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Alieto Aldo Guadagni. Instituto Di Tella.Foro de la Cadena Agroindustrial Argentina.
VII Jornada: Infraestructura y Energía: un camino para el desarrollo. Buenos Aires, 23 de noviembre del 2010
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“VEINTE AÑOS NO ES NADA…”
La “triple tenaza”: terminó un ciclo histórico de dos décadas de energía “abundante, barata y exportada”
En junio de este año comenzó un nuevo ciclo largo de energía “escasa, importada…y cara”
Se han evaporado las exportaciones energéticas y han trepado las importaciones; por eso el INDEC nos informa que durante el trimestre junio- agosto, se importaron alrededor de 2000 millones de dólares de combustibles, registrándose por vez primera después de dos décadas, un déficit comercial energético.
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POR QUE OCURRIO ESTO?
Estamos en presencia de una “maldición geológica” de agotamiento de nuestros recursos de hidrocarburos
o Ya estamos afrontando crecientes costos
futuros causados por una política energética que desde el año 2003 desalienta la producción nacional y estimula costosas importaciones?.
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ENERGIA QUE PRESERVE EL MEDIO AMBIENTE GLOBAL.
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Fuente Mundo Brasil Argentina
Petróleo y Gas 60% 50% 87%
Otras Fuentes 40% 50% 13%
Total 100% 100% 100%
Fuente: Econométrica S.A
Importancia del Petróleo y el Gas en el Consumo Total de Energía
en %
Argentina es un país Líder Mundial en
el Consumo de Gas
Por que somos hoy vulnerables?
Importancia (%) del gas en el consumo total energético Brasil 9 UE 25Perú 12 Méjico 27Colombia 22 Argentina 51Estados Unidos 22 Rusia 55
Rusia tiene reservas por 70 años
Argentina tiene reservas por apenas 8 años. Importancia del gas: GNC, generación eléctrica, insumo
petroquímico, insumo industrial, consumo familiar.
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7 Fuente: Econométrica S.A
en millones de m3
Reservas de Petróleo (1990 - 2010)
380
488
250
0
100
200
300
400
500
600
1990 1999 2010
95%
-22,1%
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Fuente: Econométrica S.A
en miles de millones de M3
Reservas de Gas (1990 - 2010)
Hay menos reservas de gas hoy que en 1990
579
777
350
0
200
400
600
800
1000
1990 2000 2010
34%
-55%
Producción de petróleo (1990-2010)(en millones de m3)
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Producción de gas (1990-2010)(en miles de millones de m3)
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Mayores importaciones de gas.
Si la producción de gas cae y el consumo aumenta, deben aumentar las importaciones de gas desde Bolivia o vía marítima.
En el primer semestre del 2010 la producción cayó 4,2% con respecto a igual periodo del 2009.
La producción de este año será 12% inferior a la del 2004; esto equivale a 17 millones de metros cúbicos diarios. Esta magnitud es alrededor del triple de las actuales importaciones desde Bolivia.
La caída en la producción requiere importaciones del orden de USD 1500 millones anuales
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Las 5 provincias productorasPetróleo Gas
1. Chubut 27,2 1. Neuquén 47,6
2. Neuquén 22,0 2. Salta 11,9
3. Santa Cruz 20,1 3. Santa Cruz 9,9
4. Mendoza 15,2 4. T. d. Fuego 8,9
5. Rio Negro 6,1 5. Chubut 7,4
TOTAL: 90,6% 85,7%
Provincias petroleras que representan el 9% de la población nacional suministran mas del 90% de la producción. En el caso del gas, alrededor del 90% de la producción corresponde a provincias que representan el 6.3% de la población total del país.
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Las 5 empresas productorasPetróleo Gas
1. YPF 34,7 1. Austral 27,3
2. Pan American 18,6 2. YPF 25,0
3. Chevron 6,9 3. Pan American 12,8
4. Petrobras 6,4 4. Petrobras 9,3
5. Occidental 6,4 5. Pluspetrol 7,3
TOTAL: 73% 81,7%
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Pozos de exploración terminados (Promedio anual)
1980-19891990-1999
----------------------2005- 2009 La exploración del último quinquenio cae
42 por ciento. En el primer semestre del 2009 se hicieron
37 pozos exploratorios En el primer semestre del 2010 se habían
hecho apenas 11 pozos exploratorios.
