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Balance de las últimas dos décadas

Un repaso minucioso por los hechos clave que signaron el desarrollo de la industria desde 2003 hasta hoy.

Ubicarse en la realidad de los últimos 20 años implica necesariamente partir de un punto cercano a una de las peores crisis económicas atravesadas por la Argentina sobre finales de 2001 y durante todo el año 2002, cuando el número de hogares pobres alcanzó su máximo histórico y el conjunto de los precios relativos de la economía se modificó de manera tan drástica que el nivel del salario real tardó hasta el año 2007 en equipararse al de 20011.

Al respecto el INDEC indicaba en mayo de 2002 que en el conurbano bonaerense un 59,2% de las personas se hallaban por debajo de la línea de pobreza y un 27,9% por debajo de la línea de indigencia.

En cuanto al desempleo, según datos del mismo organismo, la tasa de desocupación había saltado entre octubre de 2001 y mayo de 2002 del 31,3% al 40,2 por ciento. En este marco de ruptura del plan de convertibilidad surgió también la Ley de Emergencia Económica (ley 25561) por la cual el Poder Ejecutivo nacional estuvo facultado a regular los precios de insumos, bienes y servicios críticos, a fin de proteger los derechos de los usuarios y consumidores, de la eventual distorsión de los mercados o de acciones de naturaleza monopólica u oligopólica.

Este momento crucial dio origen a una suerte de historia sin final a la cuestión de la “pesificación” de precios y tarifas de la energía con el consiguiente impacto en un sinnúmero de variables con sus consecuencias, medidas y contramedidas para principalmente separar el costo de abastecimiento del precio pagado por el gas y la electricidad en distintos segmentos y tipologías de consumidores. También en una modificación de la lógica de la política energética, además de las demandas ante el CIADI algunas incluso por expropiación como fue el caso de ENRON accionista de TGS.

En tal sentido se debe recordar que mientras que la fijación de tarifas equivalentes a dólares dada la vigencia de la convertibilidad se produjo en un contexto de precios muy bajos de la energía en el mercado mundial (19,7 dólares por barril en promedio con una variabilidad de +- 20% entre 1989 y 2002 y 1,9 dólares por millón de BTU para el gas exportado desde Alberta Canadá a los Estados Unidos entre 1992 y 2002), después de 2003 y al menos hasta 2014, los precios en dólares comenzaron a ser sensiblemente mayores (U$Sd 4,73 por MBTU para el gas importado por gasoductos desde Alberta Canadá y U$Sd/bl. 77,0 con picos de más de U$Sd/bl. 111,0 considerando la canasta OCDE).

Es decir, no sólo la devaluación había pulverizado los salarios en la Argentina, sino que la pretensión de dolarizar el crudo y el gas siguiendo la tendencia del mundo era inviable al menos hasta 2008 año en el que se presenta la crisis financiera como punto disruptivo. Pero más allá de ello este cambio de contexto generó dos visiones en pugna respecto a las políticas energéticas que aún hoy parecen subsistir en algún grado.

¿Cómo afectó esta situación a la producción de petróleo y de gas en la Argentina? ¿Qué consecuencias trajo sobre el desempeño del sector energético en los distintos subsectores? En lo que sigue se intentará dar una respuesta sustentada en evidencia.

La producción de petróleo y gas
En la fig.1 se puede apreciar que la declinación en la producción de crudo alcanzó su pico en 1998, mucho antes del abandono del plan de convertibilidad, mientras que el gas natural alcanzó su pico en 2004.

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Figura 1 Producción de petróleo y gas en Argentina desde 1911 a 2022 en miles de metros cúbicos de petróleo y millones de metros cúbicos de gas natural.

Por consiguiente, se puede inferir que la declinación de la oferta de petróleo no se vinculó necesariamente con un problema de insuficiencia de señales de precios, mientras que en el caso del gas natural la cuestión fue y es mucho más compleja. Se podría afirmar analizando tanto el crecimiento de la producción de petróleo como la del gas entre 1990 y 2002, que hubo una clara política de monetización de reservas de ambos hidrocarburos en un período de muy bajos precios internacionales por la vía de la exportación, y también de un mayor uso de gas para la generación eléctrica2. Por otra parte, la caída en la producción petrolera no llegó a afectar el autoabastecimiento más que de un modo marginal.

