Situación de los hidrocarburos en Argentina

Introducción: dependencia del petróleo y el gas.

Uno de los rasgos del Modelo Productivo Argentino es su alta dependencia del petróleo y el gas natural como fuentes de energía primaria (en estado natural). De las distintas fuentes de energía primaria: hidroenergía, combustibles nucleares, petróleo (41,5%), gas natural (48,8%), carbón mineral, leña, bagazo, eólica, solar, etc) el petróleo y el gas natural constituyen más del 90% de la Oferta Total, para el año 2004. Ese año, la Oferta Total de Energía Primaria fue de 87,2 millones de TEP (toneladas equivalentes de petróleo) de los que se exportaron 15,1 millones TEP.

Acá vemos otro rasgo característico del Modelo Productivo Argentino: la exportación directa de recursos energéticos. A los 15,1 millones de TEP de energía primaria deben adicionarse 8,4 millones de TEP de energía secundaria (elaborada a partir de las fuentes primarias).

Una parte de los recursos son utilizados en la elaboración de fuentes secundarias, de las que se destina una parte al consumo propio de las empresas del sector energético. Luego una parte de los subproductos obtenidos tienen un destino no energético. Finalmente los sectores socioeconómicos consumirán en 2004 unos 42 millones de TEP: transporte 30,3% (diesel oil, gasoil, gas distribuido por redes y motonaftas); industrial 27% (gas distribuido por redes y electricidad); residencial 23,5% (gas distribuido por redes, electricidad y GLP); agropecuario11,1% (diesel oil y gasoil) y comercial/público 8,1% (electricidad y gas distribuido por redes).

Si tenemos en cuenta que más de la mitad de la energía eléctrica es generada a partir de gas natural y petróleo en las centrales térmicas, vemos que el Modelo Productivo Argentino es extremadamente dependiente del consumo de Petróleo y Gas Natural, dos Recursos Naturales No Renovables.

De este modo el estudio sobre la situación y perspectiva de los mismos adquiere gran relevancia.

Las Reservas Nacionales de Petróleo y Gas Natural.

En 1988, antes de iniciarse el proceso de desregulación y privatización del sector hidrocarburos, nuestro país contaba con reservas para 14 años de petróleo (según Gustavo Calleja y Pino Solanas, del grupo Moreno, serían en verdad para 23 años) y reservas para 35 años de gas natural. La casi totalidad de las mismas fueron desarrolladas por la entonces Estatal YPF.

En la actualidad, debido a las prácticas depredatorias de las empresas del sector y favorecido por las políticas sectoriales entreguistas de los sucesivos gobiernos, nuestro país cuenta con reservas de petróleo y de gas natural para apenas 8 años.

Esta peligrosa caída en el horizonte de reservas tiene una simple explicación: caída de la actividad de exploración e intensificación extractiva. Mientras para niveles extractivos en torno a los 27 millones de m3 de petróleo y 23 mil millones de m3 de gas natural, la estatal YPF realizaba unos 120 pozos anuales de exploración; luego de la privatización se están realizando unos 23 pozos anuales de exploración, con niveles extractivos en torno a los 40 millones de m3 en el caso del petróleo y 50 mil millones de m3 en el caso del gas natural.

Un punto importante a considerar es la Tasa de Reposición de Reservas, es decir, que porcentaje de los hidrocarburos extraídos son repuestos por la actividad de exploración.

Respecto al petróleo, durante los años noventa esa tasa era cercana al 70 por ciento, para el período 99/04 fue menor al 60 por ciento y en el período 2003/2005 fue del 18 por ciento.

Respecto al Gas Natural, en la década del 90 la reposición fue, en promedio, del 100%. Desde entonces se produce una brutal caída de la cantidad de reservas, producto de que la tasa de reposición se hará negativa. En 5 años las reservas cayeron en casi 300 mil millones de m3, mientras la extracción acumulada de ese período rondó los 250 mil millones de m3. (Una posible explicación de esto sería la subdeclaración de los montos extraídos y exportados de gas natural por parte de las empresas).

