Dr. Alieto Aldo Guadagni Instituto General Mosconi - Universidad Católica Argentina Seminario Infraestructura y Energía 8 de octubre del 2013 1
VEINTE AÑOS NO ES NADA La triple tenaza : terminó un ciclo histórico de dos décadas de energía abundante, barata y exportada Ya comenzó un nuevo ciclo largo de energía escasa, importada y cara Se han evaporado las exportaciones energéticas y han trepado las importaciones. En el año 2011 volvimos, después de mas de 20 años, a tener déficit energético en la balanza de comercio exterior. El ocaso de la empresa líder. Una luz de esperanza: la nueva frontera de gas no convencional. Ya estatizamos YPF. Que haremos ahora?. 2
Importancia del Petróleo y el Gas en el Consumo Total de Energía 2010 en % Fuente Mundo Brasil Argentina Petróleo y Gas 57% 55% 84% Otras Fuentes 43% 45% 16% Total 100% 100% 100% Fuente: British Petroleum Argentina es un país Líder Mundial en el Consumo de Gas En el mundo: petróleo 35%, carbón 28%, gas 22%. 3
AÑOS DE DURACION DE LAS RESERVAS MUNDIALES DE PETROLEO Y GAS Años Petróleo Gas 1982 35 52 1992 43 58 2012 53 56 Las reservas mundiales son ahora mas abundantes que hace 30 años. Fuente: BP 4
CONSUMO Y RESERVAS DE GAS EN EL MUNDO (2011) País % consumo gas R/P (años) Qatar 72 100 (+) Argelia 63 58 Emiratos Árabes 63 100 (+) Irán 58 100 (+) Rusia 54 73 ARGENTINA 51 7,3 Ucrania 40 51 Holanda 39 17 Arabia Saudita 38 82 EEUU 27 13 Brasil 9 27 ARGENTINA: Baja relación reservas-producción y muy alto consumo 5
UN HECHO NUEVO: CAE LA PRODUCCION DE HIDROCARBUROS EN EL SIGLO XX SIEMPRE CRECIO LA PRODUCCION. * Entre 1940 y 1970: la producción de petróleo se multiplicó 7 veces y la de gas 14 * Entre 1970 y el 2000: La producción de petróleo se duplica y la de gas se multiplica 6 veces. EN EL 2012: * La producción de petróleo es un 34,2 % inferior a la de 1998. En el 2012 cayó un 4,3 % y es menor al nivel de 1992. * La producción de gas es un 15,4 % inferior a la del 2004 (año de máxima producción). En el 2012 cayó 3,1% y es menor al nivel del año 2000. 6
Producción de petróleo (1990-2012) (en millones de m3) 60,0 50,0 49,1 75,3% -34,2% 40,0 30,0 20,0 28,0 32,3 10,0 0,0 1990 1998 2012 2010 En el 2012 la producción cayó 4,3 por ciento. 7
Producción de gas (1990-2012) (en miles de millones de m3) 60,0 50,0 52,1 40,0 127,8% -15,4% 44,1 30,0 20,0 23,0 10,0 0,0 1990 2004 2012 2010 En el 2012 la producción cae el 3,1 por ciento 8
Reservas de Petróleo (1990-2011) 600 en millones de m 3 500 400 300 95% 488-19,3% 394 200 250 100 0 1990 1999 2011 Fuente: Secretaria de Energía. Entre 2003-2011 cayeron 12% 9
Reservas de Gas (1990-2011) en miles de M M m3 1000 800 34% 777 600 579-57,3% 400 332 200 0 1990 2000 2011 Fuente: Secretaria de Energía Hay menos reservas de gas hoy que en 1990. Entre 2003 y 2011 cayeron 50% 10
Reservas y producción de gas Reservas de gas: 2003-2011 Miles de MM m3 Al 31-12-02 663,5 Al 31-12-11 332,5 *Disminución 331,0 Producción acumulada 2003-11 448,3 Las reservas cayeron un 50,1% en los nueve años del periodo 2003-2011. Por cada m3 extraído de gas se repuso el 26,1 %, el 73,9% restante mermo directamente el stock previo acumulado de reservas. Fuente: Secretaria de Energía 11