Un dato más, su precio si bien sujeto a retenciones, se fue flexibilizando al punto en que llegaron a fijarse precios de sostén (“barril criollo”). De este modo entre 2015 y 2017 este desdoblamiento entre costos y precios significó un subsidio implícito a la producción petrolera argentina que se estima fue del orden de los 12,9 mil millones de dólares (Tabla 1).

Con anterioridad, por el contrario, se hace difícil calcular cual fue la pérdida de renta según costos de oportunidad, pero sin duda se puede afirmar que dicha renta superó con creces los niveles que habían sido capturados por los productores entre 1990 y 2001. Ello porque en realidad hubo un mix de precios ya a partir del año 2008 cuando surgen los programas Petróleo Plus y otros, donde se pretendió establecer una diferenciación entre petróleo y el gas ya en producción y el nuevo.

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Tabla 1 Estimación del subsidio implícito captado por los productores de petróleo entre 2015 y 2017 según diferencias entre el precio del barril en el mercado internacional y el mercado interno.
Fuente: Estimaciones propias en base a los valores de remuneración del crudo en Argentina y precios internacionales y volúmenes tomados de bp-stats-review-2022-all-data en https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy/downloads.html


Lo cierto es que la diferenciación de gas nuevo y gas viejo fue poco transparente pues muchas áreas en producción fueron rebautizadas a través de particiones difíciles de rastrear. Ello mostró una debilidad del Estado para implementar con éxito una política que pretendía premiar con precios internacionales solo al gas proveniente de nuevas exploraciones y explotaciones.

Así en realidad la declinación de la producción de gas natural ha sido uno de los mayores problemas desde 2004, aunque la verdadera crisis comienza a manifestarse con la necesidad de importar gas natural en mayores proporciones desde Bolivia y sobre todo en la modalidad GNL y también gas oil y otros derivados después de 2009-2011.

Las importaciones y exportaciones de gas natural
El impacto del saldo comercial negativo en la cuenta de combustibles sobre el saldo total de la balanza comercial, causado por la insuficiencia de oferta interna -principalmente de gas natural- cobró dimensiones dramáticas a partir de 2011 y puede ser afirmado que fue uno de los principales componentes de la crisis de obtención de divisas con la que se inició el ciclo de estancamiento que la Argentina vive desde esa fecha. Se debe recordar además que ello ocurrió en el momento de mayores precios internacionales del conjunto de los precios de la energía.

Mientras que este saldo negativo fue de alrededor de 2850 millones de dólares en 2007, pasó a casi 12450 millones en 2013 reduciendo el saldo total de la balanza comercial de 12390 millones de dólares a 1521 millones en esos mismos años.

En la fig. 2 se muestra cómo evolucionaron las importaciones totales de gas natural desde 2013 a la fecha, incluyendo la morigeración de dichas importaciones a través de exportaciones marginales y por el relativo estancamiento de la demanda desde 2019.

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Figura 2 Importaciones diarias totales y netas de exportaciones de gas natural entre 10132 y 2023.
Fuente: elaboración propia con datos del ENARGAS.


Reacciones tardías: el desarrollo de los no convencionales
Las reacciones frente a esta situación fueron tardías. La constatación de la declinación de la producción de gas y petróleo convencional, la experiencia de los Estados Unidos en sustituir importaciones de gas desde 2008 en adelante mediante la explotación intensiva de shale gas y así bajar drásticamente el costo del gas para sus consumos internos, seguramente alentaron dos ideas.

Una la necesidad de recuperar YPF como instrumento esencial para fijar nuevos rumbos en la política energética, lo que se materializó en 2012 y, a partir de allí, incursionar en la explotación de los enormes recursos no convencionales a través de pruebas piloto. En tal sentido el contrato entre YPF y Chevron, aunque muy cuestionado, obró como disparador de numerosos emprendimientos en Vaca Muerta.

Teniendo en cuenta que la industria estimaba que las pruebas piloto tardaban un tiempo de entre 3 y 5 años, hoy se puede afirmar que en Argentina este aprendizaje fue veloz y que logró detener y revertir la tendencia declinante de la producción gracias a aquellas decisiones tomadas entre 2012 y 2014.

