Seguro que le van a echar la culpa a otros

El 4 de abril de 2004 yo escribía que “el sector eléctrico se manejó hasta 1992 con empresas del Estado -SEGBA, Agua y Energía Eléctrica e HIDRONOR- y con tarifas que eran políticas. Decía también que el suministro eléctrico tanto en cantidad como en calidad empeoraba todos los años a punto tal que en el año 1989 nos llenamos de grupos electrógenos en calles y edificios”. Tenemos ahora en 2013 – 24 años más tarde- un curioso y lamentable efecto SIMULCOP.

Mi reflexión final hacía referencia a que “cuando estaban la Chade y la Italo, el gobierno de ese entonces no les dio tarifas retributivas y terminamos en Agua y Energía y Segba. Como tampoco el gobierno de turno les dio tarifas acordes pasamos por los cortes de 1989. Luego, en 1992, tuvimos que privatizarlas por falta de capital de inversión”.

Por la ley eléctrica los servicios de distribución y transporte de electricidad se dan en concesión a particulares y el Estado ejerce el control a través del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

Con estos cortes de electricidad que llevan casi un mes en algunos casos, hay que hacer distinciones y precisiones.

En el verano hay falta de energía porque hay muchos usuarios que demandan en la misma cámara y subestación de distribución. Esto es producto de haber permitido construir departamentos en zonas que no tenían las instalaciones adecuadas. La responsabilidad se reparte entre las Distribuidoras que debieron adaptar la infraestructura a la demanda, el Gobierno de la Ciudad que debió negar los permisos de construcción hasta se construya esa instalación, el Gobierno Nacional que impidió todo aumento de tarifas por más de 10 años cuando la inflación de costos y los sueldos se aumentaron en más de 14 veces según la Agencia Télam (10 octubre 2013).

Las tarifas de electricidad al usuario son el resultado de sumar al costo de generación y de transporte en alta tensión, el valor agregado de distribución (VAD) y los impuestos. El VAD incluye una parte de la inversión futura a realizar para mantener adecuadamente el servicio actual y la demanda esperada. Por esto es importante la tarifa adecuada.

Decíamos entonces “que la ley 24.065 y sus regulaciones no eran ni son perfectas, pero estuvieron bien pensadas. Si el Gobierno quiere cambiar las reglas debería hacerlo con más discusión entre todos. Si algo falla, seguro que le van a echar la culpa a otros”. Estas son las excusas de los ministros que escuchamos cotidianamente.

Ya en 2004 veíamos que tanto para generadores como para distribuidoras de electricidad, la falta de precios y tarifas razonables y discutidas en Audiencia Pública conllevarían “a una eventual falta de inversión ante un aumento sostenido de la demanda”.

Para encontrar los principios de una solución definitiva es necesario volver a la ley y los procedimientos a la vez de incrementar la cantidad de dinero que ingresa en el sistema eléctrico mediante los instrumentos previstos y liberando al Tesoro de titánicos esfuerzos financieros en subsidios que lo llevarían a la bancarrota.

Sin embargo, para solucionar hoy y ahora las necesidades de luz de la gente lo que por lo menos hay que hacer es duplicar las cuadrillas de reparaciones con pago de bono extra por rápida puesta en servicio, conectar en los puntos álgidos de la ciudad generadores estratégicos que ayuden a aliviar la carga total y finalmente, requerir y responsabilizar al ENRE y a CAMMESA del correcto y constante control de cumplimiento por las distribuidoras de las normas de abastecimiento en su área de concesión.

UNA REALIDAD MÁS CRUDA CADA DÍA

El país produce cada día menos crudo que antes. Cuando en 2003 lo hacíamos con un ritmo de 740.000 barriles por día, ahora en 2013 lo hacemos a menos de 540.000 bpd. Una disminución de 200.000 bpd que a los precios internacionales de hoy significan unos 20.000 millones de dólares al año. Una fortuna comparable con la que se tiene que pagar anualmente por la importación de gas natural licuado. La cifra se agiganta cuando pensamos que siguiendo con nuestro consumo de crudo y con una producción propia en disminución la posibilidad de perder nuestra autonomía energética está casi a la vista.

Analizando un poco esta disminución se puede ver que los 7 principales productores pasaron de 658.000 bpd en 2003 a 451.000 hoy en día. Los mismos 200.000 bpd de todo el país. Estos productores son tanto argentinos como extranjeros.

Si ahora nos fijamos en la procedencia de esta producción de crudo vemos que las cuencas Austral y Golfo San Jorge producen hoy la mitad de lo que hacían en 2003. La cuenca Neuquina el 37%. En valores absolutos, es esta última cuenca la que produce 127.000 bpd menos que en 2003. Más de la mitad de la reducción del país.

Es sabido que Argentina no es un país petrolero sino un país con petróleo. Para encontrarlo hay que buscarlo y para buscarlo debemos tener condiciones estables en materia energética. Hay más de 50 compañías petroleras trabajando en el país. Si todas tienen disminución de producción (excepto YPF desde 2012 por Golfo San Jorge) las autoridades deberían reaccionar cambiando en algo la política energética y evitar que perdamos la autonomía que tenemos desde hace años.

  

Marcellus sextuplica. Vaca Muerta en la Pica

Según lo informado por Associated Press, la producción de gas natural de la formación de esquisto Marcellus (Pensilvania y West Virginia) está creciendo más rápidamente de lo esperado, según un nuevo informe de la Energy Information Administration (EIA) publicado el martes. Marcellus produce ahora 12 mil millones de pies cúbicos/día. Eso es el equivalente en energía a alrededor de 2 millones de barriles de petróleo al día y más de seis veces el ritmo de producción de 2009.

Si Marcellus fuera un país, su producción de gas natural clasificaría octava en el mundo. Marcellus produce ahora más gas natural que Arabia Saudita. Con este crecimiento la oferta supera con creces a la demanda y esto ha hecho que los precios al por mayor en USA sean una cuarta parte de los de Japón.

