se necesita revisar el estado de los concursos del “Plan Argentina” y compararlos con las distintas rondas licitatorias de la Agencia Nacional del Petróleo (ANP) del Brasil. También resulta imprescindible revisar todas las normas y disposiciones que puedan afectar a las inversiones en instalaciones de energías alternativas, destrabándolas y proponiendo incentivos para cambiar en el menor tiempo posible la Matriz Energética Primaria, reduciendo la participación de los combustibles fósiles no renovables, que se encuentran en una etapa evolutiva casi terminal. Lo llamativo del desafío a encarar es que todos esos esfuerzos necesitan decisiones de política energética simultáneas para que rindan fruto a lo largo de las siguientes dos o tres décadas. Es decir, hay que hacer que todos esos esfuerzos se lancen ya, en el lapso de los próximos dos o tres años si se quiere evitar que se produzcan períodos de declinación pronunciada de las reservas, como el que se experimenta hoy. El resumen de las medidas aconsejadas, algunas de ellas parcialmente en ejecución es el siguiente:

34

YACIMIENTOS EN PRODUCCIÓN ONSHORE Y DENTRO DE LAS 12 MILLAS NÀUTICAS DE LA COSTA.

Son de jurisdicción provincial (Art. 124, último párrafo de la Constitución vigente, sancionada por la Convención Constituyente de 1994. La llamada “Ley Corta” N° 26.197 reglamentó finalmente el pase a jurisdicción provincial de los recursos hidrocarburíferos).

Se dan diferentes situaciones:

1.1.1. CONCESIONES DE EXPLOTACIÓN OTORGADAS POR EL GOBIERNO

NACIONAL QUE VENCEN, EN SU MAYORÍA, ENTRE 2016 Y 2017

A la fecha de la redacción de este trabajo, dos de dichas concesiones (Loma La Lata, en la provincia del Neuquén y Ramos, en la provincia de Salta) habían sido ya prorrogadas por el Poder Ejecutivo Nacional en 2001, hasta el 2027 haciendo uso de la opción de prórroga por hasta 10 años después de su vencimiento en 2017, contenida en los respectivos títulos de concesión. En 2007, la provincia del Chubut prorrogó las concesiones de explotación de las áreas “Anticlinal Grande - Cerro Dragón” y “Chulengo” (en la parte comprendida en dicha provincia) y Cerro Tortuga - Las Flores (íntegramente ubicadas en la provincia de Chubut) y la provincia de Santa Cruz hizo lo propio con las áreas “Anticlinal Grande - Cerro Dragón” y “Chulengo” (en la parte comprendida en dicha provincia) y Koluel Kaike - El Valle y Piedra Clavada (íntegramente ubicadas en la provincia de Santa Cruz). En estos últimos casos, ambas provincias se comprometieron a negociar una ulterior prórroga hasta 2047, en el caso de haberse cumplido ciertas condiciones preestablecidas. Otras provincias, Neuquén entre ellas, han establecido procedimientos para proceder a la prórroga de las concesiones en sus respectivas jurisdicciones o están en vías de hacerlo.

Resulta imperioso impulsar esos procedimientos por cuanto el desarrollo de los yacimientos exige una actividad permanente de las compañías y la limitación del horizonte temporal es incompatible con una actividad intrínsecamente ligada al largo plazo, como es la explotación hidrocarburífera. La propuesta consiste en extender los plazos de todas las concesiones en vigencia prorrogándolos por los 10 años que están previstos en la Ley de Hidrocarburos, para evitar la inmediata suspensión de las escasas inversiones que se están realizando, ya que el lapso disponible hasta el año 2016 o 2017 según el caso no alcanzan para amortizarlas. De cualquier forma, se insiste en la propuesta planteada en el Coloquio de IDEA del año 2001, de extender los plazos hasta el agotamiento de las reservas, hecho que sin dudas irá escalonando naturalmente la terminación de las concesiones, por alcanzar la vida útil en diferentes momentos, en lugar de concentrar todos los vencimientos en la

