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INDUSTRIA DE LOS
HIDROCARBUROSCADENA DE SERVICIOS Y CADENA DE VALOR
IMPACTO DE LA EMERGENCIA ECONOMICA
SOBRE LA CADENA DE VALOR DEL GASNATURAL
MIEERE-2005DR. EDUARDO ZAPATA
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ESTRUCTURA Y FUNCIONAMIENTODE LA CADENA DE VALOR DEL GAS
NATURAL
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Industria del Petróleo
E t a p a
P r i n c
i p a l e s
A c t i v
i d a d e s
S e c t o r
Las cadenas del petróleo y el gas natural constan de 4 etapas, en las cuales seexplora y extrae el hidrocarburo, se transporta y luego se refina y distribuye
P E T R Ó L E O
Industria del Gas Natural
E t a p a
P r i n c i p a l e s
A c t i v i d a d e s
S e c t o r
G A S
N A T U R A
L
Upstream Midstream Downstream Comercialización
Mercado interno- petróleo crudo- productos derivados delpetróleo
Mercado externo- petróleo crudo- productos derivados delpetróleo
Exploración / Perforación /ExtracciónTratamiento del gas:
- Gas asociado: separación degas y petróleo- Gas no asociado: separaciónde propano y butano en plantaLTS AlmacenamientoPrecios desregulados
CompresiónTransporte por gasoductoSeparación de derivados: la realiza el
productor o el transportistaExportaciónGNL: licuefacción – transporte –
regasificación
Tarifas reguladas; en proceso derenegociación de contratos
Distribución de los productosdel Gas NaturalUsuarios ResidencialesComerciosPyMEsUsinas eléctricasEstaciones de GNC
AlmacenamientoTarifas reguladas; en proceso
de renegociación
Producción Transporte Distribución
Exploración – sísmica yperforación
Perforación - cementación,perfilaje, entubamiento
Extracción - mantenimientodel pozo Tratamiento del petróleo:
separación de gases,deshidratación
Transporte del crudo a lasrefinerías o puertos deembarque, por:- vía terrestre (camión,
ferrocarril)- vía marítima- oleoducto
Refinación del petróleo crudo- Destilación primaria otopping- Procesos secundarios de
conversión (reforming,cracking, coqueo,hidrocracking, isomerización,etc.)
Fuente: Análisis propio en base a entrevistas
Comercialización
Comercialización: a cargode distintos agentes de lacadenaMercado InternoMercado ExternoPrecios libres
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U$S 6.500 MM
U$S 2.000 MM
U$S 600 MM
U$S 2.400 MM
U$S 11.500 MM
Exploración, Producción yTransporte de Petróleo
Exploración, Producción,Transporte y Distribución
de Gas Natural
Separación y ventas deGas Licuado de Petróleo
(GLP)
Refinación deCombustibles Líquidos
TOTAL
Fuente: Análisis propio
Generación de Valor de la Industria (Estimado)
Año 2001Sectores que Utilizan a los Hidrocarburos como
Insumo Clave
Industria
El Agro
Su importancia radica en que tanto el Petróleo como el Gas y sus Derivados, son insumos vitalespara el desarrollo de otras industrias.