LA REDUCCION DEL ESFUERZO EXPLORATORIO LLEGA ESTE AÑO
AL 70 POR CIENTO.
100 98
--------------------- 57
Pero como al mismo tiempo aumentan los pozos extractivos, tenemos “mas bombillas en el mismo mate”.
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AUMENTA EL “EXITO” EN LA EXPLORACION?
Años % de éxito 1983/1989 28
1994/1999 45
2006/2009 80
Este aumento notable en el “%” de éxito en la exploración no responde a mejores condiciones de la geología petrolera.
Lo que ocurre es que ahora gran parte de lo que se califica como exploración, consiste en la prospección de áreas ya conocidas.
Esta vigente una estrategia mucho mas conservadora que minimiza costos exploratorios por la falta de incentivos a asumir riesgos.
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Los hidrocarburos ahora son dominio provincial
Constitución Nacional de 1994Ley Corta del petróleo (2006)Hay 15 provincias petroleras que han otorgado en los
últimos años 140 concesiones a inversiones privadasLas inversiones comprometidas llegan a los 1700 millones
de dólares.Los tres modelos:
* Capitalismo de estado
* Capitalismo competitivo
* Capitalismo de amigos 17
Un ejemplo del capitalismo de amigos “petroleros”
Durante el año 2006 la provincia de Santa Cruz licito y adjudicó 14 bloques para exploración y explotación de hidrocarburos
Los 14 bloques cubrían un extenso territorio de 7,2 millones de hectáreas. Las empresas oferentes debieron presentar en este concurso, como es de
practica, dos sobres: 1. antecedentes y 2. propuesta técnica económica. Las autoridades provinciales descalificaron, al rechazar desde el inicio al
sobre 1, a casi todos los oferentes Se descalificó así a importantes y experimentadas empresas como YPF,
Petrobras, Tecpetrol, Pluspetrol, ENAP- SIPETROL, y otras empresas Las 14 áreas se adjudicaron de la siguiente manera: 7 áreas con 4,3 millones
de hectáreas a la empresa Oil M, vinculada a Cristóbal López; 7 áreas con 2,9 millones de hectáreas a las empresas EPSUR y MISAHAR, vinculadas a Lázaro Báez.
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Exploración de YPF: antes y después de la incorporación de socios argentinos.
Pozos exploratorios de petróleo y gas
Año Total país YPF
2005 62 16
2009 59 6
Reducción -3 -10
Antes de la incorporación de socios argentinos en YPF, la empresa perforaba 16 pozos exploratorios de petróleo y gas.
El año pasado YPF perforó apenas 6 pozos exploratorios. La caída en la exploración de YPF desde el 2005, explica más del total de la
caída de la exploración en el país. 19
La caída en la producción de YPF(millones de metros cúbicos)
YPF en la producción del país 2003-2009 (petróleo)
2003 2009 Reducción (%)
País 43,0 36,1 -6,9 -16
YPF 19,1 12,1 -7,0 -37
La caída del 37 por ciento en la producción de YPF es mayor al total de la caída entre 2003 y el
2009. YPF representaba casi el 45 por ciento del total de la producción en el 2003, el año pasado se
redujo apenas un tercio. En el primer semestre del 2010 la producción de petróleo de YPF cayó 1,4 por ciento. Según REPSOL “En los últimos años la compañía ha desarrollado una intensa campaña
exploratoria con resultados muy favorables...” Se mencionan 15 hallazgos en Brasil, Argelia, Golfo de Méjico, Marruecos, Libia, Venezuela, Sierra Leona, Colombia y Perú.
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La caída en la producción de YPF(miles de millones de metros cúbicos)
YPF en la producción del país 2005-2009 (gas)
2005 2009 Reducción (%)
País 51,7 48,4 -3,3 -6,3
YPF 15,6 12,3 -3,3 -21,1
La caída del 21,1 por ciento en la producción de YPF es equivalente a la caída total en la
producción de gas. YPF representaba el 30,2 por ciento del total de la producción en el 2005, el año pasado se
redujo al 25,5 por ciento. En el primer semestre del 2010 la producción de gas de YPF se reduce un 8,9 por ciento. El
resto de la producción de otras empresas, cae un 2,6 por ciento.