35

misma fecha. Estas extensiones de plazos podrían establecerse por períodos sucesivos de 10 años a opción del concesionario, quedando facultado el poder concedente a no otorgarlos si se comprobase un comportamiento deficiente, falta de idoneidad o de capacidad financiera por parte del operador de la concesión. Este último aspecto implica una reforma de la Ley N° 17.319 de Hidrocarburos, pudiendo así cumplir con la revisión que quedó postergada con la sanción de la “Ley Corta” y consensuar de esta forma una política de Estado que otorgue sustentabilidad al sector.

1.1.2. CONCESIONES O CONTRATOS DE EXPLORACIÓN y EXPLOTACIÓN

OTORGADAS POR LOS GOBIERNOS PROVINCIALES

Las provincias, con respecto a las entonces denominadas áreas marginales revertidas por la Nación a su propiedad, ya se habían mostrado muy activas en su explotación a través de concesiones o contratos de explotación firmados con un concesionario estatal provincial (caso HIDENESA en la provincia del Neuquén, por ejemplo). A partir de la sanción de la Ley N° 26.197, que reglamentó la provincialización de los hidrocarburos, ya vigente constitucionalmente desde 1994, las provincias han comenzado un intenso trabajo de otorgamiento de concesiones o contratos a empresas privadas, ya no sólo de las áreas marginales, sino en amplios sectores de cuencas sedimentarias, tanto productivas (Salta, Formosa, Neuquén, Rio Negro, Mendoza, Chubut y Santa Cruz) como no productivas (Chaco, San Juan, San Luis, La Rioja y Córdoba). Esa actividad es plausible y debe continuar. La recomendación, si cabe, iría en el sentido de alentar una mayor competencia en las respectivas licitaciones, tanto de empresas nacionales como internacionales, que estén o no ya trabajando en el país. Para ello, cuando la envergadura de las áreas a licitar lo amerite, debería incluso comprender visitas a distintos países con el fin de interesar a empresas que hoy no operan en el país. Ello no es obstáculo para otorgar preferencia a la intervención de empresas argentinas. Pero la preferencia a empresas locales debe limitarse a aquellos yacimientos cuya dificultad tecnológica sea compatible con las capacidades de esas empresas. De lo contrario, la preferencia se convierte en un mero trámite, para después, venta del derecho de concesión mediante, termina siendo una empresa de mayor envergadura la que explote finalmente el yacimiento.

También sería recomendable no alentar la aplicación de regalías que superen del 12% al 15%, ya que ello atentará finalmente contra los dueños de los recursos: las propias provincias o el Estado Nacional según corresponda, pues a mayor regalía que implica un tributo sobre la producción independientemente de la mayor o menor productividad de los yacimientos, será más anticipado el cese de la explotación por antieconómica y mayores los volúmenes de hidrocarburos que queden sin extraer.

36

YACIMIENTOS EN PRODUCCIÓN OFFSHORE FUERA DE LAS 12 MILLAS

NÀUTICAS DE LA COSTA.

Son de propiedad originaria del Estado Nacional por interpretación del artículo 124 de la Constitución Nacional sancionada en 1994 y, en forma explícita por la Ley N° 26.197. Una ley anterior a esta última (la Ley N° 25.943 de constitución de la empresa Energía Argentina S.A. - ENARSA) había asignado a dicha empresa la “titularidad de los permisos de exploración y de las concesiones de explotación sobre la totalidad de las áreas marítimas nacionales que no se encuentran sujetas a tales permisos o concesiones” a la fecha de su entrada en vigencia, en el mes de noviembre de 2004.