Los expertos en energía están sorprendidos por el rápido crecimiento de Marcellus ya que el número de equipos de perforación se redujo en los últimos dos años. "Hace un año, no esperábamos que Marcellus produjera 12 bcf/día", dijo Sam Gorgen del EIA.

Ahora bien, ¿cuánto producimos por Vaca Muerta? Nada. ¿Vamos a llegar a tener los niveles de inversión necesarios para que la Argentina use correctamente sus recursos naturales para desarrollar el país? ¿Podemos desarrollar otros yacimientos CONVENCIONALES tanto de crudo como de gas natural? Seguro que sí. Lo hicimos desde el descubrimiento del petróleo en Comodoro Rivadavia en 1907. No somos un país petrolero pero somos un país con petróleo y gas.

Si le damos a la industria petrolera, nacional o extranjera, las condiciones de estabilidad del negocio en términos de precios de venta, autorizaciones para importar los equipos y los productos (esto no significa que no tengamos reglas o que nos sometamos a requerimientos propios de un país bananero), con la conciencia del gobernante que sabe que creando riqueza se beneficia la gente vamos a recuperar los niveles de producción tanto de crudo como de gas natural y dejaremos de importar GNL a precios muy superiores a los del mercado internacional.

Dos actitudes. Por un lado, un país que permite la inversión y sextuplica la producción de petróleo y gas. Por el otro, un país que producía 150 millones de m3/día y hoy produce menos de 100 y no tomamos medidas de corrección.  

 

Fracking – Iniciemos el Debate

En California le están echando la culpa al Centro para la Diversidad Biológica, al Centro para la Defensa del Medioambiente, a la Fundación Surfrider y a la ONG Truthout por haber tratado de fabricar una controversia con respecto a la inveterada práctica del petróleo denominada fractura hidráulica en aguas de California.

En un lado del ring están las petroleras con un permiso para hacer fractura hidráulica otorgado por el Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE). Este organismo tiene a su cargo regular los aspectos de fractura hidráulica costa afuera debido a su experiencia en petróleo y gas. El BSEE dice que cada operación es única y debe pasar extensos exámenes de parte de sus expertos.

Del otro lado del ring están estos los grupos de presión que dicen que los petroleros están operando en un ambiente no regulado y desechando químicos en el mar. Ellos dicen que una parte significativa del líquido de la fractura hidráulica es desechada en el océano o bien transportada y descargada directamente en la tierra. En el mar los químicos entran en el ecosistema y en tierra tiene el potencial de contaminar el agua de las napas freáticas.

Independientemente de cada argumento, lo cierto es que la fractura hidráulica en general y en este caso, en el mar, es muy conocida,  muy regulada y muy vigilada por todos.

Mi amigo, Randy, un californiano de 6 generaciones, me dice que el Estado de California es uno de los más rigurosos en la protección del medio ambiente y que muchas industrias (de cualquier tipo) temen instalarse actualmente en el Estado por el exceso de reglamentos estatales y la imposición estatal.  

En nuestra Argentina no tenemos todavía ningún tipo de norma específica aplicable a la fractura hidráulica porque hasta ahora no la hemos necesitado. Los tiempos de una discusión amplia y profesional han llegado. Recordemos que el sujeto más valioso del medio ambiente es el hombre. Y el hombre necesita trabajo y oportunidades. Esto lo interpretó claramente el peronismo que siempre fue práctico antes que teórico.

Con la venida de posibles inversiones petroleras en formaciones de shale oil & gas tenemos la obligación de dictarnos las normas pertinentes para lograr dos objetivos fundamentales: (a) establecer los parámetros de conservación del medio ambiente acordes con el crecimiento económico del país, sus provincias y su pueblo; (b) hacer saber al productor petrolero cuáles son esos parámetros para que evalúe económicamente su inversión y sus riesgos.

Una vez que hayamos desarrollado en conjunto estas normas, tenemos que tener la disciplina de mantenerlas. Si las hemos estudiado a conciencia y desarrollado por nuestros profesionales más competentes deberán servir como un puntal de desarrollo y no de pelea donde la gente ignora dónde está la verdad.

California es solamente un ejemplo, que como no tenemos uno propio podríamos usarlo para aprender. Lo cierto es que tendremos que desarrollar yacimientos como Vaca Muerta, hoy o mañana. Definamos nuestras reglas y cumpliéndolas hagamos historia.

Déficit de Energía en Argentina - Lo paga el Gobierno, lo paga el país, lo pagamos todos

Los diarios, la televisión, los políticos y hasta la gente en general habla del Déficit de Energía. ¿Es realmente así? ¿Cuán grave es? ¿Qué comprende y cómo nos afecta a los argentinos? En las próximas líneas me propongo describir dónde estamos parados en cada caso y qué alternativas podríamos ejercer.

Los tres grandes rubros son producción de Petróleo, producción de gas natural y generación de electricidad. El petróleo producido alimenta las destilerías. El gas natural separa los líquidos y luego se distribuye por redes. Algunas generadoras usan el gas natural, el fueloil o el gasoil como combustible.

La producción de crudo viene en caída desde 2001 como se ve en gráfico. En ese año produjimos 280 millones de barriles. Once años más tarde producimos solamente 203 millones. Una diferencia tan significativa de 77 millones de barriles a un precio de mercado de 100 USD el barril significa que el país no tiene USD 7.700 millones disponibles al año generando riqueza, impuestos, sueldos, insumos en los hospitales?, etc.

Durante los meses del corriente año la producción de crudo tuvo una disminución del 5% con respecto a los mismos meses de 2012 evidenciando una falta de planes para revertirlo.

La producción de gas tuvo su pico de producción en 2004 con un promedio de 143 millones de m³/día. A partir de ese año el país disminuyó su producción de gas natural llegando a ser 121 millones de m³/día en 2012. Nuevamente, el efecto económico para el país de la falta de 21 millones de m³/día de gas natural a precios de sustitución de las importaciones (Bolivia – GNL) es de  USD 3.600 millones al año.

Durante los meses del corriente año la producción de gas natural tuvo una disminución del 7% con respecto a los mismos meses de 2012. Otra vez falta un plan de acción correctivo.