Como sea, los datos sobre reservas y extracción se basan en declaraciones juradas de las empresas del sector, sin ningún tipo de control por parte del gobierno.

Respecto a las empresas que tienen en concesión las reservas tenemos para el año 2005:

Petróleo: Repsol (+ Pluspetrol) (España/EEUU) 32 %

Pan Américan (Ing/EEUU/Arg) 25,2 %

Petrobrás (Bra) 7,6 %

Vintage Oil (EEUU) 7,6 %

Chevron San Jorge (EEUU) 7,4%

Tec Petrol (Arg) 5,7%

(Primeras 6 empresas 86 %)

Gas Natural: Repsol (+ Pluspetrol) (España/EEUU) 30,7%

Total Austral (Fra) 27,6

Pan Américan (Ing/EEUU/Arg) 21 %

Petrobrás (Bra) 7,7 %

Tec Petrol (Arg) 3,7%

(Primeras 5 empresas 89%)

Extracción de Petróleo y Gas Natural.

Durante la década del 80 la extracción de hidrocarburos estuvo destinada al consumo interno. Guiada por el objetivo del autoabastecimiento, YPF logró niveles de extracción que terminaron con las importaciones y aislaron al país de los vaivenes de los precios internacionales de combustibles. Con un promedio en los años 80 de 27 millones de m3 de petróleo y un nivel para fines de esa década de 23 mil millones de m3 de gas natural, el país satisfacía sus necesidades hidrocarburíferas.

La nueva lógica que imperó desde la desregulación y privatización del sector, elevó la extracción de petróleo a un promedio de 43,8 millones de m3 para el período 94/05 y la extracción de Gas Natural, en constante crecimiento, a niveles superiores a los 50 mil millones de m3 para los últimos 4 años.

Se puede afirmar que el incremento de los niveles extraídos de petróleo tiene por destino principal la exportación, tanto de petróleo crudo como derivados. Respecto al aumento en la extracción de gas natural una parte corresponde a la demanda interna y otra a la exportación.

Aquí nuevamente nos encontramos con datos poco claros provenientes de las empresas. Por ejemplo, para el año 2005, tenemos un total extraído de gas natural de 51,5 mil millones de m3. De éstos, 34,6 mil millones corresponden al mercado interno, 6,6 mil millones son exportaciones declaradas por las empresas y 10,2 mil millones son de destino desconocido (blanqueado como “venteo”, “consumo en yacimiento” y “otros destinos”),

según algunos especialistas estaríamos frente a un contrabando de gas natural.

Respectos a las empresas que operan en el sector tenemos:

Petróleo: Repsol (+ Pluspetrol) (España/EEUU) 42,5 %

Pan Américan (Ing/EEUU/Arg) 15,8 %

Petrobrás (Bra) 9,6 %

Chevron San Jorge (EEUU) 9,1%

Vintage Oil (EEUU) 5,2 %

Tec Petrol (Arg) 4,9 %

(Primeras 6 empresas 87 %)

Gas Natural: Repsol (+ Pluspetrol) (España/EEUU) 39,3%

Total Austral (Fra) 23,5 %

Pan Américan (Ing/EEUU/Arg) 13,1 %

Petrobrás (Bra) 8,9 %

Tec Petrol (Arg) 4,8%

(Primeras 5 empresas 90 %)

Exportaciones y Consumo Interno.

La extracción de Gas Natural y Petróleo tiene por destino el consumo nacional y la exportación. Parte del consumo nacional se exporta como derivados de petróleo. Desde la privatización de YPF y Gas del Estado, se fue configurando carácter exportador del modelo.