En ese contexto, el Gobierno Nacional negoció la participación de ENARSA en seis bloques de exploración en la plataforma continental con Petrobrás, YPF, Petrouruguay y Sipetrol. Para fines de este año ha lanzado un proceso licitatorio para asociarse, con fines de exploración y eventual explotación, en otras 9 áreas, también en la plataforma continental. No podemos dejar de señalar que la presencia de ENARSA en la forma que está planteada no alienta la presencia de empresas de la magnitud que las operaciones “offshore” requieren. La magnitud del esfuerzo exploratorio requerido para evaluar el potencial de la plataforma continental argentina y el largo plazo de maduración de ese esfuerzo, llegado el caso de haber descubrimientos comerciales, obliga a apresurar el programa de licitaciones de bloques haciendo rondas con frecuencia anual y con más bloques por ronda. Además, como resulta ineludible requerir la participación de compañías internacionales, se requiere de manera imperiosa, prever plazos más extensos entre el llamado a licitación y la apertura de las ofertas y realizar visitas a potenciales participantes así como road-shows para atraer a más jugadores a cada ronda. El ejemplo de lo realizado por la Agencia Nacional de Petróleo de Brasil (ANP) desde mediados de la década pasada resulta muy aleccionador por lo exitoso y lo susceptible de rápida replicación.

CONDICIONES DE LA NEGOCIACIÓN DE CONTRATOS.

La República Argentina tiene una amplia experiencia en las diferentes formas contractuales de incorporación de capital privado a la industria del petróleo y del gas. De hecho, respecto de la renegociación de las concesiones vigentes, tal como se expresó en 1.1.1, ya se están encontrando fórmulas para superar el “statu quo” y lograr que el potencial de las concesiones se siga desarrollando en el tiempo sin que queden atrapadas en una fecha fija que desalentaría todo esfuerzo de desarrollo. Otro tanto cabe decir de las concesiones provinciales, que en número

37

cada vez mayor, están siendo adjudicadas, tanto para el desarrollo de áreas de producción marginal como de potencial exploratorio. Lo esencial para el éxito de este proceso es dar horizonte temporal y seguridad jurídica a los adjudicatarios, de manera que puedan desplegar todo los esfuerzos que la tecnología y el estado del arte permiten en los respectivos yacimientos.

El tema precio del petróleo y del gas en boca de pozo es importante, pero no más importante que la estabilidad de reglas de juego, inteligentemente diseñadas. Desde ya, la Argentina, con menos de 10 años de reservas de petróleo y gas y una matriz energética que depende en un 88,72% de los hidrocarburos, no puede darse el lujo de seguir con un conjunto de precios internos tan disociado de los precios internacionales.

En el caso del petróleo, el nivel actual de retenciones a la exportación debe ser drásticamente disminuido a menos de la mitad para los yacimientos en producción, a no más del 15% en las concesiones de exploración situadas en cuencas productivas y a cero en cuencas no productivas onshore u offshore. El precio del gas natural debe ser liberado por completo para la demanda industrial y el precio del gas destinado al consumo residencial y de generación de energía eléctrica debe también ser liberado en un plazo de no más de 24 meses, mediante un sendero de precios. En un lapso de dos años, todos los precios mayoristas del gas natural deben ser homogéneos sin importar el destino final a que estará destinado. Cada producto debe tener un solo precio si se quiere tener una fluida oferta futura del mismo. La tarifa social, de la que se hablará más adelante, debe subsidiar a la demanda, de manera explícita. No debe castigar a la oferta, ya que se entra en un círculo vicioso de desinversión y caída de producción y reservas

2. REFINACIÓN Y COMERCIALIZACION PETRÓLEO

Siguiendo a la adecuación de los precios boca de pozo también debe liberarse el mercado aguas abajo en la refinación y la comercialización. Sólo dejando actuar a las reglas del mercado se podrá normalizar el abastecimiento de determinados derivados críticos para el funcionamiento para la economía como el fuel-oil y el gas-oil. La saturación de la capacidad de las refinerías locales y la brecha con los precios internacionales bloquea la importación de gas-oil. A su vez, la disminución de los volúmenes exportados de naftas (producto del aumento del consumo interno y de la disminución de la producción de petróleo producido localmente), que mediante retenciones diferenciales arrojan un resultado positivo, dejan sin