EXPLORACION DE GAS Y PETROLEO (1980-2012) Período Pozos de exploración Precio del petróleo (Promedio anual) 80 103 18 90 95 20 2001-2010 41 51 (WTI -USD por barril) Año 2010 26 80 Año 2011 68 98 Año 2012 106 94 En el primer trimestre del 2013 se terminaron 25 pozos exploratorios, un 24% menos que los 33 del primer trimestre del 2012. El nivel de exploración ha sido escaso, a pesar que el precio del petróleo esta alrededor de los 100 dólares. Por que?...la EXPLICACION NO ES GEOLOGICA SINO POLITICA 12
Pozos Explorados Precio Petróleo WTI 120 100 Exploración de Gas y Petróleo (1980-2010) Promedio anual de pozos explorados por década 103 95 Pozos Barril 80 90 80 70 80 60 40 20 18 20 51 41 26 60 50 40 30 20 10 0 80 90 00 2010 0 Fuente: Década RELACION INVERSA? 13
INCORPORACION ANUAL DE NUEVAS RESERVAS 1992-2011 Años Petróleo Gas (millones m3) (miles millones m3) 1992/98 65 45 1999/02 48 39 2003-11 32 13 Fuente: Daniel Montamat 14
PRODUCTIVIDAD POZOS PETROLEROS Y GASIFEROS 1994-2012 Productividad por pozo Años Petróleo Gas (miles m3/año) (millones m3/año) 1994 5,4 86,4 2002 4,7 85,3 2012 3,3 46,5 Fuente: Daniel Montamat 15
LO QUE NO SE EXPLORO AYER SE IMPORTA HOY DEL EXTERIOR. EL SECTOR ENERGETICO Y LA BALANZA COMERCIAL (2006-2012 en miles de millones de dólares) Superávit Comercial Energético % (a) (b) (c) = b/c 2006 12,3 6,1 49,6 2007 9,8 2,6 26,5 2008 12,6 3,5 27,8 2009 16,9 3,8 22,5 2010 11,6 2,0 17,2 2011 10,1-2,8-27,7 2012 12,7-2,7-21,3 EL SECTOR ENERGETICO DEJO DE APORTAR A LA BALANZA COMERCIAL Y YA COMIENZA (DESPUES DE MAS DE 20 AÑOS) A REGISTRAR SALDOS NEGATIVOS. 16
EL RETROCESO ENERGETICO AFECTA LA BALANZA COMERCIAL (2008-2013- en miles de millones de dólares) 2008 2013 Incr. Campo y MOA 40,0 55,8 +15,8 Industria -30,9-38,0-7,1 Energía 3,5-6,5-10,0 TOTAL 12,6 11,3-1,3 Fuente: Daniel Montamat y elaboración propia. 17
LAS IMPORTACIONES ENERGÉTICAS AHORA SUPERAN A LAS IMPORTACIONES DE BIENES DE CAPITAL. Relación Importaciones-Bienes de capital/ Energía (dólares) Año Importaciones BK/Energía 2005 4,53 2009 3,29 2011 1,48 2013 (7 meses) 0,97 Fuente: INDEC 18
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011* 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Exportaciones e importaciones de Energía en miles de millones de u$s - 1999 2011 Expo Energía Impo Energía Fuente: Econométrica S.A en base al INDEC *Estimación Econométrica S.A YA APARECIÓ LA TRIPLE TENAZA 19
Evolución del Consumo y Producción de Energía 2003-2011 Indice 100 =2003 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2003 2011 195 175 163 89 81 78 Consumo Naftas PBI Consumo Gas Oli Producción Gas Reserva Petróleo Producción Petróleo 49 Reserva Gas 20
Las 5 empresas productoras (AÑO 2013) Petróleo Incr.% Gas 1. YPF 35,9-1,5 1. Total Austral 29,6-6,1 2. Pan American 17,4-13,2 2. YPF 24,6-2,2 3. Petrobras 6,9-3,8 3. Pan American 11,6-13,5 4. Pluspetrol 7,2 +0,5 4. Petrobras 8,5-15,5 5. Sinopec 6,8 + 0,7 5. Apache 6,6-14,4 6. Resto 25,8-5,1 6. Resto 19,1-8,5 TOTAL: 100-4,7 100-7,2 21
Producción de petróleo por cuenca (Primer trimestre del 2013) Cuenca Miles de m3 Variación % San Jorge 3670-6,4 Neuquina 3224-3,9 Austral 452-1,2 Cuyana 442-1,8 NO 142-0,2 TOTAL: 7930-4,7 Fuente: Daniel Montamat 22
Producción de gas por cuenca (Primer trimestre del 2013) Cuenca Millones m3 Variación % Neuquina 5531-11,1 Austral 2576 +8,3 San Jorge 1262 ----- NO 856-26,7 Cuyana 15-3,9 TOTAL: 10240-7,2 Fuente: Daniel Montamat 23