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Otro ejemplo: Inversiones hidroeléctricas En la evaluación de proyectos de inversión se utilizan varias metodologías que procuran maximizar el
valor presente neto de la inversión, mientras en algunos casos se procura seleccionar el conjunto “optimo” de proyectos que son capaces de generar el mismo nivel de beneficios al “mínimo costo”. Por esta razón fue una buena iniciativa de la Secretaria de Energía de la Nación realizar en el año 2006 el trabajo titulado “Evaluación Expeditiva de Aprovechamientos Hidroeléctricos” editado por Emprendimientos Energéticos Binacionales S.A, ente público dependiente de la cartera energética. Se trata de un excelente informe ya que analiza toda la información disponible sobre nada menos que 30 proyectos hidroeléctricos (no incluye los binacionales). Uno de los resultados principales de este informe es la denominada “calificación económica “de estos proyectos, estableciendo un orden de merito según el costo unitario de la energía generada por el proyecto analizado. Es así como el proyecto La Elena, ubicado en el Rio Carrenieufu en Chubut, aparece encabezando el ranking con un costo estimado de 25,38 dólares por MWh. En segundo lugar aparece el aprovechamiento El Seguro sobre el Rio Grande en Mendoza, con un costo de 32,32 dólares. Le sigue en tercer lugar el proyecto hidroeléctrico Talhelum, sobre el Rio Aluminé en Neuquén con un costo de 32,66 dólares. Muy abajo en este ordenamiento de prioridades de inversión, recién en el lugar 23 aparece Condor Cliff sobre el Rio Santa Cruz con un costo, según este informe de la Secretaria de Energía, de 62,22 dólares (es decir alrededor de 150 por ciento más caro que el mejor proyecto). El otro proyecto sobre el Rio Santa Cruz, denominado La Barrancosa muestra un costo aun mayor por MWh ya que trepa a 76 dólares, es decir 200 por ciento más caro.
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Otro ejemplo: Inversiones hidroeléctricas (Cont.)
El caso es que ahora el gobierno nacional injustificadamente apoya con el 70 por ciento el financiamiento justamente de estos dos proyectos que encara. Santa Cruz. Llama la atención que en el gobierno nacional no le hayan prestado atención al ordenamiento prioritario preparado por su propia Secretaria de Energía, que utilizo en este ordenamiento los principios elementales del análisis de costo-beneficio, propios de la tradicional evaluación de proyectos de inversión. La inversión proyectada en estos dos grandes proyectos hidroeléctricos es insensata, ya que con su enorme sobrecosto en la inversión sobrarían fondos para hacer varios buenos emprendimientos hidroeléctricos en Rio Negro, Mendoza, Chubut y Neuquén. Tendríamos así el mismo aporte a la disponibilidad energética pero a mucho menos costo, liberando significativos recursos para más inversiones en otras áreas. Insistir en proyectos costosos de nula prioridad podrá ser bueno para unos pocos, (consultores, gestores, financistas y constructores) pero es malo para el contribuyente y peor para el usuario que tendrá que pagar mayores tarifas eléctricas. No olvidemos que estas obras, por su largo periodo de construcción de mas de cinco años, deberán ser financiadas y afrontada por los próximos dos gobiernos nacionales.
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Estimulando la importación de gas?(En USD por millones de BTU)
Suministro Dólares Producción nacional en boca de pozo 2,43 Gas boliviano en frontera 7,41 Fuel oil importado 12,2 Gas oil importado 14,7 Barco regasificador en Bahia Blanca 8-11 Gran gasoducto bolivariano ?