La generación de electricidad es el único de estos tres rubros que creció constantemente. Desde 2003 hasta el 2008 lo hizo a una tasa promedio del 6%. En 2009 se contrajo en un 1% para volver a crecer a una tasa del 4% desde 2010 a 2012.

Durante todo este período se incrementó la capacidad de generación hidroeléctrica en Yacyretá casi en forma única. Pero la generación hidroeléctrica es función directa de las lluvias, que no son constantes en el tiempo. Como se observa en el gráfico el promedio de esos años fue de 38.700 GWh con un mínimo de 33.800 GWh en el año 200 y un pico de  43.000 GWh en 2006. La generación nuclear ha sido mucho más pareja con un promedio de generación de 6.500 GWh.

Todo el crecimiento de generación para abastecer el aumento de la demanda fue hecha con generación a gas natural para los nuevos ciclo combinado y gasoil para los motores. La generación térmica creció dos veces y media desde 32.600 GWh en el año 2003 hasta 82.500 GWh en el año pasado.

Ahora bien, este incremento de generación consumió 72% más gas natural en 2012, 103 veces más gasoil y 26 veces más fueloil. El costo económico de este crecimiento representó USD 4.400 millones. Como no hubo aumento de tarifas a los usuarios, este monto lo paga el Estado.

¿Los Argentinos, percibimos una crisis energética o económica?

La observación de la caída en la producción de crudo no puede ser tomada como un caso aislado puesto que sucede desde 2001. Lo curioso es que la caída con respecto a 2012 de 77,5 millones de barriles, se debe principalmente a YPF (-48 millones) y a Chevron (-18 millones). Como nuestro consumo es totalmente abastecido por el crudo nacional, no hay todavía un efecto económico o de escasez, fácilmente advertido por el público.

La caída en la producción de gas natural tiene mayores consecuencias. Desde 2004 a 2012 la producción disminuyó en 8.000 millones m³ (-18%). La mayor disminución se verificó en YPF (-4.400). Sin embargo, acá el Gobierno tuvo que aumentar la importación de gas desde Bolivia y desarrollar rápidamente dos regasificadoras por barco de GNL para abastecer la demanda residencial y la generación de electricidad.

La experiencia indica que salvo que se produzca una escasez del producto, ya sea naftas, gas para cocinar o electricidad en las casas, nosotros no reaccionamos ante políticas energéticas equivocadas y sin futuro. Solamente nos preocupa si nos afecta el bolsillo.

Lo paga el Gobierno, lo paga el país, lo pagamos todos. ¿Hay solución?

Los efectos económicos combinados de la falta de gas natural, la disminución de producción de crudo y los aumentos de generación de electricidad representan aproximadamente un monto de USD 15.500 millones anuales. Esta es una cifra claramente impagable para la Argentina de hoy en la que los industriales no obtienen los permisos de importación de los mismos insumos que compraron siempre; o donde los particulares no pueden comprar dólares para viajar por ejemplo.

Esta situación delicada se agrava cuando vemos la falta de una prospectiva energética, la última publicada fue en el año 2002. Hemos hecho referencia a este problema desde el 2004[1] y nueve años más tarde seguimos buscando soluciones mágicas e inexistentes.

Es presuntuoso tratar de sugerir soluciones a un problema tan complejo y de tanto tiempo. Sin embargo, algunas pautas podrían ser (a) redactar una nueva ley de hidrocarburos que defina claramente los objetivos nacionales, provinciales y el sector privado que permitan ver un horizonte de negocios dando las garantías necesarias; (b) desarrollar intensamente la construcción de Corpus de 2.880 MW (la comisión binacional creada y financiada desde 1971 sabe hasta el número de tuerca y arandela en cada junta). El complejo Garabí de 1.800 MW fue presentado originalmente en 1977. La construcción de represas hidroeléctricas tiene un muy alto componente de fabricación nacional; (c) nombrar por concurso y con acuerdo del Senado a los integrantes de los entes regulatorios de gas y electricidad; (d) llamar a audiencia pública para la actualización de tarifas de gas y electricidad en base a sus costos de explotación.

Insistamos nuevamente a trabajar en conjunto con el objetivo del país y no del bolsillo. 

---

[1] Ver mis notas en el Diario La Nación del 4/4/2004; 2/5/2004 y 11/12/2005

Las Estadísticas de Energía en la visión de Statistical Review of World Energy

Statistical Review of World Energy 2013

Los comentarios sobre de Chistof Ruehl Economista Jefe de BP

 

En la reciente presentación de las tradicionales estadísticas de energía de British Petroleum, Chistof Ruehl Economista en Jefe de esa publicación hizo los comentarios que siguen a continuación. Las tablas que se incluyen en medio de los comentarios de Ruehl, fueron elaboradas por mí con los datos de la Statistical Review of World Energy 2013. Mis agregados y comentarios en azul cursiva.

SÍNTESIS Año 2012

El panorama se parece mucho a lo que uno esperaría. Crecimiento de la demanda de energía más bajo, menor que el promedio para todas las regiones excepto en África. Baja para todos los combustibles fósiles, incluida la industria nuclear y eso está bastante en línea con el menor crecimiento económico que tuvimos el año pasado. 

Pero entonces, a medida que avanza el análisis todo tipo de procesos de adaptación surgen y son muy interesantes. Incluso a nivel de consumo de energía primaria (energía primaria comprende los combustibles objeto de intercambios comerciales entre ellas las energías renovables modernas utilizadas para generar electricidad) en el que tuvimos un descenso interanual del consumo de energía primaria en la OCDE, siendo esta es la cuarta vez en los últimos cinco años.

En petróleo, hemos estado diciendo durante algún tiempo que la disminución de la producción en la OCDE es estructural, que nunca vamos a volver al nivel de lo que solíamos tener. Es demasiado pronto para decir lo mismo de  la energía primaria en un todo, pero ciertamente la eficiencia energética (relación entre la energía útil y la energía invertida) en la OCDE ha mejorado enormemente en los últimos años. 