38

margen a las refinerías como para encarar la importación directa de gas-oil sin sufrir importantes pérdidas. Nunca una empresa obligada a perder se comporta como un elemento dinámico para abastecer un mercado desabastecido. La liberación de precios igualaría para los dueños de las redes el abastecimiento local y el internacional, proveyendo al mercado interno de manera satisfactoria. Para ello, se debería continuar profundizando la actualización de las tarifas congeladas desde el año 2001 -preservando a los clientes de menores recursos- pero considerando los valores del mercado internacional antes que, ante la necesidad de tener que importarlos, irrumpan de manera desordenada. En el mediano plazo, un mercado funcionando con esas características, otorgaría las señales adecuadas para ampliar o reconvertir las refinerías nacionales de manera de adaptarse a la disminución de los crudos neuquinos, por efecto de la declinación de dicha cuenca y a su sustitución por otros crudos, por ejemplo Escalante o crudos importados, si llegara el caso. Ello permitiría flexibilizar la oferta interna de derivados liberándola de la vulnerabilidad de tener que importar cada derivado (cuya oferta internacional no es tan fluida como la del crudo) y posibilitándole importar crudo y refinarlo en el país. La normalización de los precios de mercado también normalizaría la situación del sector de estaciones de servicio, que está sometido a un margen de comercialización absolutamente límite y que ha sufrido una disminución del parque de estaciones superior al 20% en el último lustro.

GAS NATURAL

2.2.1 CONCESIONES EN VIGENCIA

El transporte y la distribución de gas natural deben que ser rápidamente normalizados. Los contratos de concesión deben ser diligentemente renegociados de manera de restaurar la ecuación económica de los mismos. Se deberían revisar y reformular los Marcos Reguladores del Gas y Electricidad, aprovechando las experiencias positivas y negativas de su funcionamiento hasta la fecha, y cumplir con la legislación vigente designando a sus autoridades mediante concursos de antecedentes, de manera de otorgarles independencia y autonomía en sus decisiones.

Además, debe reducirse al mínimo el uso de fideicomisos de ampliación por afuera de las concesiones de transporte y distribución y limitarlo a aquellas ampliaciones socialmente necesarias pero en los que su repago sería insuficiente. Todas las demás ampliaciones deben efectuarse por cuenta de las mismas empresas concesionarias en los mecanismos previstos en el marco regulatorio del gas.

39

2.2.2 IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL.

2.2.2.1 GASODUCTO DEL NORDESTE ARGENTINO.

Dado el retraso en el cumplimiento del cronograma de entregas de gas natural de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), se debería suspender el proyecto del Gasoducto del Noreste hasta tanto se obtengan las garantías suficientes y se comprometan seriamente la disponibilidad de las reservas y su desarrollo que justifiquen su concreción.

2.2.2.2 PUERTO Y PLANTA DE REGASIFICACIÓN.

La plataforma de consumo de gas natural del país requiere contar con, por lo menos, un punto de entrada para el Gas Natural Licuado (GNL), que permita a la Argentina compensar la vulnerabilidad de un sólo proveedor de importación.

Ese emprendimiento es de alto costo y de complicada gestión debido a la alta demanda de dichas plantas en todo el mundo. Teniendo en cuenta las previsibles dificultades para armar un grupo sponsor del proyecto, cuya muestra puede verse en el actual puerto chileno de Quinteros, que está promediando la etapa de construcción y que demoró más de un año en llegar a firmar los contratos de construcción del puerto, provisión de gas a largo plazo, logística del transporte etc., se sugiere que se diseñe con cuidado la composición del núcleo inversor y se tomen adecuados recaudos para asegurar competencia en las distintas fases del proyecto. La financiación es un capítulo relevante, debido a los altos montos involucrados en el proyecto y debe ser un ingrediente importante en la etapa de planeamiento del mismo.

Documents

Abastecimiento Sustentable de Energia - Petroleo y Gas