Caída de reservas y el futuro de las importaciones de hidrocarburos. Reponer con importaciones el agotamiento de las reservas de petróleo y gas costaría alrededor de 330.000 millones de dólares. Esto equivale al doble del valor de la tierra arable o a 500 millones de vacunos. 24
Que ocurrió con la producción en el 2012? Que esta ocurriendo en el 2013? En el 2012 siguió cayendo la producción de gas y petróleo. Gas cayó un 3,1% y petróleo cayó un 4,3%. En enero-julio del 2013 la producción de gas cayó un 6,8 por ciento y la de petróleo cayó un 3,2 por ciento. 25
Los hidrocarburos ahora son dominio provincial Constitución Nacional de 1994 Ley Corta del petróleo (2006) Hay 15 provincias petroleras que han otorgado en los últimos años 166 concesiones a inversores privados Las inversiones comprometidas superan los 1700 millones de dólares. Los tres modelos: * Capitalismo de estado * Capitalismo competitivo * Capitalismo «de amigos» 26
Un ejemplo del capitalismo de amigos petroleros Durante el año 2006 la provincia de Santa Cruz licito y adjudicó 14 bloques para exploración y explotación de hidrocarburos. Los 14 bloques cubrían un extenso territorio de 7,2 millones de hectáreas. Las empresas oferentes debieron presentar en este concurso, como es de practica, dos sobres: 1. antecedentes y 2. propuesta técnica económica. Las autoridades provinciales descalificaron, al rechazar desde el inicio al sobre 1, a casi todos los oferentes. Se descalificó así a importantes y experimentadas empresas como YPF, Petrobras, Tecpetrol, Pluspetrol, ENAP- SIPETROL, y otras empresas Las 14 áreas se adjudicaron de la siguiente manera: 7 áreas con 4,3 millones de hectáreas a la empresa Oil M, vinculada a Cristóbal López; 7 áreas con 2,9 millones de hectáreas a las empresas EPSUR y MISAHAR, vinculadas a Lázaro Báez. Hasta el 2011 no se habían iniciado los trabajos en las áreas adjudicadas a EPSUR y MISAHAR, ni en dos de las siete áreas otorgadas a Oil M. En las restantes cinco áreas de Oil M se transfirió a UNITEC ENERGY SA (Eduardo Eurnekian) el 50% del contrato. 27
LA EXPERIENCIA EXPLORATORIA DE LAS PROVINCIAS. o Las provincias han adjudicado hasta la fecha, 166 áreas para exploración petrolera. o Los compromisos de inversión asumidos por los adjudicatarios privados en las licitaciones provinciales, alcanzan a 1730 millones de dólares. o MAS DE LA MITAD DE LAS AREAS (95) FUERON ADJUDICADAS A EMPRESAS SIN EXPERIENCIA EN LA ACTIVIDAD. o En estas áreas no se ha concretado ningún descubrimiento Y EN LA MAYORIA DE ELLAS NO SE HAN REALIZADO INVERSIONES. o Los nuevos actores en la actividad petrolera habían comprometido inversiones de importancia: Grupo Manzano-Vila, Cristóbal López, Lázaro Báez, Grupo Moneta. o La importancia de la ley 17.319. 28
UN EJEMPLO DE DEFICIENTE PLANIFICACION HIDROELECTRICA La Secretaria de Energía presentó en noviembre del 2006 su estudio Evaluación expeditiva de aprovechamientos hidroeléctricos, donde analizaba un inventario de 30 proyectos en todo el país. Si se consideran los costos por MWH en dicho inventario, los dos proyectos sobre el rio Santa Cruz se ubican mal (lugares 23 y 24). La inversión proyectada en estos dos grandes proyectos hidroeléctricos en Santa Cruz no es sensata, ya que debido a su enorme sobrecosto en la inversión, sobrarían fondos para hacer muchos buenos emprendimientos hidroeléctricos en Rio Negro, Mendoza, Chubut y Neuquén. POR EL MISMO COSTO TENDRIAMOS ASÍ MAS ENERGÍA. 29