Tuvimos otros procesos de adaptación como la  gran disminución de generación nuclear. Japón continúo cerrando plantas nucleares y lo siguieron algunos países europeos. (Japón -230,6 TWh; Alemania -33,6; USA -32,9. Al mismo tiempo se incrementaron en China +22,7; India +11,3 y Rusia +10,7)

Esto fue compensado por el gran aumento de la energía hidroeléctrica en China (+161,9 TWh), después de dos años muy húmedos.

Grandes avances debido a la llamada revolución de esquisto. Los EE.UU. tuvieron el mayor aumento de la producción de petróleo (1 millón de barriles/día sobre un total de 1,9 millones barriles/día) y en la producción de gas natural (30 bcm sobre un total de 73 bcm) a nivel mundial. Una disminución de las exportaciones de gas ruso a Europa (Ucrania -10 bcm de un total de -22 bcm) y la consecuencia de un mayor uso del carbón en Europa (UK +7,7 millones tep; España +3,8 millones tep). En general, la primera caída en el consumo de biocombustibles desde el año 2000. Todavía con un crecimiento de las energías renovables, por encima de la media, pero disminuyendo un poco, presumiblemente como consecuencia del endurecimiento de las finanzas públicas en todas partes.   

Así que un montón de pequeñas adaptaciones escala a un mundo que cambia constantemente. Demostrando una vez más cuán flexible es un sistema como este y que muestra también el papel de los precios en los últimos diez años, cuando tuvimos un promedio de los precios cada vez más altos, que está generando respuestas tanto en el lado de los productores, así como en el lado de los consumidores.

Enroque energético: Carbón de USA a Europa- GNL a Japón

El economista jefe de BP encargado de la renombrada BP Statistical Review  comentó recientemente que como fruto la globalización y la disponibilidad de datos confiables, pudieron demostrar cómo la revolución de shale gas en Estados Unidos ayudó a mantener la luz prendida en Japón después de Fukushima.

EE.UU. (excepto Alaska) no tiene aún la capacidad de exportar gas natural líquido, en particular los grandes volúmenes provenientes de las formaciones de Shale Gas. La planta de licuefacción de Sabine Pass en Luisiana entraría en operación comercial a fines de 2015. ¿Cómo fue el enroque hecho por los mercados sin la ayuda de nadie?

1. El tsunami del 11 de marzo de 2011 provocó un desastre en la central nuclear de Fukushima que obligó a Tokyo Electric Power Company al cierre a gran escala de otras centrales nucleares y condujo a una disminución de 44% en la producción de energía nuclear japonesa.
2. Las importaciones japonesas de combustibles fósiles aumentaron como una alternativa para la generación de electricidad, incluyendo un aumento del 12% de las importaciones de gas natural a través de buques de gas natural licuado (GNL).
3. Este aumento de las importaciones de GNL japonesas puso presión sobre los precios del gas natural en muchas partes del mundo, incluyendo Europa, donde los precios aumentaron y provocaron una reducción del consumo de gas natural.
4. Al mismo tiempo, los generadores de energía europeos buscaron combustibles alternativos y se fueron al carbón.
5. Estados Unidos produce carbón de buena calidad y sus precios fueron afectados por la abundancia de gas natural proveniente de las formaciones de esquisto. Esto hizo que las exportaciones de carbón crecieran en más de un 50% en 2011.
6. Parte del carbón fue a Europa, desplazando el gas natural por precio. Ese gas pasó en forma líquida a Japón, reemplazando a la energía nuclear.

Una muy interesante secuencia de eventos que preanuncian cómo se moverán los mercados de gas natural en el futuro.

Dejemos de Importar GNL y desarrollemos Vaca Muerta

En la nota anterior del blog Petróleo, Gas y Electricidad (Crisis Energética 2013) nos referíamos  a la declinación persistente en la producción argentina de gas natural de los últimos 8 años que se redujo un 14%. Como el consumo creció en estos mismos años un 19% aproximadamente,  fue imperativo importar de donde fuese para evitar cortes al suministro muy prolongados para la industria y para las Centrales Eléctricas.

Cuando publicamos “Imitar a Eagle Ford para desarrollar Vaca Muerta” y “EE. UU. - Impacto macroeconómico de las exportaciones de GNL ¿Podemos hacerlo en Argentina?”  decíamos de tener como objetivo de política energética nacional  el desarrollar la formación de esquisto denominada Vaca Muerte ubicada en las provincias de Neuquén, Río Negro y Mendoza con una superficie de 30.000 Km² equivalente a la provincia de Misiones.

Ahora veamos cuánto nos cuesta importar el gas y comparémoslo con las necesidades de inversión en formaciones de shale gas.

Importamos el 10% en volumen pero pagamos más del 30% de la cuenta en dólares

Volumen

En el año 2010 producíamos 47.107 millones de m³ y para lograr abastecer el consumo importamos 2.279 millones de Bolivia y 1.689 millones de GNL.  Dos años más tarde producimos 44.123 millones propios e importamos 5.835 millones de Bolivia y 4.595 millones de GNL. El consumo total se incrementó un 7% lo que significa que todo el incremento del consumo lo tuvimos que importar.

 

La proyección para el corriente año asume una reducción del 7% en el consumo debido a la disminución de la actividad. La producción argentina de gas natural esperada para este año continuará en descenso y deberemos importar más .

No coincido con el cálculo que se lee en los diarios por los que deberemos importar más de 80 barcos de GNL en 2013 por los siguientes motivos: (1) Considerando los 17 barcos entrados hasta abril y asumiendo que las plantas regasificadoras de Escobar y de Bahía Blanca trabajasen al máximo y continuamente, la capacidad de regasificación de 17 millones m³/día en invierno y de 12 millones en primavera-verano, requeriría un máximo (teórico) de 65 barcos de 135.000 m³. En 2012 se importaron unos 58 barcos de GNL para abastecer la demanda. (2) Los 63 barcos (para llegar a los 80) de 135.000 m³ de GNL requieren una capacidad de regasificación de más de 20 millones m³/día que harían que Escobar paralizara el Río Paraná y el transporte de las exportaciones de soja.

