SECTOR ENERGÉTICO - I SEMESTRE 2013



1. Producción de hidrocarburos

 

En el primer semestre del 2013 la producción media diaria de petróleo de Argentina alcanzó los 88.277 m3, registrando una caída del 3,0% con respecto a la producción media diaria del mismo período del año anterior, mientras que la producción media diaria de gas natural fue de 113,892 millones de m3, marcando un descenso del 6,9% con respecto a lo extraído en el primer semestre del 2012.

Cuadro de texto: Durante la primera mitad del año 2013 se mantuvo la tendencia declinante de la producción de petróleo y se profundizó la caída en  la producción de gas natural que se viene registrando en los últimos diez años.

 


Desde el pico máximo de producción alcanzado en el año 2001 con un volumen de 132.113 m3/día la extracción de petróleo viene cayendo a una tasa promedio del 3,4% anual mientras que la extracción de gas natural registra una caída promedio del 2,1% anual luego del pico histórico de producción de 142,895 millones de m3/día alcanzado en el año 2004

 

Analizando el comportamiento de las principales empresas se destacan la performance de YPF que logró detener la caída de la producción de petróleo en el año 2012 y de gas natural en el 2013 y la actuación de Chevron con caídas de producción que triplican las caídas de la industria, marcando esa empresa un descenso de producción diaria de petróleo del 44% entre 2009 y 2013 y de un 13% entre 2013 y 2012

 

Gráfico 7. Producción de petróleo y Gas Natural por empresa (2009-2013)


Fuente: Elaboración propia en base a datos de Secretaría de Energía

 

La declinación constante en la producción de petróleo y gas de la Argentina de la última década se explica fundamentalmente por la insuficiencia de inversiones de riesgo en exploración de hidrocarburos junto con la explotación no sustentable de los yacimientos maduros que naturalmente tienden a una caída en la productividad.

 

La disminución de la producción vino acompañada de una disminución de las reservas comprobadas que desde el 31/12/2002 hasta el 31/12/2011 (último dato disponible) han caído un 50% en el caso del gas natural y un 12% en petróleo. En el mencionado período la Argentina disminuyó sus reservas de petróleo en 54 millones de m3 y sus reservas de gas natural en 331.000 millones de m3.

Cuadro de texto: Las reservas perdidas de petróleo en la última década representan un año y medio del consumo de petróleo de la argentina y las reservas perdidas de gas natural son equivalentes a ocho años de consumo local. La valorización de las reservas perdidas, considerando los actuales precios de importación de petróleo y GNL, ascienden a  US$180.000 millones.



 

 

Es necesario destacar que la disminución de reservas se ha registrado en yacimientos convencionales que por sus características tienen un bajo costo de producción.

 

Actualmente se experimentan los resultados de una política energética que permitió la descapitalización del sector y que generó que durante la última década las empresas no inviertan lo suficiente, que exporten en forma no sustentable en el tiempo, que no reemplacen la producción con la generación de nuevas reservas y que giren utilidades al exterior en forma indiscriminada.

 

En lo que respecta a la coyuntura actual durante el primer semestre del año 2013 se destaca el aumento de la inversión por parte de YPF (+32%) alcanzando los US$2.169 millones y los bajos niveles de inversión registrados por Pan American Energy y Petrobras con inversiones de US$420 y US$214 millones respectivamente.

 

Gráfico 8. Inversiones totales por empresa en el período enero-junio años 2012 y 2013 En miles de millones de dólares

 

 

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CNV

 

En su conjunto las tres petroleras más importantes del país, que producen el 61% del petróleo y el 46% del gas extraído en la Argentina, invirtieron en el primer semestre de este año U$S2.803 millones un 18% más de lo invertido en el primer semestre del año anterior.

 

Las mayores inversiones de YPF en la explotación de campos maduros permitieron detener en el corto plazo la caída de su producción, sin lograr detener la caída global de la industria y sin ser suficientes para revertir la tendencia de largo plazo.

 

 

 

 

2. Medidas tomadas por el Gobierno para aumentar la producción de hidrocarburos

Durante el transcurso del primer semestre del año el Gobierno ha accedido a las solicitudes de las empresas que pedían mejores precios para aumentar la producción de gas natural y menores retenciones a las exportaciones para aumentar la producción de petróleo.

 

Mejores precios. El 18 de enero de este año, por medio de la Resolución 1/2013 dictada por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (presidida por Axel Kicillof), se creó el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural” que estable que el estado nacional garantizará a los productores de gas un precio de 7,5 USD por MM BTU por el gas adicional (o “gas nuevo”) producido en los proyectos que apruebe dicha comisión. Mediante esta resolución se establece un nuevo subsidio donde el estado deberá desembolsar la diferencia entre el precio de venta obtenido por la petrolera y el mencionado precio de 7,5 USD por MM BTU.