OTRO EJEMPLO: La Central Térmica Rio Turbio (Santa Cruz) Presupuesto original: 1.506 millones de pesos (entonces alrededor de 500 millones de dólares) Costo posterior: 2.662 millones de pesos (680 millones de dólares) Costo por KW instalado: 2833 dólares (240 MW). Este costo es mas del doble de los valores normalmente aceptados (1300/1500 dólares por KW) CON ESTE ALTO COSTO DE INVERSION PODRIA HABERSE GENERADO 2,3 VECES MAS DE ENERGIA ELECTRICA EOLICA, ES DECIR AMIGABLE CON EL MEDIOAMBIENTE. Fuente: El disparate económico del carbón de la Central Térmica de Rio Turbio, Greenpeace, Noviembre 2010. 30
Estimulando la importación de gas? (En USD por millones de BTU) Suministro Dólares Producción nacional en boca de pozo 3.15 Gas boliviano en frontera 10,30 Fuel oil importado 17,0 Gas oil importado 21.2 Barco regasificador -Bahia Blanca-Escobar 16-17 Gran gasoducto bolivariano? Fuente: Daniel Montamat & Asociados y Aduana (Agosto 2013) Se intentó durante el año 2011 concretar una gran operación de compra de GNL a Qatar, sin licitación publica y aceptando el fuel oil como variable de indexación de precios. ESTA ESTRUCTURA DE PRECIOS DESALIENTA LA PRODUCCION NACIONAL DE GAS. SE IMPLEMENTA AHORA GAS PLUS 31
Cual es el desfasaje entre los precios energéticos en Argentina y las referencias regionales e internacionales? Petróleo y derivados 79 % Gas natural 24 % Energía eléctrica 28 % Fuente: Daniel Montamat (Agosto 2013) 32
TARIFAS ELECTRICAS EN ARGENTINA EDENOR EPE EPEC EDESUR SANTA FE CORDOBA Residencial 150 KW/h 1,0 4.9 4,5 Residencial 300 KW/h 1,0 5,5 5,0 Industria BT 1,0 2,1 4,3 Industria MT 1,0 1,6 1,5 Fuente: Daniel Montamat ( Agosto 2013) 33
TARIFAS ELECTRICAS EN EL CONO SUR Residencial 300KWh Industria BT EDENOR-EDESUR 1,0 1,0 Brasil 6.7 3,7 Chile 10.1 4,1 Uruguay 14.9 8,3 Perú 7,7 3,9 Fuente: Daniel Montamat (Agosto 2013) 34
PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES EN EL CONO SUR. Nafta súper Gasoil Gas residencial Argentina 1,0 1,0 1,0 Brasil 0.93 0,85 21,4 Chile 1,16 0.93 12,7 Paraguay 1,38 1,13 - Perú 1,12 1,0 - Uruguay 1,28 1,3 - Precio gasoil para el transporte de pasajeros: 0,37 Un colectivo en Uruguay paga el gasoil 3.5 veces más. Fuente: Daniel Montamat (Agosto 2013) 35
Tarifas de gas en el Cono Sur. (Junio 2013) Argentina Chile Brasil a) Residencial 1 12.3 20,8 b) Industrial 2,88 8,37 7,3 c) = a) / b) 0,35 1,46 2,85 Fuente: Daniel Montamat (Agosto 2013) 36
Subsidios fiscales: económicos y sociales (2005-2013 millones de pesos) Económicos Sociales Totales 2005 3353 11344 14697 2010 49775 26114 75889 2011 74497 29089 103586 2012 99447 35000 134447 2013 - - 190000 Entre el 2005 y el 2012 los subsidios sociales se multiplican 3,1 veces; los económicos 30 veces y los totales 9 veces. En el 2005 los subsidios sociales eran el 77% del total de subsidios. En la actualidad son apenas el 26%. En el 2012 los subsidios "económicos representan el 4,2% del PBI. 37
Quien se beneficia con los subsidios económicos? 20% más pobre 60% medio 20 % más rico o Energía 6,3% 51,0% 42,7% o Transporte 6,2% 56,0% 37,8% EL 20 POR CIENTO MAS RICO RECIBE MUCHO MAS SUBSIDIOS QUE EL 20 POR CIENTO MAS POBRE: En energía: 6,8 veces más. En transporte: 6,1 veces más. Fuente: Jorge Gaggero y Darío Rossignolo. Impacto del presupuesto sobre la Equidad. CEFIDAR, Septiembre 2012. 38