Fuente: Daniel Montamat & Asociados. Octubre 2010
ESTA ESTRUCTURA DE PRECIOS DESALIENTA LA PRODUCCION NACIONAL DE GAS
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EL COSTO DE IMPORTAR INNECESARIAMENTE EL FUEL OIL QUE TAMBIEN SE EXPORTA
(valores primera quincena de mayo del 2010 por ton. de fuel oil)
Cotización puerto Nueva York USD 454 Gastos de importación USD 98 Costo total de importación USD 552 Gastos de exportación USD 23 Valor neto de exportación USD 431 Quebranto por ton (552-431) USD 121
En este computo no se tienen en cuenta las diferencias de calidad por la presencia de azufre contaminante en el fuel oil importado, con valores superiores a los del fuel oil argentino.
En el periodo 2004-2009 el país importo injustificadamente (contrato con PDVSA) alrededor de 2,8 millones de toneladas de fuel oil .
Este exceso en importaciones (60 por ciento del total), originó un quebranto fiscal al Tesoro en el orden de 330 millones de dólares.
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NO ACCEDEN AL GAS POR RED Y CONSUMEN GARRAFAS.
30 por ciento de la población total 8 por ciento del 20 por ciento más rico de la población. 60 por ciento del 20 por ciento más pobre de la población.
LOS POBRES SON QUIENES PAGAN MAS CARO EL GAS LA POLITICA ENERGETICA DEBE PROCURAR
UNIVERSALIZAR EL ACCESO AL GAS NATURAL DE LAS FAMILIAS POBRES.
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Cual es el desfasaje entre los precios energéticos en Argentina y las referencias
regionales e internacionales?
Petróleo y derivados 70%Gas natural 20%Energía eléctrica 30%
Fuente: Daniel Montamat (octubre del 2010)
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SUBSIDIOS FISCALES AL GAS NATURAL
(millones de dólares – 2010)
LA DEMANDA PAGA: LA OFERTA RECIBE: Residencial 180 Producción nacional 2900 Industria 1150 Gas de Bolivia 420C. Eléctricas 1000 Importaciones GNL 380GNC 70 TOTAL 2400 3700
Subsidio 1300 (54%)
LA DIFERENCIA ENTRE LO QUE RECIBE LA OFERTA NACIONAL E IMPORTADA MENOS LO QUE PAGA LA DEMANDA EQUIVALE AL SUBSIDIO FISCAL DE 1300 MILLONES DE DOLARES, O SEA
EL 54% DE LO QUE PAGA LA DEMANDA.(Fuente: Gerardo Rabinovich –IAG-Nov. 2010)
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INSUFICIENTE INVERSION EN GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA
Potencia instalada (MW) Consumo de energía (GWH)
1992 13267 2002 22831 Incremento (%) 72 2009 27000 Incremento (%) 18,2
En la década 1992-2002 la capacidad de generación aumento por encima del incremento en el consumo (72 por ciento vs. 54 por ciento). La capacidad se incremento en alrededor de 1000 MW por año.
49715 76486 54 107000 40
En los últimos 7 años el consumo se expandió por encima del incremento en capacidad (40 por ciento vs. 18,2 por ciento). El incremento de capacidad instalada fue de apenas 600 MW por año.
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LA DEMANDA MAXIMA ELECTRICA YA SUPERA LA CAPACIDAD DE GENERACION
Relación entre demanda máxima y capacidad instalada (%)
2001 85 2005 922007 1002009 103
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DEBIDO A LA CAIDA EN LA PRODUCCION DE GAS LAS NUEVAS INVERSIONES EN
GENERACION ELECTRICA SERAN MAS COSTOSAS
Costo de capital por KW (dólares)
Térmica (gas o petróleo) 800/1000 Hidroeléctrica 1800/3000 Eólica 2000/2500 Nuclear 3800/4500
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Consumiendo el capital de recursos energéticos
-Valor monetario de la disminución de reservas a partir del 2003-
Petróleo: 100 millones de m3 US$ 50,000 MGas: 313 miles de millones de m3 US$ 82,000 MGeneración eléctrica 3500 MW US$ 14,000 M
Total merma de reservas: US$ 146,000 M
Para graficar digamos que esta disminución equivale a una reducción de stock ganadero de 400 millones de cabezas
de ganado.33
Subsidios al consumo energético.1. Durante el 2010 los subsidios energéticos superan los 30.000 millones de
pesos (ASAP). Estos subsidios son los mayores del mundo entre países que no son miembros de la OPEP
2. Estimulan al consumo por encima de las inversiones para expandir la producción
3. La expansión de la capacidad productiva no acompaña el aumento de la demanda
4. Perdida del autoabastecimiento. Consolidan la “triple tenaza energética”.
5. Los subsidios al consumo energético absorben recursos fiscales para la expansión de capacidad productiva
6. Como los ricos son mas “intensivos” en el consumo energético que los pobres, estos subsidios agravan la desigualdad distributiva.