Transporte
Observaciones
14% de los costos directos delsector lo representan los
combustibles y sus derivadosEl agro consume el 27% de laoferta interna del gas oil
25% de los costos del transportesuburbano lo representan loscombustiblesEl transporte consume el 50% dela oferta interna de gas oil
La Industria utiliza loshidrocarburos:- Como Insumo (plásticospetroquímica, otras)
- Como Combustible
La industria del Petróleo y del Gas es una importante fuente de creación deactividad local; con un valor agregado del orden de los U$S 11.500 millones (en
2001), y el desarrollo de numerosos sectores vinculados
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En este sentido, la industria es fuertemente generadora de actividad enmúltiples sectores, con un alto impacto sobre el PBI…
Fuente: IAPG / Secretaría de Energía
O p
e r a d o r e s d e l a C a d e n a d e
G a s y P e t r ó l e o
S e c t o r e s V i n c u l a d o s
Exploración y Explotación:Petróleo – 33
productoresGas - 31 productores
Concentración geográfica:Petróleo – Cuenca
Neuquina y Golfo de S.J.Gas - Cuencas
Neuquina, Austral y NOA
Requerimientos deelevadas inversiones y
desarrollo tecnológico
Importante presencia deCompañías internacionalesregionales y locales
Grado variado deintegración
Actividad intensiva enrequerimientos de capital
Upstream Midstream Downstream
Transporte:Petróleo – 10 empresas
transportistasGas – 2 transportistas
4 Empresas principales deRefinación (Petróleo).Concentración Geográfica:
Provincia de Buenos Aires yMendoza
9 Distribuidoras – GasConcentración Geográfica:
Buenos Aires y centrospoblados
Impacto sobre múltiplesactividades
Concentración variadasegún la actividad
Coexistencia de PyMEslocales y Multinacionales
Fuerte generadora deMano de Obra
Alto grado deespecialización
SísmicaPerforaciónTerminación y ReparaciónInyecciónPerfilaje / Ensayo de pozoWaste ManagementCementación
Estimulación de pozos
TubosBombasCabezas de PozoTrépanos Aparatos de BombeoCompresores de GasQuímicosTanques de Almacenamiento
Tendido de LíneaObra Civil / MecánicaTransporteTornerías y Talleres
Metalúrgicos
ServiciosEspecíficos
Proveedoresde Bienes
ServiciosGenerales
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…y en el empleo, estimándose en más de 400.000 puestos de trabajo directos
e indirectos en todo el país
Fuente: Ministerio de Economía / Matriz Insumo Producto
En Miles de Empleados
Empleo Directo por Actividad
21,6
9,5
51,8
4,323,62,0
Producción dePetroleo y Gas
Refinación yComercialización
Ductos Distribución Petroquímica Electricidad
En Miles de Empleados
Empleo Indirecto por Actividad
70,0
91,1
18,1
63,5
83,4
5,6
Producción de
Petroleo y Gas
Refinación y
Comercialización
Ductos Distribución Petroquímica Electricidad
Subtotal:331.700
Subtotal:112.800
Total Empleos Directose indirectos : 444.500
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Asimismo, el sector es impulsor del desarrollo regional, dispersogeográficamente a nivel Nacional, y destacándose su papel en las provincias
patagónicas
Reservas deGas Natural
Reservas dePetróleo
Miles de m3 Mil Millones de m3
NOROESTE
CUYANA
NEUQUINA
GOLFO SANJORGE
AUSTRAL 24,416 (5%)
129,481 (20%)
TOTALCOMPROBADAS
AÑOS DEPRODUCCIÓN
448,426 663,523
10,2 años 14,5 años
31,097 (7%)
179,547 (40%)
188,040 (42%)
25,326 (6%)
545 (0%)
344,567 (52%)
40,289 (6%)
148,641 (22%)
En la Patagonia, los
yacimientos se
RESERVASPROBABLES
179,687 306,117
• Alta Inserción Social de la Actividad
• Mejoras en la Infraestructura local
• Generador de desarrollo industrial en
sectores vinculadosFuente: IAPG / Análisis propio
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La producción de petróleo sufrió una caída en los últimos años, encontraposición con la situación en el mercado de gas
44,59%
12,60%
9,56%
7,18%
4,40%
4,01%
3,88%
3,48%
10,31%RESTO
Pecom
Vintage
Total Austral
Tecpetrol
Petrobras
Chevron
Pan American
Repsol YPF
28,632,2
34,4
38,741,7
45,5 48,4 49,1 46,5 44,8 45,3 44,1 43,0