Precios

Los mismos volúmenes mostrados en el gráfico anterior tienen distintos precios según sea gas natural producido en el país, importado por gasoducto desde Bolivia o importado como GNL.
El precio que recibe el productor argentino no ha tenido aumentos desde 2002. Los planes Gas Plus y similares premiaban a nuevos descubrimientos con precios de USD 7,50 MMBTU. Pero una buena parte (27%) de la producción se destina a las distribuidoras de gas que no tuvieron aumentos de tarifas desde noviembre de 2001.

Las compras desde Bolivia se hacen a precios muy superiores a los argentinos pero son producto de negociaciones por contratos a largo plazo donde Bolivia tiene como comprador privilegiado a Brasil (en diciembre pagaba USD 9,30 MMBTU).

Las importaciones de GNL argentinas son un caso aparte. Pasamos de no importar GNL a ocupar el lugar 12º en el mundo en 2012, delante de EEUU, Chile y Brasil. Pagamos y continuamos haciéndolo, precios equivalentes a compras spot cuando era previsible y lo sigue siendo que necesitaríamos importar GNL en los próximos años. En estos casos deberíamos haber negociado contratos a largo plazo que tienen precios inferiores y que se ajustan por la evolución de precios de una canasta de productos.

Argentina compró a precios similares a los de Japón que se vio perjudicado por el accidente nuclear de Fukushima el 11 de Marzo de 2011 creando una gran demanda adicional. Desde octubre de 2012 pagamos más que Japón.

Europa paga bastante menos que nosotros. Durante todo 2012 y lo que va de 2013 Europa compró GNL a un precio promedio de 11,60 USD/MMBTU. Argentina pagó un promedio de 15,80 (36%) por encima de esos precios con máximos de 16,65 y mínimos de 14,79. Es decir, aplicando esta diferencia de precios a las importaciones argentinas de GNL durante ese mismo período resulta un monto de USD 685 millones, equivalente a perforar 50 pozos en Vaca Muerta.

 

¿Cuánto cuesta y cuánto vale Vaca Muerta?

Según un informe preparado por la U.S. Energy Information Administration en abril de 2011 la Argentina tendría 774 TCF en formaciones de esquisto. Comparadas con las reservas de gas convencionales que eran de 13,4 TCF demuestra un potencial de riqueza a desarrollar de 57 veces las reservas de gas actuales.

Estas potenciales reservas argentinas se componen principalmente de 407 TCF en Vaca Muerta-Los Molles representando 30 de las 57 veces las reservas actuales.

En febrero 2012 la entonces Repsol YPF -con licencias por el 40% de Vaca Muerta- estimaba que para perforar los 2.000 pozos necesarios en sus 1.100 Km² de Vaca Muerta evaluados independientemente por Ryder Scott, se requería una inversión de USD 28.000 millones (0,3 billones).  Si el resultado de estos pozos es positivo se requerirían perforar más pozos para desarrollar el área con un costo estimado adicional de USD 14.000 millones. Los equipos de perforación requeridos para un proyecto así más que duplicaría los actuales en el país.

Asumiendo que las estimaciones de posibles reservas mencionadas anteriormente resultaran de esas magnitudes, el valor hoy de esas nuevas reservas sería de USD 2,3 billones de dólares (407 TCF x 7,50 USD/MMBTU). Es evidente que lo que hay para ganar es muy superior a lo que cuesta obtenerlo.

Una oportunidad de exportación

Una vez que se comprueben las reservas y se inicie el proceso de producción de gas natural en Vaca Muerta el país habrá aumentado su horizonte de reservas pasando de 7,5 años a más de 211 años (asumiendo el mismo nivel de consumo de hoy que incluye las importaciones de Bolivia y de GNL).

Si la política económica fuera tal que necesitase que  el consumo industrial y de centrales eléctricas de gas natural se duplicara elevaría en 60% la cifra del consumo total del país. En ese nuevo nivel de consumo el coeficiente de reservas se reduciría de 211 a 145 años.

Con reservas de este tamaño podríamos exportar gas natural a Chile y a Japón – Corea en forma de GNL. Es lo que hizo EEUU y es una excelente alternativa con mucho valor agregado.

El mediano plazo

Sabemos ya, que importaremos gas natural para abastecer la demanda de los próximos 5 años por lo menos, aún en el hipotético caso que tuviéramos los USD 28.000 millones que requiere desarrollar una parte de Vaca Muerta. Por tanto, es imperativo hacer un llamado a licitación internacional para el abastecimiento de GNL por un plazo de 5 años con garantías de bancos internacionales por los pagos que permitan reducir el gasto presupuestario.

Hay que trasladar el mayor costo de comprar importado al usuario industrial y a las centrales eléctricas para reducir nuevamente el gasto presupuestario y hacerle saber al consumidor que la imposibilidad de seguir subsidiando, por falta de fondos.

No caben dudas que Argentina necesita tener facilidades de importar gas natural líquido y regasificarlo en plantas como las de Escobar y Bahía Blanca. Tampoco caben dudas que el precio que pagamos por nuestra falta de planificación es demasiado alto.

El problema de la Argentina hoy es la escasez de recursos para desarrollar infraestructura. Decía en el artículo Energía 2013 que por la política equivocada de precios el sector perdió desde el 2003 hasta el 2012 USD 58.700 millones que a una tasa del 35% de impuesto a las ganancias representó rentas coparticipables por USD 20.600 millones. Estos recursos podrían ser usados ahora en Vaca Muerta sin tener que buscar inversores salvíficos.

Crisis Energética 2013

El país produce menos petróleo y gas desde hace ya muchos años. La producción de petróleo ha venido en declinación desde 1999 (13 años) y la de gas natural desde 2004 (8 años).

El gráfico siguiente es muy elocuente a este respecto.

