Ejecutivos de Finanzas
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Mayo 2012Efectos de la política energética sobre la
producción de energía primaria
1A partir de la crisis económica, política y social enfrentada por el país en los años 2001-2002, el estado nacional comenzó una política de disociación de precios domésticos de precios internacionales de distintos productos, con el objeto de preservar el poder de compra de los salarios y favorecer el desarrollo industrial. Si bien en el corto plazo este objetivo puede ser alcanzado, la misma no es una política que pueda perdurar en el tiempo. Entre las primeras medidas adoptadas, luego del anuncio de default de la deuda pública y la devaluación del peso, en la Ley de Emergencia Económica sancionada en marzo del año 2002 se dispuso la creación de un derecho a la exportación de hidrocarburos por el término de 5 años y se facultaba al Poder Ejecutivo nacional a establecer la alícuota correspondiente. En un principio se fijó una tasa de retención del 20 por ciento para el petróleo crudo, mientras que sus derivados tenían una alícuota del 5 por ciento. Cabe mencionarse que en aquel momento el precio internacional del barril de petróleo se ubicaba en torno a los 20 dólares.
Ante los continuos incrementos en los precios internacionales del petróleo, el Poder Ejecutivo fue modificando de manera sucesiva las tasas de retención aplicables a las exportaciones de petróleo y derivados, hasta llegar en noviembre de 2007 a un esquema de retenciones móviles con una tasa marginal del 100 por ciento a partir de un precio de exportación de 60,9 dólares por barril de petróleo o equivalente para sus derivados. De esta manera, a partir de aquel momento se fijó en 42 dólares el precio máximo recibido por las petroleras. En el caso del gas, si bien la evolución del esquema de retenciones fue similar al del petróleo aunque con algún rezago, el precio percibido por el productor local es resultado de los precios cobrados al sector industrial, al sector de generación de energía eléctrica y al consumo residencial y GNC, encontrándose este último congelado. Cabe mencionarse que una vez abastecido el consumo residencial y GNC, se destina el excedente a la industria y generación eléctrica.
Si bien este esquema sirvió para disociar los precios Colaboración
Va quedando claro que tras la consignas y las declaraciones, el negocio del petróleo vuelve al
protagonismo que caracteriza toda su breve e intensa historia. El descubrimiento de las reservas
de Vaca Muerta, en Neuquén, ha apresurado decisiones que hoy levantan polémica.
Impactos económicos
de la política energética.
Fernando R. Marengo
Economista Jefe
domésticos de los internacionales, el mismo atentó contra la tasa de rentabilidad de las empresas afectadas por las disposiciones anteriormente mencionadas, desincentivando la producción de energía primaria. Por definición una empresa tiene como objetivo la maximización de su tasa de retorno ajustada por riesgo, dentro del marco legal establecido. La existencia de diferenciales en las tasas de retorno ajustada por riesgo de distintos proyectos de inversión orienta la asignación de recursos escasos para llevar adelante los mismos. En la medida que, por distintas disposiciones, se decide reducir la tasa de retorno de una actividad, si no es acompañada por una reducción de la misma
cuantía en el riesgo asignado, los recursos destinados a desarrollar esa actividad se verán fuertemente afectados. La producción de petróleo y gas no escapó a este proceso de toma de decisión, con el agravante de que en ambos casos los niveles de inversión demandados son crecientes, dada la declinación natural de los pozos.
En el caso del petróleo el nivel máximo de producción se alcanzó en el año 1998, cuando se extrajeron 43,5 millones de toneladas. A partir de aquel año comenzó una constante declinación en la producción llegando a producirse en el año 2011 unos 29 millones de
toneladas de petróleo, lo que significó una caída en la producción superior al 30 por ciento al cabo de estos 13 años. Por su parte, la producción de gas natural continuó creciendo hasta el año 2006, momento en el que se alcanza el récord de extracción de 42,9 millones de toneladas equivalentes de petróleo (TEP), momento a partir del que comienza a declinar la producción. En el año 2011 la producción de gas natural rondó los 38 millones de TEP, lo que significó una baja superior al 13 por ciento respecto del máximo del año 2006.
Dada la estructura de la matriz energética del país, en la que casi el 90 por ciento de la oferta interna de energía primaria se encuentra explicada por la producción de gas y petróleo, las dinámicas anteriormente comentadas afectaron la producción total de energía primaria. Si bien en los primeros años el incremento en la explotación de gas más que compensaba el declive en la producción de petróleo, lo que permitió alcanzar en el año 2006 un nivel de producción de energía primaria de 85,5 millones de TEP, a partir de la declinación en la producción de gas la producción de energía primaria total cayó hasta cerca de 74 millones de TEP, lo que significó una contracción superior al 13 por ciento en estos 5 años.