Evolución de los subsidios en el 2013 Durante los primeros siete meses del 2013 los subsidios económicos treparon 46,2 por ciento ($68.266 M) Energía absorbió el 67,7 por ciento de los subsidios, con un incremento de 70,2 por ciento sobre el año anterior ($46.248 M). Transporte absorbió el 22,5 por ciento de los subsidios. Entre energía y transporte absorben el 90 por ciento de los subsidios totales. LOS ACTUALES SUBSIDIOS ECONÓMICOS EQUIVALEN A 8 VECES LA AUH. 39
INFLACION Y PRECIOS RELATIVOS Los precios relativos de bienes y servicios privados y públicos han seguido rumbos muy distintos en la última década. Mes a mes crecen las distorsiones en precios claves (tipo de cambio real, tarifas del transporte y precios de la energía). La inflación esta siendo temporariamente contenida por los precios públicos controlados. El desafío futuro que, inevitablemente habrá que afrontar, controlar la inflación y al mismo tiempo ordenar los precios relativos. 40
NO ACCEDEN AL GAS POR RED Y CONSUMEN GARRAFAS. 44 por ciento de la población total (según Censo 2010) 8 por ciento del 20 por ciento más rico de la población. 60 por ciento del 20 por ciento más pobre de la población. Fuente: IDESA LOS POBRES SON QUIENES PAGAN MAS CARO EL GAS LA POLITICA ENERGETICA DEBE PROCURAR UNIVERSALIZAR EL ACCESO AL GAS NATURAL DE LAS FAMILIAS POBRES. 41
IMPORTACIONES ENERGETICAS. (Años 2012 y 2013) Según el INDEC las importaciones de combustibles y lubricantes durante el 2012 cayeron un 1,6 por ciento con respecto al año 2011. En el 2012 estas importaciones fueron de 9266 millones de dólares (en el 2011 habían sido 9413 millones) En enero-julio del 2013 las importaciones fueron de 7481 millones de dólares (un 20 por ciento más que en el 2012) No se puede descartar que hacia el año 2016 las importaciones superen los 20.000 millones de dólares. 42
LOS COSTOS CRECEN CUANDO CAE LA PRODUCCION DE GAS Y AUMENTAN LAS IMPORTACIONES (Año 2013) M3 % Costo en dólares Producción 70 25 Bolivia 8,5 14 GNL + Liq 21,5 61 TOTAL 100,0 100,0 El gas de Bolivia cuesta 4 veces más que el gas local. El GNL cuesta casi 7 veces más que el gas local. Los líquidos cuestan más de 8 veces que el gas local. MAS IMPORTACIONES DEBILITAN LA BALANZA COMERCIAL Y AUMENTAN LOS SUBSIDIOS A CARGO DEL TESORO. 43
EL PRONOSTICO INCUMPLIDO Nadie se acuerda ahora del infundado e incumplido pronostico del Senador Aníbal Fernández, cuando, al informar el día 25 de abril del 2012 el proyecto de ley de estatización de YPF, con todo entusiasmo proclamó: SOMOS CONSCIENTES QUE DURANTE EL 2012 VAMOS A TENER QUE IMPORTAR COMBUSTIBLE. NO TENGO DUDA, SIN EMBARGO ESTOY SEGURO QUE DURANTE EL 2013 ESO NO SERA ASI 44
UNA LUZ DE ESPERANZA: La futura nueva frontera: el gas no convencional (Shale y tight gas) Según la US Energy Agency, Argentina figura en el tercer lugar de recursos del ranking mundial de shale gas, técnicamente recuperables con 774 trillones de pies cúbicos, detrás de China (1275) y Estados Unidos (827), pero antes de México (681), Australia (396), Canadá (388), Libia (290), Argelia (230) y Brasil (226). La cuenca argentina con mayores posibilidades es la neuquina, donde se destaca la formación geológica denominada Vaca Muerta. En diciembre del 2010 YPF anuncio que habían detectado 4,5 TCF de tight gas, en el área de Loma de La Lata (Neuquén). En mayo del 2011 YPF volvió a anunciar alentadores resultados en el área de Vaca Muerta, identificando posibilidades de recursos de shale gas. A fines del 2011 Exxon Mobil acordó con la empresa canadiense Americas Petrogas Inc, explorar reservas no convencionales en Argentina, en el área de Los Toldos (Neuquén) Estimaciones preliminares señalan que los costos de producir shale o tight gas, serían sensiblemente superiores a los niveles actuales de producir gas convencional. La buena noticia es que estos costos de producción serian inferiores a los actuales valores de importación de GNL. 45