Hay dos explicaciones posibles a una reducción constante en los niveles de producción de hidrocarburos. La más evidente es geológica y se debe a la caída en el nivel de reservas. La otra explicación se relaciona con el precio que puede obtener el productor en el mercado por la venta del crudo.
Con respecto a la primera de esas razones empecemos diciendo que la Argentina no es un país petrolero sino un país con petróleo. De las cuencas productivas se extrae petróleo de formaciones que se encuentran como en forma de lentejuelas.  En gas natural sucede lo mismo pero con la buena noticia que tuvimos (pasaron más de 30 años) un gran descubrimiento en Loma de la Lata y ahora parece que tendríamos la tercer reserva de Shale Gas del mundo. Sin embargo, hay que perforar para encontrar y no siempre se encuentra el hidrocarburo. Ejemplo, un alto ejecutivo de una compañía de petróleo ha dicho varias veces que en Vaca Muerta su tasa de éxito es de sólo el 4%. En esta tasa consideraba el éxito inicial del primer pozo que los llevó a pensar que su área era muy rica en producto. Lo debe ser, concluía, pero tenemos que perforar mucho y requiere mucha inversión.

Siguiendo el razonamiento de este ejecutivo, para poder encontrar reservas de gas y petróleo se necesitan grandes recursos y es acá donde gravitan los precios de venta al público. Si los precios no son retributivos, el esfuerzo de búsqueda de producto disminuye notablemente.

Las compañías petroleras son financieramente muy sólidas, con un producto que no se malogra con el tiempo si se queda en el subsuelo y acostumbradas a trabajar en países con reglas poco claras y cambiantes. Con estos antecedentes, el congelamiento de precios y tarifas lo único que provoca es una búsqueda menos acelerada de nuevas reservas y su consiguiente disminución en los ritmos de producción. Adicionalmente, un país con problemas de energía no recibe inversiones para fabricar localmente porque no puede producir ni comprometerse seriamente además de incrementar los costos. Esto no genera empleos de calidad y bien remunerados, etc. etc.

Evolución de los yacimientos

Cuando analizamos la producción de crudo de las principales áreas vemos que desde 2009 hasta 2012 la misma cayó 12% o aproximadamente 26,7 millones de barriles.  Esta menor producción significa que el país perdió de ganar USD 1.100 millones. Esto es así porque si esa menor producción resultó en una menor exportación de hidrocarburos para ser usados localmente, el país perdió los 26,7 millones de barriles por la diferencia entre el precio internacional de USD 111,67 y el precio local de USD 70,32.  Obviamente, si hubiéramos tenido que importar esa menor producción para abastecer el mercado local, el efecto financiero sería muchísimo mayor.

De las más de 660 áreas en producción del país en 2012, las primeras 50 representan el 65% de la producción total del año. De estas 50 primeras, las mayores reducciones fueron de El Trapial, Puesto Hernández, El Tordillo, Valle Hermoso, etc. que en conjunto son el 73% de la disminución del 2012 respecto del 2009.

Si bien expuse los datos desde el 2009, la producción de crudo viene disminuyendo desde 1999 como se observa en el gráfico del inicio.

Evolución de los precios

El crudo Brent tuvo precios en promedios anuales bajos y estables desde 1986 hasta 1999 que oscilaron desde USD 14,43 en 1986 hasta USD 17,97 en 1999 con un precio máximo de USD 23,73 en 1990. Durante 13 años la industria petrolera convivió con precios bajos del crudo.

A partir del año 2000 los precios del crudo comenzaron a crecer. Hasta 2004 el crecimiento fue muy pronunciado, desde USD 28,50 hasta USD 38,27. Pero a partir del 2005 el crecimiento de precios del crudo fue exponencial saltando en 2005 a USD 54,52 hasta alcanzar USD 111,67 en 2012.

A partir de la “pesificación” de tarifas de 2002, el precio de las naftas tuvo incrementos moderados, mensuales y discretos. No ocurrió lo mismo con el precio del gas natural y de la electricidad domiciliaria. Para poder modificar las tarifas debe haber una Audiencia Pública que no fue convocada por el ENARGAS ni por el ENRE.

La consecuencia fue que tanto las compañías de generación de electricidad como las de distribución de gas y de electricidad carecen ahora de ingresos suficientes para pagar sus gastos.

La consecuencia no inmediata pero inevitable fue a mi juicio, la caída en la producción de crudo y de gas natural. Seguimos produciendo el crudo que necesitamos pero estamos muy lejos de abastecernos de gas natural argentino y tenemos que importar de Bolivia y de Trinidad & Tobago como GNL.

Las diferencias de precios y sus efectos económicos para el país

Crudo

Valorizando la producción anual de crudo de cada año por la diferencia de precios de esos mismos años podemos calcular cuántos dólares dejaron de ingresar en el sector petrolero. Establecida esta diferencia en un período de los últimos 10 años comprobamos la desinversión del sector.

El sector petrolero perdió USD 64.800 millones en los últimos 10 años que equivale a que con una tasa del 35% de impuesto a las ganancias el Estado dejó rentas coparticipables de USD 22.700 millones. Una fortuna materialmente hablando y también moralmente ya que el 50% es de las provincias, que hubieran podido pagar obras públicas de sus presupuestos con el consiguiente efecto multiplicador en las economías provinciales.

Gas

Nuevamente valorizo la producción anual de gas natural de cada año por la diferencia de precios de esos años para calcular el déficit económico del sector gasero. El sector perdió desde el 2003 hasta el 2012 USD 58.700 millones que a una tasa del 35% de impuesto a las ganancias representó rentas coparticipables por USD 20.600 millones.

 

Sin embargo, al contrario que con el crudo, el gas natural consumido (y el dejado voluntariamente de consumir) es muy superior a la producción argentina. Debemos entonces añadir a nuestro cálculo el costo de las importaciones desde Bolivia de aproximadamente USD 5.200 millones y el costo de importar Gas Natural Licuado de aproximadamente USD 5.500 millones adicionales.

La situación se deteriora constantemente ya que como se puede constatar en 2012 las importaciones desde Bolivia por gasoducto sumadas a las importaciones por barcos de GNL representaron el 44% del costo adicional antes mencionado de USD 10.700 millones.