Como resultado de ello en 2022 los niveles de producción de petróleo han sido superiores a los de 2012 y muy por encima de la declinación que mostró la producción entre 2015 y 2017. El aporte de los crudos no convencionales pasó de representar un 19% en 2019 a más del 43% en 2022.

En el caso del gas natural dicho aporte ya había alcanzado en 2019 un 43% y hoy llega a más del 55%. (Fig. 3)

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Figura 3 Producción de petróleo crudo y gas natural según sea convencional o no convencional entre 2019 y 2022.
Fuente: elaboración propia con datos del Ministerio de Energía y Minería de la República Argentina.


Sin embargo, las orientaciones de los productores hacia explotar más la ventana de gas o la de petróleo han obedecido nuevamente a una política de oportunidad de monetización de ambos recursos, estrategia oscilante que entre otros factores como la demora y la falta de acuerdo respecto a si lograr ser grandes exportadores de gas, alcanzar al menos la sustitución del gas importado o mantener dichas importaciones estacionales, no ha sido zanjada.

Este marco ha incidido -en un período signado por la pandemia de 2020 y parte de 2021 y por la escasez de divisas- en demoras de la construcción de infraestructura tanto para poder incrementar la oferta interna de gas natural, como de una estrategia integrada para que el potencial del sector se aproveche antes de que la demanda de crudo comience a declinar como consecuencia de las políticas que en el mundo conducen a acelerar la transición energética.

En particular porque el crecimiento de la oferta de vehículos eléctricos se ha acelerado y la guerra ruso-ucraniana han incentivado el intento de lo que ya fuera una clara política a través del Pacto Verde Europeo plasmada entre 2015 y 2019 y reafirmada tras la pandemia de 2020.

Si bien se han escuchado voces respecto a las grandes posibilidades de incursionar en un gran mercado de GNL e incluso del Hidrógeno, poco está claro a la fecha pues ni el sector público ni el privado presentan propuestas unánimes y totalmente sustentadas. La gravedad de ello se infiere de la sangría de divisas que aún produce la escasez de gas y de los consecuentes sobrecostos que ello tiene para la generación de energía eléctrica.

El crecimiento del mercado interno
Como se puede apreciar el consumo total de gas natural pasó de 85,6 millones de m3 día en el año 1998 a unos 123,5 en 2019, cifra similar al consumo medio del sistema en 2022. Esta expansión fue acompañada de aumentos en la capacidad de transporte de gas a pesar de la crisis de las tarifas.

Del mismo modo el número de usuarios creció de 6,06 millones en 2002 a 9,14 millones en 2023. La expansión en el número de usuarios se financió a través del aporte de terceros interesados en acceder al servicio y sin duda ha capitalizado a transportistas y distribuidoras cuando se produjo la revisión tarifaria integral que había sido congelada entre 2002 y 2015 por la perpetuación de la Ley 25561 que debía ser transitoria y no ser extendida más allá de 2008 o 2009.

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Figura 4 Consumo Usuarios Totales de Gas Natural. Total País 1995-2020. En millones de m3 día.
Fuente: ENARGAS


Respecto a la demanda de combustibles el crudo procesado en el año 2000 fue de 30, 1 millones de m3 y de 36,3 millones de m3 en 2022. Un análisis más profundo respecto a las importaciones de gas oil, mayor eficiencia del parque vehicular y cambios en las refinerías sería necesario para comprender lo acaecido en los últimos 20 años.

Sin embargo, es factible afirmar que a nivel del precio de venta al público (PVP) el mercado de combustibles en Argentina no se ha caracterizado por subsidios a la demanda o grandes disparidades con los precios vigentes en los países autoabastecidos (fig. 5).

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Figura 5 Precio de venta del mix de combustibles de uso vehicular en dólares por litro.
Fuente: Elaboración propia con datos de la CEPAL.


En el caso del sector eléctrico, la potencia instalada en el año 2002 era de 25.496 MW y en la actualidad es 43.363,8 MW, mientras que la demanda de potencia máxima registrada ha sido del orden de los 28.231,0 MW en enero de 2022. Sin embargo, el abastecimiento presenta puntos críticos en los sistemas de transporte y en particular en la distribución.