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Fuente: IAPG / Secretaría de Energía
En Millones de m3
Producción Argentina de Petróleo Año 2003
Principales Productores de Petróleo
2526,7 27,7
30,534,6
37,1 38,6
42,445,1 46,1 45,9
50,60
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
En Miles de Millones de m3
Producción Argentina de Gas Natural
Año 2003
Principales Productores de Gas Natural
33,24%
19,78%
10,98%
10,06%
6,51%
6,46%
2,69%
8,16%RESTO
Chevron
Tecpetrol
Petrobras
Pluspetrol
Pan American
Total Austral
Repsol YPF
Declinación deyacimientos maduros
La apertura a laactividad privada y losbajos precios del gas
incentivaron la demanda
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ESTRUCTURA Y FUNCIONAMIENTO DE LA CADENA DE VALORDEL GAS NATURAL
Principios:
Autonomía: posee principios propios determinados por suconstitución natural
Dependiente de políticas públicas:
- Política económica
- Normas Jurídicas
- Políticas institucionales
Regulación
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Condiciones para su desarrollo normal:Objetivo (intra sistema): Sostenibilidad en la sucesión de créditos y débitos queconstituye la esencia de la cadena.
La cadena implica:•Generación permanente de valores que se transforman en créditos trasmisibles deuna etapa a otra
• Adecuado régimen de cancelación de pasivos generado
Equilibrio
Condiciones: Balance Supresión de cuellos debotella en su desarrollo
Armonía
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Condiciones para su desarrollo normal (cont.):
Amenazas:
• Régimen de precios/tributos: desincentivos.• Conflictos jurisdiccionales: poco clara asignación decompetencias. Ello genera: réplicas normativas innecesarias ysuperposición de competencias asignadas a diferentes órganos degobierno, de distinto nivel.
• Controles técnicos superpuestos.• Cuestiones ambientales no claras.
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Condiciones para su desarrollo normal (cont.):
Objetivos (extra sistema): la sostenibilidad
• Abastecimiento para cubrir las necesidades energéticas de lasociedad
• Economía y eficiencia compatible con:
- Necesidades de las generaciones futuras
- Protección ambiental
- Desarrollo de energías sustitutivas• La cuestión de los stake holders
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Emergencia económica/Crisis
energética
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IMPACTO EN EL SECTOR REGULADO DE LA
INDUSTRIA DEL GAS NATURAL DE LAS MEDIDAS
ECONOMICAS GENERALES DEL GOBIERNO
NACIONAL ARGENTINO:
En el marco de la Ley 25.561 de Emergencia Económica: Laley de emergencia aquí mencionada, dejó sin efecto a partir de la fecha de su sanción:
(i) toda cláusula de ajuste en dólares o en otra divisaextranjera;
(ii) toda cláusula indexatoria basada en la aplicación deíndices de otros países
iii) todo otro mecanismo indexatorio; fijando los precios ytarifas resultantes de la aplicación de dichas cláusulas a la
relación 1 peso = 1 dólar.
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La crisis del sector energético regulado de laeconomía nacional vino precedida, desde el año1999, por tres cuestiones que, por su importanciaeconómica, preanunciaban un profundo cambio en
la concepción Gubernamental respecto de losderechos de las empresas prestadoras de losServicios Públicos mencionados en el presente y dela protección que el Estado Nacional debe brindar a
este Sector.
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La crisis económica y surepercusión directa en la
economía del servicio públicode transporte y distribución del
gas natural y de sus
prestadores
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Antecedentes previos a las medidas generales
que preanunciaban la crisis:1.Tema del ajuste tarifario por aplicación de
índices internacionales (PPI);
2.La cuestión del subsidio para los consumospatagónicos;
3.Reclamos fiscales de provincias y municipiosal margen del marco regulatorio.