Opinión

Hay mucho consenso en que la única razón para los aumentos y las disminuciones de reservas de petróleo y gas son geológicas exclusivamente. Sin embargo, cuando durante 13 años la producción de crudo disminuye y la de gas lo hace durante 8 años me pregunto si no se podría haber hecho algo al respecto.
Cuando las razones son geológicas ciertamente nada se puede hacer.
Sin embargo, cuando la industria petrolera y el país pierden más de USD 150.000 millones en 10 años, entonces se debe a errores graves en la política y en la ejecución de los planes energéticos de la Argentina.

EE. UU. - Impacto macroeconómico de las exportaciones de GNL. ¿Podemos hacerlo en Argentina?

El Department of Energy (DOE) contrató a NERA Economic Consulting (antes National Economic Research Associates) para que le haga un estudio del impacto macroeconómico en los EE.UU. que tendría la exportación de  Gas Natural Licuado (GNL).  Muchos productores de gas natural con exceso de producto y consiguientes precios bajos pidieron reiteradamente al DOE los permisos para construir plantas de licuefacción y poder así exportar gas en la forma de GNL a un precio más alto. El DOE es particularmente lento en otorgar estos permisos por  (a) el lobby que recibe de industriales cuyo insumo es el gas natural y temen que les aumente el precio sustancialmente; y (b) el clásico temor que las reservas se vayan a agotar y no queden para las futuras generaciones.

Resumen de las Conclusiones del Informe

NERA desarrolló un Modelo Global de Natural Gas ("GNGM") y un modelo de equilibrio general de  la economía de los EE.UU. ("New Modelo ERA ") para evaluar los niveles posibles de las exportaciones de GNL y sus impactos en la economía de los EE.UU. Estos dos modelos permitieron determinar los niveles posibles de exportación, caracterizar las condiciones del gas en el mercado internacional, y evaluar los efectos macroeconómicos globales.

 

Nota de Ricardo Falabella (RIF): el caso base del informe asume exportaciones por 6 billones de pies cúbicos por día. Esto es TODA LA DEMANDA ARGENTINA más de  un 10%.

 

A. Las exportaciones de GNL sólo son factibles en escenarios con alta demanda Internacional y/o de bajo costo de Producción en USA
En condiciones de mantenimiento del statu quo en el mundo y en los EE.UU. (caso base) no existiría un nivel factible de exportaciones de GNL de los EE.UU. En el escenario de bajos precios (alto recupero de producto de las formaciones de shale), las exportaciones de GNL de los EE.UU. son factibles. Cuando, el escenario es de bajas perspectivas de recupero de producto del shale (Low EUR Shale), la demanda internacional debería aumentar junto con una contracción de la oferta internacional para que los EE.UU. pueda ser un exportador de GNL.

Nota de RIF: Las experiencias en Vaca Muerta han sido muy desparejas. Hay casos de descubrimientos al lado de fracasos. Esto no es nuevo en el petróleo y debería ser usado por las autoridades provinciales para generar mucho trabajo y promover muchas industrias colaterales de servicios. Naturalmente para que el petrolero acepte seguir buscando debe tener condiciones jurídicas y económicas que lo respalden.

 

B. Los precios del gas natural en USA no alcanzarían el nivel de los precios internacionales

Las exportaciones de GNL no incrementarían los precios locales de gas natural a los niveles observados en países que están dispuestos a pagar paridad de crudo por las importaciones de GNL. Las exportaciones estadounidenses bajarían los precios del gas en las regiones donde los precios son competitivos. Las diferencias básicas debidas a los costos de transporte desde los EE.UU. hacia las regiones del mundo con elevados precios seguirán existiendo. Los precios de Estados Unidos nunca se acercarían a los precios del gas más el costo de licuefacción, el costo de transporte y el costo de regasificación en el destino final. Así, incluso en los escenarios no atados a la exportación, el precio en cabeza de pozo en los EE.UU. estaría por debajo de los precios de importación en Japón, donde los EE.UU. envían algunos de sus exportaciones. El mayor cambio en los precios internacionales del gas natural en los años 2015 y 2025 es de alrededor de $ 0,33/MMBtu y $ 1/MMBtu, respectivamente. Estos incrementos se producen sólo cuando los mercados mundiales están dispuestos a tomar todos los volúmenes de exportación a precios superiores al costo marginal de producción en los EE.UU. más los costos de licuefacción, transporte y regasificación.

Nota de RIF: siguiendo la idea de Michael Porter: La Energía crea una ventaja competitiva.

EE.UU. no quiere un precio de gas muy alto porque le afecta su economía, pero un mayor valor favorece la industria petrolera y asegura el autoabastecimiento.

 

C. La situación de los consumidores mejora en todos los escenarios

El análisis macroeconómico muestra que existen beneficios económicos netos consistentes a través de todos los escenarios examinados y que los beneficios se incrementan en la medida que el monto de las exportaciones aumenta. Estos beneficios se miden con mayor precisión en un índice de bienestar económico de los hogares estadounidenses que tenga en cuenta los incrementos en los ingresos de todo tipo y el costo de los bienes y servicios que adquieren. Este índice proporciona un indicador único del relativo bienestar general de la población de los EE.UU., y califica a todos los escenarios con exportación de GNL por encima de los escenarios sin exportaciones. La mejora en el índice del bienestar de la población es mayor en los escenarios de alto volumen de exportaciones ya que los consumidores estadounidenses se beneficiarían del aumento en la transferencia de riqueza y de los ingresos por exportaciones.

 

D. Hay beneficios netos en el PBI de los EE.UU.

Un indicador que muestra cómo los impactos económicos se distribuyen a través del tiempo es el PBI. Como el bienestar, el PBI también aumenta como resultado de las exportaciones de gas natural licuado. Los cambios más espectaculares se encuentran en el corto plazo, cuando la inversión en la capacidad de licuefacción se suma a los ingresos de exportación y los servicios de licuefacción para hacer crecer el PBI. En el caso base, el aumento del PBI podría oscilar entre $ 5 mil millones y $ 20 mil millones de dólares. En el caso de alto recupero del Shale, el PBI en 2020 podría aumentar en $ 10 mil millones a $ 47 mil millones.