Impulso al consumo de
energía secundaria
2 A la dinámica anteriormente descripta en la producción de energía primaria, se le adiciona el desarrollo del consumo final de energía secundaria. Al mismo tiempo que se dispuso la disociación de precios domésticos de los hidrocarburos de los precios internacionales se decidió el congelamiento de las tarifas de servicios públicos, incluido los energéticos. En un contexto de fuerte crecimiento económico como el que experimentó el país a partir de la crisis del 2001-2002, el consumo final de energía acompañó esta evolución, a la que se agregó el hecho de que al bajar los precios relativos de la energía respecto de la mayoría de los bienes de la economía, se intensificó su utilización por cada punto de crecimiento económico.Luego de haber caído un 11,0 por ciento el consumo final de energía del país en el año 2002, el mismo registró un proceso de crecimiento sostenido con la sola excepción del año 2009, para luego volver a recuperarse y superar el nivel previo. De esta manera, entre el año 2002 y el año 2011 el consumo final de energía acumuló un crecimiento superior al 50 por ciento (casi 20 millones de TEP).
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Por definición una empresa
tiene como objetivo la
maximización de su tasa de
retorno ajustada por riesgo,
dentro del marco legal
establecido. La existencia
de diferenciales en las
tasas de retorno ajustada
por riesgo de distintos
proyectos de inversión
orienta la asignación de
recursos escasos para
llevar adelante los mismos.
El mayor incremento en el consumo final de energía se dio en la forma de carburantes con una suba equivalente a casi 9 millones de toneladas de petróleo, secundado por el consumo de gas por redes con un aumento de casi 5 millones de TEP y por el consumo de electricidad con un incremento de 3,9 millones de TEP, siendo este último el de mayor variación porcentual (61,9 por ciento). Vale mencionar que para satisfacer el consumo de electricidad se utiliza más del doble de energía primaria -dadas las pérdidas e ineficiencias en el proceso de transformación, transporte y distribución.
Ahora bien, si el análisis se realiza por tipo de consumo se observa que del incremento de casi 20 millones de TEP en el consumo final, el mayor destino fue para transporte (5,8 millones de TEO), seguido por la industria (5,0 millones de TEP) y el consumo residencial (4,2 millones de TEP).
De esta forma, casi un cuarto del incremento en el consumo total de energía entre el año 2002 y el año 2011 se explica por el consumo de carburantes para transporte (4,5 millones de TEP), aproximadamente otro cuarto se reparte casi en partes iguales entre el incremento en el consumo de gas distribuido por redes industrial y residencial (2,5 millones de TEP y 2,2 millones de TEP, respectivamente), mientras que casi un 30 por ciento adicional se reparte en el consumo de electricidad industrial (1,8 millones de TEP),
carburantes para el sector agropecuario (1,7 millones de TEP) y el consumo de electricidad tanto residencial como comercial y público (1,3 millones de TEP y 1,1 millones de TEP, respectivamente).
Desequilibrio energético,
impacto macroeconómico
La combinación de la reducción en la producción local de
energía primaria en conjunto con el incremento en el consumo final de energía secundaria, resultado del crecimiento económico y de su abaratamiento relativo, fue en un primer momento abastecido con la reducción del saldo comercial energético hasta que, finalmente, en el año 2011 el país se convirtió en importador neto, tanto de energía primaria como secundaria por primera vez en 22 años. Si bien el superávit de la balanza comercial energética en términos de dólares creció hasta mediados del año 2006, esta dinámica estuvo favorecida por el incremento en el precio internacional de los hidrocarburos. Al ser exportador en términos netos, un incremento de precios hace que el valor de las exportaciones en dólares crezca más que el de las importaciones, agrandando el superávit comercial energético en dólares.
La condición de exportador neto de energía combinada con el incremento de precios escondió la continua caída en el volumen de exportaciones energéticas desde el año 2002. Entre este año y el año 2011 los volúmenes exportados de energía del país cayeron un 70 por ciento. Por su parte, las importaciones en volúmenes que tocaron un mínimo durante el año 2003, comenzaron un gradual crecimiento, el cual se aceleró fuertemente a partir del año 2010. De esta forma, las importaciones de energía en volúmenes crecieron entre el año 2003 y el año 2011 un 400 por ciento.
La reducción en los volúmenes exportados combinado con el incremento en las importaciones provocó que la balanza comercial energética a precios del año 1993 se volviera deficitaria a partir del año 2011. Los elevados precios internacionales que al ser exportador neto engrosaban el superávit comercial energético, al convertirse el país en importador neto profundizan el desequilibrio.