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SUSPENSION DE LOS PLANES DE INVERSION ENTODA LA CADENA DE VALOR E IMPACTONEGATIVO EN EL EFECTO MULTIPLICADOR DEESAS INVERSIONES EN LA ECONOMIA GENERALDEL PAIS, TODO ELLO AGRAVADO POR ELINCESANTE INCREMENTO DEL PRECIOINTERNACIONAL DEL PETROLEO
La declaración de emergenciaeconómica y sus efectos hizo prever a la
industria la posibilidad de que seprodujeran algunos efectos nocivoscomo lo son:
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DETERIORO DE LA CALIDAD DEL SERVICIOY SUSPENSION DE LA INCORPORACION DENUEVA TECNOLOGIA Y MODERNIZACION
DEL SECTOR.
CONGELACIÓN DE PLANTELES DEPERSONAL DE PRESTADORES,CONTRATISTAS, SUBCONTRATISTAS YPROVEDORES DE LA INDUSTRIA.
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DESALIENTO Y RIESGO CIERTO DE RETIRODE INVERSORES INTERNACIONALES,PRESTADORES, OPERADORES OINVERSORES INSTITUCIONALES.
RECLAMO GENERALIZADO DE INVERSORESINTERNACIONALES EN EL SECTOR, ANTETRIBUNALES U ORGANISMOS DE
ARBITRAJE INTERNACIONAL (CASO DELCIADI) POR APLICACIÓN DE LOS TRATADOSINTERNACIONALES SUSCRIPTOS POR LA
ARGENTINA PARA LA DEFENSA YPROTECCION DE LA INVERSIONEXTRANJERA.
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CAIDA PRONUNCIADA DE LA IMAGEN ARGENTINA ANTE LA COMUNIDADINVERSORA INTERNACIONAL DENUNCIADA
COMO INCUMPLIDORA DE SUSCOMPROMISOS.
DESALIENTO PARA NUEVOS INVERSORESDE RIESGO.
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La crisis económica y su
repercusión directa en laeconomía del servicio públicode transporte y distribución
del gas natural y de susprestadores (cont.)
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Algunas cuestiones adicionales:Emergencia/Crisis
Preguntas:
• ¿Intra o extra sistema regulado?
• ¿Autónoma o heterónoma?
• ¿Parcial o total?
• ¿Temporal o definitiva?
Conclusión general:• La crisis se gestó, desarrolló e impactó severamente en el Sector
desde afuera de su estructura
• Por ello su conformación se mantiene relativamente íntegra• Operativamente está intacto
• Resulta entonces posible su rápida normalización
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Impacto de la emergencia económica en el sector: Algunas cuestiones particulares
• Exploración y explotación:
- Relación con el abastecimiento interno
- Inversiones en exploración: Proyecto nacional deincentivos a la exploración
- Cuestiones institucionales: provincialización dehidrocarburos.
- El mediano y largo plazo: “un puente demasiado
lejos…”
• Algunos hechos destacados:
- Decretos Nº 180 y 181 del Poder EjecutivoNacional
- Res. SEE Nº 752/05: comercialización del gas natural
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Segmentación de mercados de gas: Cambios de estructura tarifaria implícitos enlos Decretos PEN 180 y 181
1 solo rango tarifario
3 rangos tarifariosTarifa decreciente según
consumo
3 rangos tarifarios, segúnvolumen consumido(R1 / R2 / R3)
Posible introducción de tarifasocial (rango R1)
2 primeros rangos, contratamiento similar aResidencial (para precio delgas)
3er rango (+ de 9000 m3), contratamiento similar a GrandesUsuarios (para precio del gas)
Tarifa creciente segúnconsumo
SEGMENTO(TARIFA)
RESIDENCIAL(R)
PYMES /COMERCIOS /ENTIDADESOFICIALES
(SGP)
SITUACIÓN PREVIA CAMBIOS PRODUCIDOS
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Segmentación de mercados de gas: Cambios de estructura tarifaria implícitos enlos Decretos PEN 180 y 181(Cont.)