Aunque se ha insistido en el tema de la insuficiencia de tarifas como causa de esta situación, la escasa inversión en el período en que el problema no fue dicha insuficiencia tarifaria, sumado a una demanda que creció a partir de la instalación masiva de equipos frío-calor ha modificado radicalmente el problema. Por otra parte, el valor nominal de la potencia instalada tiene hoy un factor promedio de utilización distinto a causa de la introducción de fuentes renovables intermitentes con prioridad de despacho.

Si bien la Argentina se ha retrasado respecto a otros países respecto de la instalación de una mayor cantidad de energías renovables, a la fecha el 10,5% de la potencia instalada para generación eléctrica corresponde a renovables como la eólica y la solar. Cabe destacar que la Argentina posee excelentes condiciones para el desarrollo de fuentes renovables para generación de energía eléctrica.

En 2022 cerca de un 16% de dicha generación correspondió a eólica y solar. Las condiciones geo ambientales para el desarrollo de estas fuentes son propicias y el rendimiento promedio de los parques eólicos superior al 40% y en los localizados en la Patagonia supera el 50%. En el caso de los parques solares el factor es cercano al 37% en los meses del período estival, pero bajan a 25-28% o menos durante el resto de las estaciones.

Una de las posibles razones de esta baja porción de las renovables variables en la capacidad instalada total radica en que no es competitiva con la producción de energía térmica en base a gas natural. Ello junto a la intermitencia de las renovables, ha conducido a una falta de competitividad en un sistema donde la demanda no paga la totalidad del costo de generación en el mercado eléctrico mayorista desde hace más de quince años como se verá seguidamente.

Los subsidios como fuente de conflicto e incidencia en el déficit fiscal
Como consecuencia de la prolongada vigencia de la Ley de Emergencia Económica, la insuficiencia de oferta interna de hidrocarburos líquidos y gaseosos y los consiguientes programas de estímulo a la producción con todas sus modificaciones (Programas Gas Plus, Petróleo Plus, Planes Gas, etc.), junto a los déficits de CAMMESA, desde 2008 los subsidios a la energía treparon en 2011 a casi 2% del PBI.

Hasta aquel año dichos déficits aún podían ser financiados en base a un razonable equilibrio fiscal. Sin embargo, esta situación se vio agravada desde 2012 a 2016 a pesar de muy distintas causas y políticas energéticas. Hasta 2014 los precios de la energía en el mercado internacional se mantuvieron en niveles históricos de los más elevados lo que impactó tanto en los precios internos como en los de importación.

Sin embargo, como se observa en la fig. 6, en 2016 a pesar de que los precios internacionales del petróleo y gas habían colapsado, en Argentina el incremento en el precio del gas para generación eléctrica sin el consiguiente traslado a los precios del MEM condujo a que, a pesar de las revisiones tarifarias, el total de subsidios se incrementara.

A su vez las políticas de endeudamiento ocurridas entre 2016 y 2018 sumadas a un traslado de costos a tarifas que logró reducir el monto de subsidios energéticos, implicó que el déficit fiscal alcanzara su máximo punto. Es decir, la brecha entre el resultado primario y total de las cuentas públicas del gobierno central se acrecentó, por lo cual la corrección tarifaria no obtuvo el resultado necesario para estabilizar las cuentas internas y tampoco las externas.

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Figura 6 Los subsidios energéticos y resultado primario y global de la Administración Pública Nacional como porcentaje del PBI.
Fuente: Elaboración propia en base a datos de Asociación Argentina de Presupuesto y Administración Financiera Pública, 2011-2022 (ASAP) e INDEC, Cuentas Nacionales.


La caída del déficit primario alcanzada en 2019 se debió al achicamiento de la economía y en 2020 a 2021 la situación provocada por la pandemia volvió a incidir sobre el incremento de los subsidios especialmente a la demanda, aunque también a la oferta.

En la fig. 7 se presenta la evolución promedio del costo estacional de la energía en el MEM y cuánto de dicho costo paga la demanda desde enero de 2015 a abril de 2023.