7. Al subsidiar energías fósiles contaminantes se desalientan las nuevas energías renovables y las tecnologías limpias y conservacionistas.
8. Los subsidios energéticos agravan el deterioro climático. 34
LOS PROYECTOS PARA AUMENTAR LA DISPONIBILIDAD DE GAS.
I) El gran gasoducto bolivariano: Nace en Puerto Ordaz en Venezuela y llega a Buenos Aires, cruzando por los Estados brasileños de Manaos, Para, Tocantins, Goias, Mina Gerais, San Pablo y siguiendo hacia Uruguay y Argentina. Extensión de 9500 km (el mas largo del mundo), inversión de alrededor de 27 mil millones de dólares, capacidad de transporte: 150 mill. de metros cúbicos día.
* Fue anunciado el 9 de diciembre del 2005 en la Cumbre Presidencial del Mercosur en Montevideo. Inviable financieramente y de muy difícil concreción técnica, fue abandonado después de 4 años de negociaciones y estudios con el Gobierno de Venezuela. El presidente de Petrobras expreso: “ es el mas grande proyecto de integración gasífera en Sudamérica… para dentro de 50 años”. Para trayecto de mas de 4000 km, la opción de “licuar” parece superior.
II) El gasoducto del NEA (gas de Bolivia): En noviembre del 2003,el presidente Néstor Kirchner anuncio en la Casa Rosada el inicio de las obras de este gasoducto, con una extensión de 1500 km, y abasteciendo las provincias de Chaco, Formosa, Misiones, Corrientes y Santa Fe. La fecha prevista de habilitación fue el 2006.
* El 4 de junio del 2010 el Gobernador de Misiones informo públicamente que las
obras se iniciarían en el 2011 y finalizarían entre el 2014 y el 2015.35
ARGENTINA Y BRASIL: DOS POLITICAS ENERGETICAS MUY DIFERENTES.
Comp. Brasil- Argentina 2000 2010 Variación %
Arg. BrasilReservas de petróleo 2,8 5,6 -20 +60
Reservas de gas 0,28 1,06 -55 +70
Producción de petróleo 1,55 3,20 -20 +65
Producción de gas 0,20 0,31 +6 +65
BRASIL: después de la reforma constitucional de 1994 implanta el “capitalismo competitivo” (ruptura del tradicional monopolio estatal) y al mismo tiempo preserva la empresa publica con administración eficaz y sujeta a las reglas de la competencia.
ARGENTINA: se consolida el “capitalismo de amigos” LOS RESULTADOS EN ESTA DECADA SON MUY ELOCUENTES.
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IMPACTO MACROECONOMICO ANUAL DE NUEVOS PRECIOS QUE CUBRAN LOS COSTOS
ALTERNATIVOS. PETROLEO: Incremento de 25 dólares el barril = 5600 MM de USD GAS: Incremento de 5 dólares el millón de BTU= 8400 MM de USD ENERGIA ELECTRICA: Incremento de
120 dólares el MWH a nivel consumidor final = 14000 MM de USD
TOTAL = 28000 MM de USD
UN INCREMENTO INMEDIATO DE PRECIOS EQUIVALENTE AL 9 POR CIENTO ANUAL DEL PBI NO ES VIABLE NI SOCIAL , NI POLITICAMENTE.
POR LO TANTO HABRA QUE APLICAR ALGUNAS DE LAS DIVERSAS VARIANTES POSIBLES DE POLITICAS GRADUALISTAS.