 

Menores retenciones a las exportaciones de petróleo. Para estimular la producción de petróleo la Secretaría de Energía (dependiente del Ministerio de Planificación de Julio de Vido) dictó el 7 de enero de 2013 la Resolución 1/2013 que disminuyó las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo, mediante el aumento de 42 a 70 usd/bbl del valor del corte a partir del cual el estado se quedaba con la diferencia entre el precio de exportación y el mencionado valor de corte. Con esta nueva medida el estado recibe 28 usd menos por cada barril exportado en concepto de retenciones a las exportaciones.

 

La misma norma también deroga la Resolución 438/2012, del 27 de junio de 2012, por el cual el estado subsidiaba las exportaciones de petróleo otorgando un incentivo de 28 usd por cada barril exportado a los productores locales que cumplieran determinados requisitos.

Cuadro de texto: Las resoluciones 1/2013 dictadas en enero de este año representan una continuación de la lógica propia de los programas “Petróleo Plus” y “Gas Plus” establecidos en el año 2.008 por el Gobierno Nacional donde las empresas se comprometían a realizar inversiones a cambio de mejores precios. Ambos programas mejoraron significativamente la ecuación económica de unas pocas empresas, perjudicaron las cuentas fiscales y fracasaron en su intento de revertir la caída en la producción de petróleo y gas. 

 

El programa “Gas Plus”, creado por la resolución SE 24/2008, pretendía incentivar la producción de gas mediante el reconocimiento de un precio mayor para el gas producido en determinados proyectos de inversión. El programa “Petróleo Plus”, creado por el decreto 2014/2008 de fecha 25/11/2008 pretendía incentivar la producción de petróleo otorgando créditos fiscales a las empresas que exportaban petróleo.

 



3. El decreto 929/2.013 y el Acuerdo YPF-Chevron

 

Con fecha 16 de julio de 2013 YPF y Chevron firmaron un Acuerdo de Proyecto de Inversión con el objetivo de la explotación conjunta de hidrocarburos no convencionales en la provincia del Neuquén.

 

El Acuerdo contempla un desembolso de hasta US$ 1.240 millones por parte de Chevron para una primera fase de trabajo que desarrolla unos 20 km2 (el “proyecto piloto”) (4.942 acres) de los 395 km2 (97.607 acres) correspondientes al área afectada al proyecto, ubicada en la mencionada provincia y que incluye las áreas Loma La Lata Norte y Loma Campana. Este primer proyecto piloto contempla la perforación de más de 100 pozos.

 

Tras la firma del Acuerdo y una vez cumplidas determinadas condiciones precedentes (entre las que se encuentra el otorgamiento de una extensión del plazo de la concesión Loma Campana hasta el año 2048 y la unitización de dicha concesión con el sub-área Loma La Lata Norte, de forma que la concesión Loma Campana se extenderá a un área de 395 km2), Chevron hará el desembolso inicial de US$ 300 millones.

 

En una segunda etapa, luego de finalizado el proyecto piloto, ambas empresas estiman continuar con el desarrollo total del Área compartiendo las inversiones al 50%. Asimismo, el Acuerdo contempla, de manera no vinculante, la posterior definición de términos y condiciones para la exploración conjunta de hidrocarburos no convencionales en las provincias del Neuquén y Mendoza.

 

La inversión anunciada de US$ 1.240 millones es de una magnitud irrelevante en comparación a los desembolsos necesarios para revertir la caída de producción a nivel país pero representa un caso testigo que puede replicarse con otras petroleras en el marco de un nuevo esquema de incentivos.

 

Es necesario recalcar que la empresa Chevron no cuenta con los mejores antecedentes para ser beneficiada por este tipo de acuerdos por tener uno de los peores desempeños en cuanto a caídas en los niveles de producción en argentina y por tener una condena en Ecuador por un monto de US$ 19.000 millones por la contaminación ambiental generada en la Selva Amazónica por la empresa Texaco.

 

Para permitir la firma del acuerdo el gobierno debió sancionar el decreto 929/2013 que establece un régimen de incentivos para aquellas petroleras que presenten proyectos de inversión por montos superiores a los US$ 1.000 millones que sean previamente aprobados por la Comisión presidida por Axel Kicillof.

Cuadro de texto: Entre los beneficios que otorga el decreto 929/2013 se destacan el asegurar al productor un precio de venta internacional libre de retenciones y el 100% de la libre disponibilidad de divisas para el 20% de la producción a partir del quinto año de iniciado el proyecto (art.6 y art. 7) y la posibilidad de recibir concesiones por 35 años en forma anticipada (art. 14). Mediante este decreto se revitalizan los conceptos de precio internacional  y libre disponibilidad de divisas para el productor, dos pilares básicos de la política de desregulación y privatización petrolera de los años noventa instaurada por Menem y defendida por Kirchner.