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Figura 7 Precios, costos y valor del subsidio en el mercado eléctrico mayorista. Expresado en dólares al tipo de cambio oficial BCRA por MWH. Período enero 2015-abril 2023.
Fuente: elaboración propia con datos de CAMMESA.


A fin de mostrar con mayor claridad esta evolución, la fig. 8 presenta estos valores como promedios anuales. De su análisis surge que los costos de la generación no han logrado descender significativamente y que condiciones excepcionales como la pandemia o la guerra ruso-ucraniana se reflejan como una disminución y un aumento excepcionales, más que como una tendencia buscada por políticas activas.

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Figura 8 Precios del MEM: sancionados, reales y no pagados por la demanda en dólares por MWH. Período 2015-2022.

Conclusiones
En verdad estas complejas relaciones entre las políticas energéticas, las fiscales y las que inciden sobre la balanza de pagos han afectado la estabilidad macroeconómica y la intensidad y velocidad de las inversiones siendo un nudo difícil de desatar. Los datos revelan que no solo hay un problema de subsidios sino también de costos, al menos con mucha claridad en el caso del sector eléctrico.

Las distintas concepciones acerca de la política energética: una que considera al subsidio generalizado como necesaria para sostener la demanda agregada y otra que supone la necesidad de sostener criterios de costos de oportunidad cuando los precios internacionales de la energía son elevados pero que a su vez requieren de precios estímulo cuando estas condiciones cambian, revelan una puja de intereses que culminan en desequilibrios demasiado costosos para la sociedad, una que presenta fuertes problemas de sustentabilidad social si se considera que más de un tercio de la población de 0 a 14 años es indigente frente a una representatividad de dicho grupo etario de solo 22% a nivel de los 21 conglomerados urbanos que considera la EPH del INDEC.

Lograr la estabilidad es sin duda indispensable pero las lecciones de la crisis de la convertibilidad y las de un mundo radicalmente distinto al que rigió entre 2003 y 2012, debería conducir a un acuerdo social y político frente a la fragilidad social existente y al hecho de que a los niveles salariales actuales son pobres aún muchos de quienes trabajan.

A pesar de todo lo anterior la Argentina presenta perspectivas muy interesantes tanto en materia de explotación de petróleo y gas, como de aprovechar con sabiduría los desafíos y oportunidades que presenta la transición energética global.

Entre ellas lograr el autoabastecimiento de gas natural y hallar mecanismos para evitar las importaciones estacionales; exportar GNL en escalas importantes; incursionar en la producción de baterías de Litio, preparase para la electromovilidad y su infraestructura; aprovechar sus potenciales eólicos y solares; lograr producir a menores costos e incursionar en el vector del H2 verde sea con energías renovables o a partir de gas natural y captura de carbono.

Todo ello está en marcha de modo incipiente y es necesario hallar un gran consenso en medio de tendencias polarizadas. El reparto de riesgos y beneficios en los acuerdos público-privados es uno de los temas a rever, tanto como los marcos normativos, institucionales y legales. Convertir a la Argentina en un mero enclave exportador sería un grave error, tanto como la negación de que, para recuperar niveles de industrialización, la explotación racional y sustentable de nuestros recursos naturales es indispensable.

La ventana de tiempo, no obstante, es corta. Algunos signos positivos se perciben a través del interés de importantes grupos de la industria automotriz en incursionar en el campo de las energías renovables, los proyectos de YPF-TEC en la producción de baterías de litio y otras iniciativas, como las de construir plantas de GNL para aprovechar los recursos de Vaca Muerta, o la explotación off-shore entre tantas. Bien articuladas dichas iniciativas ofrecen una perspectiva para poder construir un futuro mejor. Ardua tarea, pero no imposible.

(1) Haciendo un seguimiento de la evolución de la producción de leche, en 2005 la producción era aún inferior a la del año 2001.

(2) Entre 1990 y 1998 la producción de petróleo se incrementó en un 66% y la de gas natural lo hizo en 102% entre 1992 y 2004. Este crecimiento impulsado por las exportaciones de ambos hidrocarburos y por el mayor consumo de gas para generación eléctrica, agotó reservas a precios que de haberse realizado tras 2004 hubiera convenido tanto a los productores como al país.


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