Servicio 100% firme eininterrumpible (Nopaga cargo de reservade capacidad de
transporte)
Servicio InterrumpibleDistribución (ID):
Incluye cargo detransporteServicio Interrumpible
Transporte (IT):Usufructuado por distribuidora
Servicio dual (a opción delcliente):* Firme (con pago de reservade ...capacidad
de transporte)* Interrumpible
ID: Excluirá cargo detransporte (“sinceramiento”
renta ID) IT: Desaparece como negociodirecto distribuidoras.
SEGMENTO(TARIFA)
TRANSPORTEVEHICULAR
(GNC)
GRANDESINDUSTRIAS
Y
CENTRALESELÉCTRICAS(GU)
SITUACIÓN PREVIA CAMBIOS PRODUCIDOS
Segmentación de mercados de gas: Cambios de estructura tarifaria implícitos en
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Segmentación de mercados de gas: Cambios de estructura tarifaria implícitos enlos Decretos PEN 180 y 181 (Cont.)
1 solo precio de gasnatural en cabecera
Relación directaentre productores,transportistas ydistribuidoras
Transportadoras ydistribuidorasfinancian
inversiones con suflujo de caja
Durante el período de transición, todos losclientes, excepto Residencial y SGP,deben obtener el gas desde productores /comercializadores. Coexistirán 2 o másprecios de gas natural en cabecera (grancomplejidad operativa / regulatoria)
Creación del Mercado Electrónico de Gas(MEG), que intervendría en transaccionesde gas y transporte spot
Creación de un Fondo Fiduciario, a partir de cargos tarifarios y/o financiamientointernacional, para destinar a “inversiones
críticas”, definidas por el Gobierno.
TEMAS SITUACIÓNPREVIA
A S P E C T O S
G E N
E R A L E S
Régimen de passthrough del costodel gas
Funcionamientodel MercadoMayorista
Fondo Fiduciariopara inversiones
de expansión
CAMBIOS PRODUCIDOS
Comercializador controlado por Distribuidora
No admitido por el ENARGAS
Admitido, pero con restricciones sobretopes de mercado por vía reglamentaria
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MARCO REGULATORIO VIGENTE(1993 / 2001)
LEY 24.076
REGLAS BASICAS DELICENCIA DE
DISTRIBUCION
REGLAMENTO DESERVICIO
RESOLUCIONESENARGAS
Afectaciones del Marco Regulatorio
DECRETOPEN 180/2004
DECRETOPEN 181/2004
LEY 25.5612002
NORMAS YA EMITIDAS
PROYECTO DE LEYDE TARIFA SOCIAL
PROYECTO DE LEY
DE SERVICIOSPUBLICOS
NORMASEN ESTUDIO
D t PEN 180/04
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Decreto PEN 180/04
COMERCIALIZADORES
Ambito de aplicación
MEG(Mercado Eléctrico del Gas)Reglamentación y Alcance
Decreto PEN 180/04(B.O. 16/02/04)
Resolución SE 415/04PROGRAMA DE USO
RACIONAL DE LAENERGIA
Resolución185/04Ministerio de PlanificaciónFederal MPFIPYS (B.O.
20/04/04) FIDEICOMISOSDE GAS – FONDO
FIDUCIARIO
Ya reglamentado
Resolución ENARGASN°3035 (B.O. 30/06/04)
Modelos de Contratos GNCFirme e Interrumpible.
Resolución SE 657/04(B.O. 15/06/04) Mecanismo derestricciones a interrumpible y
programa para firmes.
Reglamentación acargo de ENARGAS
Resolución SE 606/04 (B.O. 02/06/04)Reglamentación del art. 27 de la Ley 24.076.
Reventa de gas y/o transporte.
D t PEN 181/04
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Decreto PEN 181/04
Art. 4° Decreto 181/04Expulsión de la compra
de gas de clientesa las Distribuidoras.