DECIAMOS EN EL 2007. Estamos ante un persistente y creciente desfasaje entre un consumo que crece desde el 2002 y una producción que decrece El esfuerzo exploratorio es mínimo. Si perdemos el autoabastecimiento podemos tener serios problemas en el futuro, cuando se espera que el precio del petróleo seguirá aumentando La Nación, 5 de agosto del 2007. 46
LA UNICA VERDAD ES LA REALIDAD Reconociendo la realidad En Argentina tenemos un déficit energético que es serio, y si no hacemos algo, va a empeorar (Ing. Miguel Gallucio, Presidente de YPF, La Nacion,.30 de agosto del 2013). 47
Un acuerdo original : El ingreso del socio español- australiano en YPF El acuerdo entre Repsol y el nuevo accionista, firmado el 23 de febrero del 2008, establece respecto a los dividendos que se distribuirá el 90 por ciento de las utilidades mas 850 millones de dólares previamente acumulados en las reservas contables. Incluye una clausula resolutoria (art.5.1) que exige expresamente la aprobación de este acuerdo por parte de la CNDC y de la Secretaria de Comercio Interior. EL GOBIERNO CONVALIDO ESTAS DECISIONES EMPRESARIAS LAS CUALES AFECTARON NEGATIVAMENTE EL PROCESO INVERSOR EN EXPLORACION EN YPF. 48
DISTRIBUCIÓN DE UTILIDADES DE YPF SA DESPUES DE LA INCORPORACION DEL SOCIO AUSTRALIANO ( año 2008) - Millones de pesos- Año Utilidades Dividendos pagados (%) 2006 4457 2360 52,95 2007 4086 2360 57,76 2008 3640 9287 255,14 2009 3486 4897 140,48 2010 5790 4444 76,75 Estos dividendos no fueron objetados por el Director Estatal (acciones A). Tenaris SA distribuyó 25% (2008), 48% (2009) y 38% (2010) Petrobras SA distribuyó 41% (2008), 32% (2009) y 46% (2010). Total 38%, Chevron 31%, Exxon 25%, Shell 45%. Promedio mundial petrolero: 26%. La caída de las reservas de YPF a partir del 2008 equivale a 14.000 millones de dólares. 49
YPF 2008-2011: MAS DIVIDENDOS PERO MENOS RESERVAS Y MENOS PRODUCCION. En los cuatro años comprendidos entre el 2008 y el 2011, la descapitalización de YPF fue la siguiente: Reducción en la producción de petróleo 17% Reducción en la producción de gas 38% Disminución reservas de petróleo 6% Disminución reservas de gas 36% Fuente: Balances anuales de YPF 50
YA SE ESTATIZO YPF: CUAL ES HOY LA MEJOR POLITICA PETROLERA? AQUELLA QUE ES CAPAZ DE RECUPERAR MAS EFICAZMENTE EL AUTOABASTECIMIENTO QUE ACABAMOS DE PERDER. 51
MERCADO ELECTRICO MAYORISTA Generación (GWH) 2002 % 2012 % Incremento% Térmico 32642 40,1 81859 65,6 150,8 Hidráulico 41090 50,6 36396 29,2-11,4 Nuclear 5392 6,6 5905 4,7 +9,5 Eólico/solar - - 327 0,2 - Importaciones 2210 2,7 423 0,3-79,0 TOTAL 81334 100 124910 100 +53,4 CONSUMO DE COMBUSTIBLES PARA GENERACION: El de gas casi se duplico, la utilización de fueloil aumento 66 veces y la de gasoil 135 veces (2002/11). En el 2012 el consumo de gas aumentó 10,8 por ciento, el de fueloil 11,5 por ciento y el de gasoil cayó un 10,1 por ciento. Los combustibles fósiles han cubierto totalmente el incremento en la generación Oferta hidroeléctrica en fuerte retroceso relativo, ya que se reduce de la mitad de la producción en el 2002 a menos de la tercera parte en la actualidad. 52