 

 

Por otra parte el mencionado decreto garantiza a las petroleras el derecho exclusivo de explotar todos los yacimientos de hidrocarburos (convencionales o no convencionales) que existan en una misma área, siendo esto de suma importancia en el caso de las áreas involucradas en el acuerdo con Chevron donde se superponen las formaciones de Vaca Muerta y Los Molles.



4. Demanda de energía

 

La demanda de electricidad en el primer semestre del año 2013 fue de 336 GWH / día aumentando un 2,1% con respecto al primer semestre del 2012, cuando se registró una demanda de 329 GWH / día.

 

La demanda de gas natural (se excluye demanda generación electricidad) obtuvo un crecimiento del 3,5% alcanzando los 72,3 millones m3/día en los primeros seis meses del año 2013 en comparación con los 69,9 millones m3/día del primer semestre del año anterior.

La demanda de los principales combustibles líquidos (naftas y gas oil) aumentó en su conjunto un 4,5% en el primer semestre del año 2013. La demanda de gas oil (se excluye demanda generación electricidad), con un volumen de 37.395m3/día, tuvo un leve crecimiento del 1,9% mientras que la demanda de naftas automotor creció fuertemente, con un aumento del 8,8% interanual y alcanzando el record de 21.844 m3/día en el primer semestre del año, que se explica fundamentalmente por el record de ventas de automóviles.

 

La demanda de energía continúa aumentando fuertemente aunque con una tasa de crecimiento menor a la del período 2002 – 2012 que arrojó un crecimiento promedio anual en el orden del 4%.

 



5. Comercio exterior

Cuadro de texto: Según lo informado por el INDEC en el primer semestre del 2013 el sector energético tuvo un déficit comercial de US$3.247 millones. De esta manera se duplicó el déficit comercial del sector que en el primer semestre del año pasado había sido de US$1.427 millones.

 

En el primer semestre de este año las importaciones aumentaron de US$4.992 a US$6.120 millones y las exportaciones se redujeron de US$3.565 a US$2.873 millones.

En el corriente año el déficit energético superará los US$6.000 millones. Para contextualizar estos datos es necesario considerar que el sector obtuvo en el período 2001/2010 un superávit promedio de US$4.300 millones anuales.

 

Luego de una década con consumo creciente y producción decreciente en el año 2011, por primera vez desde el año 1989, la balanza energética fue deficitaria alcanzando un saldo negativo de US$ 3.115 millones.

 

En el 2012 el déficit fue de US$ 2.383 millones fundamentalmente por las necesidades de importar gas natural en el período invernal para el suministro de las centrales térmicas.

 

En el primer semestre del 2013 por primera vez tuvimos déficit inclusive en el primer trimestre del año lo que marca que el déficit ya no es solamente estacional y restringido al período invernal.

Gráfico 9. Evolución de importaciones y exportaciones de combustibles

Fuente: Elaboración propia en base a datos de INDEC

Cuadro de texto: En el año 2013 continúa profundizándose el déficit comercial del sector energético, provocado fundamentalmente por la ya mencionada caída en la producción de petróleo  y  gas natural, en un contexto de crecimiento de la demanda y de falta de diversificación de la matriz eléctrica, cada vez más dependiente de los hidrocarburos.



 



 

6. Subsidios al sector energético

 

Los subsidios al sector energético ascendieron a $35.880 millones durante el primer semestre del 2013, lo que implica un alza interanual de 62,5%, según un trabajo publicado de la Asociación Argentina y de Administración Financiera Pública (ASAP).

 

Los subsidios derivados al sector energético se concentraron en la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y en la Empresa Energía Argentina (ENARSA). CAMMESA compra principalmente gas natural, fuel oil y gas oil para el abastecimiento de las centrales eléctricas mientras que ENARSA se encarga fundamentalmente de las importaciones de gas natural desde Bolivia y gas natural licuado (GNL) que se importa para el abastecimiento del mercado doméstico.

 

El aumento de los subsidios otorgados a CAMMESA y ENARSA se explica fundamentalmente por el aumento de los volúmenes comercializados por ambas empresas y por los mayores costos en la adquisición de los combustibles que finalmente no son trasladados en toda su magnitud a las tarifas de electricidad y gas natural.

 

La construcción en los últimos años de nuevas centrales eléctricas térmicas que requieren el consumo de hidrocarburos importados muy costosos, en desmedro de la construcción de centrales hidroeléctricas o parques eólicos, contribuyó a profundizar el déficit energético y a tener una matriz eléctrica cada vez menos competitiva por sus altos costos operativos que terminan repercutiendo en mayores subsidios.