Sendero de preciosR1 R2 R3
Decreto PEN 181/04(B.O. 16/02/04)
Resolución SE 265/04 Abastecimiento Interno (BO.
26/03/04)
Resolución MPFIPYS 208/04
Aprueba el Acuerdo entreProductores y SE. – precios degas natural en PIST. (BO.
22/04/04)
Ya reglamentado
Disposición 27/04 SubSecretaríade Combustibles SSC. (BoletínOficial 31/03/04) Programa deRestricciones de Exportación
Resolución SE 503/04 (B.O.21/05/2004) Mecanismo de usoprioritario de transporte para la
demanda no interrumpible
Nota ENARGAS 2666 y 2667
(11/06/04) Redireccionamiento degas y/o transporte
Resolución SE 659/04 (B.O.17/06/04 Programacomplementario de
abastecimiento al mercado internode gas natural.
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• Algunos hechos destacados (cont.):
• Transporte- Ampliaciones- Nuevo Gasoducto del Norte- Régimen general de inversiones: la cuestión de lo fideicomisos- Renegociación de contratos de licencia
• Distribución:- Régimen tarifario- Expansiones del servicio- Renegociación de contratos de licencia
• Los reclamos interpuestos por las compañías ante el CIADI (la cuestiónde los TBPI).
- El 76% de los reclamos corresponden a e.p.s.p.- Existen 32 reclamos registrados ante el CIADI, y otros 20 engestión amistosa prevista en los TBPI
- Fallo CIADI CMS GAS Transmission Co. c/ Rep. Argentina(mayo 2005) condenó a la Argentina por falta de actualizacióntarifaria frente a la pesificación
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Resumen de los criterios adoptados por el Laudo Arbitral
1. Expropiación: CMS argumentó que las medidas económicas adoptadas entre 2000 y 2002
constituyeron una expropiación indirecta. La Argentina alegó que las medidas fuerontemporarias, ya que no hubo traspaso de propiedad y que TGN continuó operando en elpaís. El tribunal admitió la posición argentina y dijo que no hubo expropiación porque CMScontinuó en posesión de la propiedad física de su inversión en el país;
2. Trato justo y equitativo: para CMS, la Argentina cambió las reglas de juego que tuvo encuento al momento de decidir la inversión. Según la Argentina, la declaración deemergencia económica fue general y se dictó en el marco de las prerrogativas de un estadosoberano. El tribunal falló a favor de CMS. Sostuvo que “el congelamiento de tarifas y ladevaluación afectaron negativamente a TGN, resultando en una tarifa que no fue ni justa niequitativa;
3. Discriminación y arbitrariedad: las medidas económicas discriminaron entre diferentestipos de inversiones, dijo CMS. La Argentina, en cambio, alegó que la discriminaciónrequiere intencionalidad y que la arbitrariedad no se condice con una medida legislativa. El
tribunal estuvo de acuerdo con el país y rechazó el planteo de CMS; y,
4. Estado de necesidad: fue un aspecto esencial de la defensa técnica presentada por elEstado Argentino: la extrema gravedad de la crisis económica avaló el dictado de medidasde emergencia como la devaluación y congelamiento de tarifas. El tribunal arbitral no estuvode acuerdo con este argumento. Sostuvo que “una crisis severa no puede necesariamenteser equiparada con una situación de colapso total.
5. Resultado Final: Argentina debe pagar una indemnización de U$S 133 millones, recibiendoen devolución el paquete accionario de CMS en TGN.
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CONCLUSIÓN:
EL futuro de los TBPI:
• Expectativas y estrategias adecuadas a la necesidad decoordinar el concurso de inversores internacionales conla existencia de instrumentos jurídicos aceptados por lacomunidad nacional, ágiles, eficaces y transparentes queacuerden garantías adecuadas a esos inversores.
• Alternativas razonables de solución para los efectos yaproducidos.