DEBIDO A LA CAIDA EN LA PRODUCCION DE GAS LAS NUEVAS INVERSIONES EN GENERACION ELECTRICA SERAN MAS COSTOSAS Costo de capital por KW (dólares) Térmica (gas o petróleo) 900/1000 Hidroeléctrica 1800/3000 Eólica 2000/2100 Nuclear 5000/6000 Solar 4200/4800 53
YPF BUSINESS PLAN 2013-2017 100 -DAY PLAN- AUGUST 30, 2012 (I) (II) Business plan Stress test-reduced external financing Investment plan USD 37,2 Bn USD 24,7 Bn Annual average USD 7,4 Bn USD 4,9 Bn Cash flow generation Shale partner USD 4,4 Bn (12%) ------------ Financing USD 6,7 Bn (18%) USD 1,5 Bn (6%) Internal YPF cash flow generation USD 26 Bn (70%) USD 23,2 Bn (94%) OIL AND GAS TOTAL PRODUCTION GROWTH (%) +32 +16 Source: Form SEC 6K YPF S.A.- August 31, 2012 54
BALANCE YPF Año 2012 y 2013 (I semestre) 2012 (%) 2013 Producción de crudo 2,2-0,7 Producción de gas -2,7-4,0 Producción total -0,6-1,7 Gastos en exploración -18,0-30,0 Reservas de gas -7,5 - Reservas de petróleo 1,0 - Las utilidades en el primer semestre del 2013 disminuyeron un 33 por ciento en valores constantes. (Fuente: YPF Balance al 31-12-2012 y al 30-06-13) 55
YPF Y CHEVRON: ACUERDO DE EXPLOTACION (16-7-2013) Vaca Muerta es un yacimiento de 3.000.000 has, YPF tiene un área de 1.200.000 has. El acuerdo cubre una porción de 2000 has. de un área de 39.000 has. Inversión inicial de Chevron: USD1240 M, para realizar 100 pozos de desarrollo en un plazo de 12 meses. YPF aporta lo ya desembolsado (USD260 M). Inversiones futuras: se contempla la perforación de 1500 pozos de desarrollo, las inversiones que se realicen serán compartidas en un 50-50 entre ambas empresas. META: una producción de 50.000b/d de petróleo a partir del 2017 y una de 3 millones de M3 diarios de gas. 56
EL ACUERDO YPF - CHEVRON APROBADO POR NEUQUEN (agosto 2013) Se desconoce el texto del acuerdo. Según la ley vigente (17.319 arts.27 a 38), las concesiones petroleras son temporales, duran 25 años y pueden ser extendidas una sola vez por 10 años más. En Loma de la Lata esta prórroga ya fue otorgada en el 2000 y por lo tanto, la concesión tiene plazo de vencimiento improrrogable. Por esta razón es improcedente otorgar en estas áreas nuevas concesiones a 25 años prorrogables a 10 años mas (35 años). Estos plazos otorgados a YPF-Chevron son nulos en los términos del art.79 de la ley 17.319. 57
LOS PRINCIPALES DIEZ PAISES CON RECURSOS GASIFEROS ( Shale gas) TECNICAMENTE RECUPERABLES (TCF) 1. China 1115 15% 2. Argentina 802 11% 3. Argelia 702 9,6% 4. USA 665 9,1% 5. Canadá 573 6. México 545 7. Australia 437 8. Sudáfrica 390 9. Rusia 285 10. Brasil 245 TOTAL MUNDIAL: 7299 Excluye tight gas. Fuente: USA-EIA Shale oil and shale gas resources are globally abundant, June 10-2013 58
HIDROCARBUROS: EL ESCENARIO FUTURO EN LA ARGENTINA El autoabastecimiento puede ser recuperado pero en el largo plazo, con fuertes inversiones en recursos no convencionales. LA inversión requerida para recuperar el autoabastecimiento supera los 150.000 millones de dólares. Por esta razón será esencial atraer capital externo pero a un bajo costo financiero. Esto requiere un menor riesgo país, es decir otro contexto político-institucional. Aun falta información concreta de campo en el caso de los recursos noconvencionales. Tengamos en cuenta que nuestra intensidad en el consumo de energía es muy alta, y ha venido creciendo en los últimos años por los subsidios que al mismo tiempo que alentaban el consumo, desalentaban las inversiones. CONSERVACION Y EFICIENCIA ENERGETICA SERAN CLAVES EN NUESTRO FUTURO. 59