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EL MODELO CHINO DE DENG XIAOPING Aplicado en China cuando Deng puso en marcha la nueva organización
económica a inicios de los ´80. Se congelo el pasado y se dieron señales correctas hacia el futuro; o sea la
“nueva producción”. Esto significaría reconocer precios plenos a las nuevas producciones
incrementales energéticas (petróleo, gas y electricidad). Asumiendo que la “nueva energía” anual es aproximadamente 6 por ciento del
total pre-existente, el impacto inicial se reduce a 1700 MM de USD (0,5 por ciento del PBI en lugar de 9)
El impacto alcista se puede así absorber de manera gradual: 3600 MM de USD en el segundo año, 5600 MM de USD en el tercero, etc.
Este proceso de aumentos incrementales podría también complementarse con alzas intra- marginales si las condiciones macroeconómicas lo permitieran.
LA APLICACIÓN DE NUEVOS PRECIOS RETRIBUTIVOS DEBERA ACOMPAÑARSE EN TODOS LOS CASOS CON COMPROMISOS EFECTIVOS DE INVERSION.
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LA POLITICA ENERGETICA ARMONIZADA EN EL MERCOSUR PUEDE CONTRIBUIR A CONTROLAR EL CAMBIO CLIMATICO
La declinación de reservas de hidrocarburos hace necesaria la diversificación de la matriz de consumo energético. Mas energía hidráulica, nuclear y renovables. Menos dependencia de los hidrocarburos.
Precios retributivos para el petróleo y el gas contribuirán a diversificar la demanda y promover la conservación de energía.
Políticas de apoyo al transporte publico urbano. Nueva política ferroviaria para modernizar servicios urbanos y de cargas. Expansión del transporte fluvial.
Armonización en el Mercosur de regulaciones industriales y edilicias para promover la eficiencia energética.
Armonización en el Mercosur de nuevos estándares técnicos para la industria automotriz tendientes a una mayor eficiencia en la utilización de los combustibles.
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40
Hay que construir una nueva agenda energética y ambiental en Argentina. Nuevas reglas e instituciones que estimulen la inversión energética, especialmente la exploración que afronta grandes “riesgos geológicos”. Esto requerirá consensuar una política de estado entre las fuerzas políticas y un gobierno con visión estratégica de largo plazo.
HONESTIDAD, TRANSPARENCIA Y PREVISIBILIDAD.
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La nueva agenda energética debería contemplar las siguientes iniciativas:
Inversiones en obras hidroeléctricas y centrales nucleares Inversiones en nuevas energías (eólica, solar y mareomotriz) Modernización tecnológica del transporte publico en los grandes núcleos urbanos: Gran Buenos Aires,. Rosario, Córdoba, Mendoza y Tucumán. Aprovechar la valiosa experiencia de Curitiba, Bogotá (Transmilenio), Santiago de Chile (Transantiago) y Méjico, DF. Rehabilitación y modernización del ferrocarril de cargas y del transporte urbano e interurbano. Nuevas normas técnicas en Mercosur para mejorar la eficiencia en la utilización de combustibles en la industria automotriz. Procesos en la industria manufacturera que sean energéticamente eficientes. Nuevos códigos de edificación que aseguren la conservación energética. Artefactos eléctricos que sean energéticamente eficientes.
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La nueva agenda energética debería contemplar las siguientes iniciativas (cont.):
Preservación del recurso forestal. Diseño de una política fiscal que este orientada a la eficiencia energética en todas las actividades. Creación de la Agencia de Energías Limpias, que promueva las energías no contaminantes. Tarifa social energética, que asegure a los sectores mas pobres de la población el acceso al consumo energético requerido por condiciones dignas de vida. Esta tarifa podría estar incluida en los programas universales de apoyo financiero para la reducción de la pobreza.
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ESTAS DOCE MEDIDAS SERAN EFECTIVAS UNICAMENTE SI SE ENCUADRAN DENTRO DE UNA
POLITICA PUBLICA CONSENSUADA ENTRE LAS FUERZAS POLITICAS DEL PAIS, TENIENDO EN CUENTA QUE SU
EFECTIVIDAD DEPENDERA CRUCIALEMENTE DE SU VIGENCIA
MAS ALLA DEUN MANDATO PRESIDENCIAL.