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Mayo 2012El mayor incremento en el
consumo final de energía
se dio en la forma de
carburantes con una suba
equivalente a casi 9
millones de toneladas de
petróleo, secundado por el
consumo de gas por redes
con un aumento de casi 5
millones de TEP y por el
consumo de electricidad
con un incremento de 3,9
millones de TEP, siendo
este último el de mayor
variación porcentual (61,9
El resultado del saldo comercial energético que en el año 2002 fue superavitario en 4.157 millones de dólares y creció hasta alcanzar los 6.280 millones de dólares de superávit al promediar el año 2006, finalizó el año 2011 con un déficit de 3.028 millones de dólares. El deterioro de 9.300 millones de dólares que sufriera la balanza comercial energética entre el año 2006 y el año 2011 estuvo explicado por una contracción de 1.435 millones de dólares en las exportaciones al mismo tiempo que las importaciones crecieron 7.874 millones de dólares. El déficit comercial energético de 3.028 millones de dólares del año 2011 fue el resultado de un nivel de exportaciones de 6.368 millones de dólares, mientras que las importaciones energéticas totalizaron los 9.397 millones de dólares. Entre las exportaciones energéticas se ubica en primer lugar las ventas al exterior de petróleo crudo (2.144 millones de dólares), seguido del aprovisionamiento de combustibles y lubricantes a buques y aeronaves (1.492 millones de dólares) y naftas (1.244 millones de dólares). Por el lado de las importaciones, la mayor cuenta de importaciones proviene de la compra de gasoil del extranjero por más de 4.000 millones de dólares, seguida de la importación de gas natural licuado por casi 2.000 millones de dólares y la importación de fuel oil por más de 1.000 millones de dólares.
La cuenta corriente de la balanza de pagos del país finalizó el año 2011 con un superávit ínfimo. El superávit
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de 10.347 millones de dólares en la balanza comercial de bienes3–a pesar del déficit energético
superior a los 3.000 millones de dólares- compensó los desequilibrios experimentados por el giro de utilidades y dividendos al exterior (7.330 millones de dólares), el pago de intereses netos tanto del sector público como del privado (3.427 millones de dólares), el déficit de la balanza de servicios (2.230 millones de dólares) y el giro de transferencias corrientes (464 millones de dólares).
Para proyectar la evolución de las cuentas externas del país para el corriente año resulta fundamental estimar qué ocurrirá en el sector energético, dada la dinámica de los últimos años. Si suponemos que la actividad económica experimenta un crecimiento, la demanda de energía crecerá en sus distintos componentes. Dada la continua declinación en la producción de energía primaria y el crecimiento estimado en el consumo final, la diferencia deberá cubrirse mediante la importación de energía.
Dejando de lado el factor coyuntural por el que estuvo creciendo el precio del petróleo en las últimas semanas, el costo de importar energía primaria está creciendo. Sirve como ejemplo el caso del gas, si bien el productor local recibió durante el año 2011 2,65 dólares por millón de BTU, el precio implícito de las importaciones de gas natural gaseoso (Bolivia) fue de 6,6 dólares por millón de BTU y el del gas natural licuado (Bahía Blanca) fue de 16,3 dólares por millón de BTU. De esta manera, al caer la participación del gas de Bolivia en el total de importaciones, el precio promedio de importación de este producto crece considerablemente. Por otro lado, a medida que la capacidad de transformación de energía primaria en energía secundaria se va agotando, el país debe comenzar a importar energía secundaria de mayor costo.
Con una proyección de crecimiento económico moderado, el déficit comercial energético del corriente año duplicaría el registrado el año anterior. El deterioro estimado en la balanza comercial energética cercano a los 3.000 millones de dólares impactaría directamente en el resultado de la cuenta corriente de la balanza de pagos y en la pérdida de reservas del Banco Central, de mantenerse el mismo comportamiento en las restantes cuentas de la balanza de pagos que el observado durante el año pasado.
A la presión generada por la dinámica energética sobre
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las cuentas externas se debe agregar el impacto sobre las cuentas fiscales. La política de disociación de precios de la energía le costó al estado nacional unos 65.000 millones de pesos durante el año 2011. La cuenta de subsidios de este año representó el 15 por ciento de los gastos primarios, el 45 por ciento de las prestaciones de la seguridad social y casi duplicó el déficit fiscal del período. El desequilibrio fiscal, explicado con creces por el nivel de subsidios y financiado en gran parte contra el Banco Central, es uno de los factores que impulsa los actuales niveles de inflación, dando por tierra con el objetivo de preservar el poder de compra de los salarios.
Una oportunidad:
hidrocarburos no convencionales
Los hidrocarburos no convencionales han cambiado el juego del mercado energético a nivel mundial. La existencia de estos recursos se conoce desde hace décadas, pero durante varios años su explotación se vio impedida por los altos costos que implicaba. El descubrimiento de nuevas tecnologías, combinado con condiciones económicas favorables, está ayudando a convertir este fenómeno en una realidad. Argentina no es ajena a estas nuevas tendencias mundiales. La explotación de los recursos no convencionales podría ayudar a revertir las actuales deficiencias en el sector energético y convertir al país en un exportador neto de gas natural.