UN PROGRAMA ENERGETICO INMEDIATO I. INVERSIONES: exploración, nueva refinería, puertos, energía hidroeléctrica, nuclear y renovables. Costo anual equivalente a 3 por ciento del PBI por el próximo quinquenio. Quien financia?: el fisco, los consumidores o la inversión privada? II. III. IV. NUEVA LEY DE PETROLEO que remplace la 17319. Con reglas claras tributarias y de adjudicación competitiva de áreas para exploración, considerando que ahora los recursos son provinciales y que los no convencionales tienen un mayor impacto ambiental. AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS: asistencia técnica a las provincias, auditoria y control de las concesiones, certificación de las reservas. NORMALIZACION INMEDIATA DE LOS ENTES REGULADORES. 60
La nueva agenda energética debería contemplar las siguientes iniciativas: Inversiones en obras hidroeléctricas y centrales nucleares Inversiones en nuevas energías (eólica, solar y mareomotriz) Modernización tecnológica del transporte publico en los grandes núcleos urbanos: Gran Buenos Aires,. Rosario, Córdoba, Mendoza y Tucumán. Aprovechar la valiosa experiencia de Curitiba, Bogotá (Transmilenio), Santiago de Chile (Transantiago) y Méjico, DF. Rehabilitación y modernización del ferrocarril de cargas y del transporte urbano e interurbano. Nuevas normas técnicas en Mercosur para mejorar la eficiencia en la utilización de combustibles en la industria automotriz. Procesos en la industria manufacturera que sean energéticamente eficientes. Nuevos códigos de edificación que aseguren la conservación energética. Artefactos eléctricos que sean energéticamente eficientes. 61
La nueva agenda energética debería contemplar las siguientes iniciativas (cont.): Cumplir la ley de los entes reguladores de gas y electricidad. En el futuro unificarlos. Cumplimiento estricto de los contratos de nueva Ley de Petróleo. Diseño de una política fiscal que este orientada a la eficiencia energética en todas las actividades. Creación de la Agencia de Energías Limpias, que promueva las energías no contaminantes. Gradual acercamiento de tarifas a los costos reales.tarifa social energética, que asegure a los sectores mas pobres de la población el acceso al consumo energético requerido por condiciones dignas de vida. Esta tarifa podría estar incluida en los programas universales de apoyo financiero para la reducción de la pobreza. 62
ESTAS TRECE MEDIDAS SERÁN EFECTIVAS UNICAMENTE SI SE ENCUADRAN DENTRO DE UNA POLÍTICA PÚBLICA CONSENSUADA ENTRE LAS FUERZAS POLÍTICAS DEL PAÍS, TENIENDO EN CUENTA QUE SU EFECTIVIDAD DEPENDERA CRUCIALEMENTE DE SU VIGENCIA MAS ALLA DEUN MANDATO PRESIDENCIAL. 63
Hay que construir una nueva agenda energética y ambiental en Argentina. Nuevas reglas e instituciones que estimulen la inversión energética, especialmente la exploración que afronta grandes riesgos geológicos. Esto requerirá consensuar una política de estado entre las fuerzas políticas y un gobierno con visión estratégica de largo plazo. HONESTIDAD, TRANSPARENCIA Y PREVISIBILIDAD. 64