Para el petróleo, desde el año 93 las exportaciones crecen hasta los años 1997 y 1998 donde se llega a exportar el 40 por ciento de lo que se extrae, unos 19 millones de m3. Desde esos años empieza a cobrar mayor relevancia la exportación de derivados del petróleo, que para su producción se

destinará una porción cada vez mayor de los volúmenes de crudo volcados al mercado interno. Como efecto neto, hasta el año 2005 el volumen de crudo involucrado en la exportación se mantiene entre el 40 y el 50 por ciento del total extraído. El promedio para el período 96/05 fue de 21 millones de m3, es decir un 47,4 por ciento de lo extraído. De modo que sólo el 52,6 por ciento se vuelca al mercado interno.

Respecto al Gas Natural, las exportaciones declaradas son crecientes desde el año 1997 y hasta la actualidad, y se ubican en torno a los 7 mil millones de m3. Si tenemos en cuenta el uso doméstico, sólo el 67 por ciento del gas natural extraído fue vendido al mercado interno.

Desde el año 1998 las cantidades exportadas de petróleo vienen cayendo para llegar el año 2006 a un nivel inferior al del año 1994. Respecto a los derivados la caída que se produce desde el año 2004, para llegar en el año 2006 a los volúmenes exportados en el año 2000. Sin embargo, medidos en dólares, las exportaciones de hidrocarburos llegan en 2005 a su máximo nivel, unos 5.700 millones de dólares, de los cuales unos 5.300 millones de dólares corresponden a petróleo y derivados.

Las empresas involucradas en los negocios de exportación son:

Petróleo: Pan Américan (Ing/EEUU/Arg) 36,9 %

Chevron San Jorge (EEUU) 21,4 %

Repsol (España/EEUU) 15,3 %

Vintage Oil (EEUU) 8,7 %

Tec Petrol (Arg) 5,8 %

Petrobrás (Bra) 5,2 %

(Primeras 6 empresas 93,3 %)

Principalmente a Chile y EEUU

Gas Natural: Repsol (España/EEUU) 47,2 %

Pan Américan (Ing/EEUU/Arg) 9,3 %

Total Austral (Fra) 7,7 %

Wintershall Energía 7,6 %

Mobil Explor. & develop. 4 %

Sipetrol (Chile) 4 %

(Primeras 6 empresas 80%)

Principalmente a Chile y Brasil.

Derivados: Repsol (España/EEUU) 57,6 %

Shell (Ing/Hol) 14,8 %

Esso (EEUU) 12,9 %

Petrobrás (Bra) 6,9

(Primeras 4 Empresas 92,3%)

Principalmente a Chile y EEUU.

La renta petrolera.

Para el año 2005 la renta petrolera fue de entre 12.000 y 12.500 millones de dólares, según distintos cálculos. La misma se divide entre las empresas del sector, el estado nacional y las provincias, y los usuarios (por precios inferiores a los internacionales). Según un cálculo de Herrero y Mansilla (2006) los porcentajes serían: Nación 26 %, provincias 6 %, empresas extractoras y comercializadoras de crudo 27 % y el otro 41 % se divide entre empresas productoras de derivados y usuarios, aunque la mayor parte va a las empresas que destilan. De este modo es posible que la división final sea de un 40 por ciento entre estado y usuarios; y un 60 por ciento las empresas del sector. De este modo, estas pocas empresas, para ser más precisos, estas 8 empresas se estarían llevando unos 7.200 millones de dólares de renta petrolera. Eso es

además de la ganancia empresaria normal, que se calcula entre los costos. Para el año 2006 la renta petrolera ascendería a 15.000 millones de dólares, de los que 9.000 millones se los llevan las trasnacionales del sector.

Como Repsol tiene el 42,5 por ciento del mercado de extracción de crudo y el 58 por ciento del mercado de crudo refinado; esta trasnacional se tiene que haber quedado con unos 3.700 millones de la renta petrolera argentina del año 2005 y unos 4.600 millones de dólares en el año 2006.

Diego A. Kofman

febrero 2007