El concepto de hidrocarburo no convencional se refiere al compuesto orgánico, que, del mismo modo que los demás hidrocarburos, se genera en la roca madre bajo altas presiones y elevadas temperaturas, pero, a diferencia de los recursos convencionales, no es expulsado de su lugar de origen hacia rocas con
capacidad de almacenaje. Los hidrocarburos no convencionales están atrapados en las porosidades de la roca madre, por lo que se requiere quebrar la piedra para permitir que fluya hacia el exterior.
Durante más de un siglo, la industria se concentró en explotar los reservorios convencionales. El principal motivo fueron las deficiencias tecnológicas y los elevados costos asociados a la producción no convencional. Sin embargo, la declinación de la producción convencional, el desarrollo tecnológico y las condiciones económicas adecuadas permitieron el inicio de la explotación del hidrocarburo contenido en la roca madre. Por medio de la perforación horizontal y la fragmentación hidráulica, se logró inyectar soluciones de agua, arena y químicos a grandes presiones, aumentando los retornos de los pozos no convencionales y disminuyendo los costos, hasta alcanzar niveles competitivos.
En los últimos años, distintos trabajos comenzaron a revelar el tamaño de las reservas de shale gas (gas de esquisto, o gas no convencional). El informe de la Energy Information Administration de los Estados Unidos (EIA), publicado en abril del 2011, refleja que los recursos de gas de esquisto tecnológicamente recuperables en una muestra de sólo 32 países alcanzan las 132.440 millones de TEP. Las reservas mundiales de gas natural convencional probadas son 132.180 millones de TEP. De este modo, a los niveles de consumo actual, las reservas mundiales, que equivalen a 120 años de consumo, podrían duplicarse con la incorporación del shale gas. Las estimaciones de la EIA ubican a Argentina en el tercer lugar de la muestra en tamaño de reservas recuperables, con 15.480 millones de TEP de shale gas, solamente
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Mayo 2012detrás de China (25.500 millones de TEP) y Estados Unidos (17.240 millones de TEP). Estudios publicados con posterioridad elevan aún más los recursos de Argentina. Los recientes anuncios de Repsol-YPF de descubrimientos de gas no convencional en Vaca Muerta representan un 13,3 por ciento de los recursos estimados por EIA para Argentina. Los informes estiman que en Vaca Muerta existen recursos prospectivos equivalentes a 2.060 millones de TEP, que -a los niveles de consumo actual-equivalen a 76 años de consumo (mientras que las reservas convencionales de gas de todo el país representan 14 años de consumo actual). Este yacimiento posee, a su vez, recursos prospectivos de petróleo no convencional de 785 millones de TEP, lo que equivale a 30 años a niveles del consumo actual.
Lo importante para realizar este potencial es percatarse de que estamos compitiendo por capital y por maquinaria
con el resto del mundo. Las expectativas sobre los recursos son tales que desde hace dos años hay inversiones volcadas a la exploración, que ya superan los 1.200 millones de dólares. YPF anunció recientemente que ya hay 15 equipos de perforación trabajando en el yacimiento Vaca Muerta. En un contexto mundial donde la media histórica de éxito es del 17 por ciento (de cada 100 pozos explorados sólo 17 son redituables), hasta ahora, las perforaciones dieron los resultados esperados. En caso de ser exitosa la exploración en toda la formación Vaca Muerta e iniciar inmediatamente el desarrollo intensivo del área, se podría aumentar la capacidad de producción de gas natural y petróleo en un 50 por ciento, en un período menor a 10 años. Esto requeriría realizar inversiones por 42.000 millones de dólares. Sin embargo, en Argentina, por el momento, los hidrocarburos no convencionales son un fenómeno que atrae más expectativas que inversiones.
POLITICA ECONOMICA
Referencias
1. Este tipo de energía abarca las diferentes fuentes de energía tal como se obtiene de la naturaleza, ya sea de manera directa (energía hidráulica o solar), luego de un proceso de extracción (petróleo, carbón mineral, geotermia) o mediante la fotosíntesis (leña y demás combustibles vegetales).
2. Por este concepto se entiende aquellos productos energéticos que derivan de los diferentes centros de transformación luego de sufrir un proceso físico, químico o bioquímico y cuyo destino son los distintos sectores de consumo y/u otro centro de transformación.
3. En la metodología de balanza de pagos el saldo de la balanza comercial de bienes se mide como la diferencia entre las exportaciones e importaciones, ambas en términos FOB. De acuerdo a esta metodología el superávit comercial del año 2011 ascendió a los 13.540 millones de dólares.
Gráfico 2. Exportaciones e Importaciones de Energía (acumulado 4 trimestres -millones de dólares de 1993)