En el caso de baja recuperación del Shale, el PIB en 2020 podría aumentar en $ 4,4 mil millones. Todos los escenarios de exportación muestran mejoras en el PBI por encima de los casos de No Exportaciones aunque en el largo plazo el impacto sobre el PBI es relativamente menor que en el corto plazo. Aunque los patrones no son perfectamente coherentes en todos los escenarios, el aumento de la inversión para las instalaciones de licuefacción junto con el aumento de la perforación y la producción de gas natural proporciona  a corto plazo estímulos a la economía. Al mismo tiempo, el aumento de los costos de energía crea una pequeña disminución en la producción económica en los EE.UU. que afecta el salario del trabajador.

Nota de RIF: El efecto que podríamos tener en nuestra economía  sería del 40% del consumo que se tiene que importar. Nuestra producción es de 90 millones me diarios cuando nuestra demanda es de 150 millones. Hay 60 millones que o se importan o  se cortan a los usuarios. Este 40% de diferencias equivale en el nuevo mercado de hoy en Argentina de 7,5 USD MMBTU a USD 4.400 millones y si lo importáramos a USD 8.300 millones. El beneficio primario anual de desarrollar Vaca Muerta es de USD 3.900 millones. Vale la pena. Los generadores de electricidad y los usuarios industriales que reemplazarían el fueloil  adicionan más millones a esta cuenta.

 

E. Hay un cambio en los ingresos de distintos sectores económicos

Los EE.UU. han experimentado muchos cambios en los patrones del comercio como consecuencia de cambios en los patrones de ventaja comparativa en el comercio mundial. Cada uno de ellos ha tenido ganadores y perdedores. Las exportaciones de cereales incrementan los ingresos de los agricultores y esas ganancias se transfieren de los consumidores a los agricultores; las importaciones  de acero reducen los ingresos de las empresas siderúrgicas de Estados Unidos  a la vez que reducen los costos del acero para los industriales, etc.

La economía de EE.UU. va a experimentar algunos cambios en la producción en los sectores industriales como resultado de exportaciones de GNL. Los ingresos de los productores de gas natural serán mayores y la compensación laboral en el sector del gas natural aumentará; mientras que en el sector industrial los ingresos y la compensación laboral disminuirán.

El sector del gas natural podría experimentar un aumento en la producción entre 0,4 y 1,5 TCF en 2020 y entre 0,3 y 2,6 TCF en 2035 para generar las exportaciones de GNL. Las exportaciones de GNL podrían dar lugar a un incremento promedio de los ingresos de exportación de entre $10.000 y $30.000 millones de dólares. La producción manufacturera del sector disminuye en menos de 0,4%, mientras que el impacto en el sector electro- intensivo y el sector eléctrico podría ser cercano al 1% en el 2020, cuando el precio del gas natural es más alto. Los efectos en la producción de la industria y los salarios son muy pequeños. Incluso los sectores electro-intensivos experimentan cambios de 1% o menos en la producción y los salarios durante el período en que los precios del gas natural en Estados Unidos se estima que aumenten más rápidamente que en un escenario sin Exportaciones.

Los efectos negativos están confinados a segmentos marginales de la industria sin un alto valor agregado. El sector de la electricidad, el electro-intensivo y los productores de bienes y servicios dependientes del gas natural se verán afectados por el alza de precios. A la inversa, los proveedores de gas natural se beneficiarán. Los salarios disminuirán o aumentarán en forma pareja, dependiendo del sector de la economía donde se encuentren. El impacto global de la economía será el neto entre estos sectores.

Con respecto a la producción dependiente del gas natural, los industriales cambian eficientemente por combustibles líquidos más baratos si el precio del gas aumenta  o su producción disminuye. Las reducciones en los ingresos fiscales están directamente   relacionadas con los cambios en la producción sectorial. La producción industrial disminuye más en escenarios que tienen el mayor incremento en el costo del gas natural y los combustibles.

El efecto del aumento de precios del gas natural se comporta de dos maneras. Los costos y beneficios experimentados por las industrias no se permanecen en las empresas que pagan la energía más cara o que reciben mayores ingresos. Parte del costo de las facturas de energía más alta se desplazará hacia los consumidores, en la forma de mayores precios de los bienes producidos. El porcentaje de los costos así trasladado dependerá  de dos factores principales: (1) cómo la demanda de esos bienes responde a aumentos de precios y(2) si existen competidores que experimentan un menor aumento en sus costos. El remanente del aumento de la factura de energía no trasladado, se transferirá a los proveedores de insumos de las industrias, a sus trabajadores y a sus propietarios. Como cada proveedor en la cadena recibe un menor ingreso, sus pérdidas se trasladan también a los trabajadores y a los propietarios.

Los beneficios del comercio de gas se comportan de la misma forma. Parte del aumento de los ingresos de los productores de gas proviene de fuentes extranjeras. Los ingresos adicionales por exportaciones van directamente a los productores y los exportadores de gas natural sin afectar al consumidor estadounidense. Por lo tanto, es un beneficio neto para la economía de EE.UU. que también se traslada a los trabajadores y los propietarios de las empresas involucradas directas e indirectamente en la producción de gas natural y las exportaciones.

 

Al final, todos los costos y beneficios por cualquier cambio en las formas de comercio o en el nivel de los precios se trasladan al trabajador; a las rentas del capital; y al valor de los recursos de la tierra, incluido el recurso de gas natural. Una de las razones principales para desarrollar modelos  de equilibrio general como el N_ew ERA (modelo económico referido a Energía) es permitir a los analistas a estimar cómo los cambios son trasladados a las diferentes fuentes de ingresos y cómo afectan la economía en general. En conclusión, la gama de los resultados agregados macroeconómicos de este estudio sugiere que la exportación de GNL tiene beneficios netos la economía de los EE.UU.

 

Nota de RIF: ¿Porqué no desarrollamos nuestro Shale Oil & Gas con visión de futuro y construimos puertos en la zona de Bahía Blanca para acodar barcos gigantes del tipo Q-Max, líneas de ferrocarril de acceso a estos puertos, oleoductos y gasoductos hacia la costa Atlántica y hacia el Pacífico para exportar a Lejano Oriente? Los beneficios ya vemos que son enormes y en este caso de incidencia neta en las provincias.