Alieto Aldo Guadagni. Instituto Di Tella Convención Nacional de Acopiadores de Granos. Paraná, 18 de mayo del 2012 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 Fuente Mundo Brasil Argentina Petróleo y Gas 57% 55% 84% Otras Fuentes 43% 45% 16% Total 100% 100% 100% Fuente: British Petroleum en % Argentina es un país Líder Mundial en el Consumo de Gas 3
CONSUMO Y RESERVAS DE GAS EN EL MUNDO País % consumo gas R/P (años) Qatar 72 100 (+) Argelia 63 56 Emiratos Árabes 63 100 (+) Irán 58 100 (+) Rusia 54 76 ARGENTINA 51 7,9 Ucrania 40 50 Holanda 39 17 Arabia Saudita 38 95 EEUU 27 13 Brasil 9 29 ARGENTINA: Baja relación reservas-producción y muy alto consumo 4
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 2011: * La producción de petróleo es un 32,8 % inferior a la de 1998. En el 2011 cayó un 6,1 % y es igual al nivel de 1992. * La producción de gas es un 13,2 % inferior a la del 2004 (año de máxima producción). En el 2011 cayó 3,4% y es igual al nivel del año 2000. 5
HISTORIA DE LA PRODUCCION DE GAS Y PETROLEO (1940-2011) Año Petróleo (M de m3) Gas (Miles de M de m3) 1940 3,27 0,53 1970 22,80 7,66 2000 44,67 44,98 2004-52,40 2011 33,0 45,5 El 93 por ciento de la caída en la producción de petróleo ocurre en el periodo 2003-2011. El 100 por cien de la caída en la producción de gas ocurre en el periodo 2005-2011. 6
Producción de petróleo (1990-2011) (en millones de m3) 60,0 50,0 49,1 75,3% -32,8% 40,0 30,0 33,0 28,0 20,0 10,0 0,0 1990 1998 2011 2010 7
Producción de gas (1990-2011) (en miles de millones de m3) 60,0 50,0 52,4 40,0 127,8% -13,2% 45,5 30,0 20,0 23,0 10,0 0,0 1990 2004 2011 2010 8
600 Reservas de Petróleo (1990-2010) en millones de m 3 500 400 300 95% 488-17,8% 401 200 250 100 0 1990 1999 2010 Fuente: Secretaria de Energia. 9
Reservas de Gas (1990-2010) en miles de MM 3 1000 800 34% 777 600 579-54% 400 359 200 0 1990 2000 2010 Fuente: Secretaria de Energía Hay menos reservas de gas hoy que en 1990 10
Reservas de gas 2009-2010 Miles de MM m3 Reservas 2009 2010 Incremento % Comprobadas 378,8 358,7-20,1-5,3 Probables 156,4 132,8-23,6-15,1 Posibles 208,5 180,2-28,3-13,6 TOTAL: 743,7 671,7-72,0-9,7 Los recursos gasíferos se mantuvieron estancados durante el 2010, a pesar de los importantes anuncios públicos efectuados. Se estiman en 206,7 miles de MM m3. Las reservas totales de gas cayeron alrededor del 10% durante el año 2010. YPF redujo sus reservas en el 2011 (9,6%) Fuente: Secretaria de Energía (2012) 11
Reservas y producción de gas Reservas de gas: 2003-2011 Miles de MM m3 Al 31-12-02 663,5 Al 31-12-10 358,7 *Disminución 304,8 Producción acumulada 2003-10 402,8 Las reservas cayeron un 45,9% en los ocho años del periodo 2003-2010. Por cada m3 extraído de gas se repuso menos de la cuarta parte (24,3%), el 75,7% restante mermo directamente el stock previo acumulado de reservas. Fuente: Secretaria de Energía 12
EXPLORACION DE GAS Y PETROLEO (1980-2011) Período Pozos de exploración Precio del petróleo (Promedio anual) (WTI -USD por barril) 80 103 18 90 95 20 2001-2010 41 51 Año 2010 26 80 Año 2011 68 98 El nivel de exploración es reducido, a pesar que el precio del petróleo esta por encima de los 100 dólares. Por que?...la EXPLICACION NO ES GEOLOGICA SINO POLITICA 13
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 14
Exploración de gas 2005-2010 Año Pozos exploratorios Pozos avanzada Total 2005 10 15 25 2006 9 7 16 2007 18 9 27 2008 5 6 11 2009 4-4 2010 2 3 5 El nivel actual de exploración es muy bajo. Fuente IAPG 15
AUMENTA EL EXITO EN LA EXPLORACION? Años % de éxito 1983/1989 28 1994/1999 45 2006/2009 80 Este aumento notable en el % de éxito en la exploración no responde a mejores condiciones de la geología petrolera. Lo que ocurre es que ahora gran parte de lo que se califica como exploración, consiste en la prospección de áreas ya conocidas. Esta vigente una estrategia mucho mas conservadora que minimiza costos exploratorios por la falta de incentivos a asumir riesgos. 16
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 10,4-3,2-30,1 2012 7,4-7,4-100,0 EL SECTOR ENERGETICO DEJO DE APORTAR A LA BALANZA COMERCIAL Y YA COMIENZA (DESPUES DE MAS DE 20 AÑOS) A REGISTRAR CRECIENTES SALDOS NEGATIVOS. 17
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 18
Balanza externa energética (2010-2011 en miles de millones de dólares) 2010 2011 Incremento % Energia electrica -361-353 --- Fuel oil -87-1024 1017 Gasoil -1947-4404 105 GNL (barcos) -498-1927 287 Gas -88-442 402 Naftas +1081 +1244 15 Petroleo y otros +3266 +2770-15 TOTALES +1366-3736 ---- ENTRE 2010 Y EL 2011 LA BALANZA COMERCIAL ENERGETICA SE DETERIORO EN 5102 MILLONES DE DOLARES. Fuente: Daniel Montamat 19
Importaciones de gasoil y fueloil (2005-2011 en miles de toneladas netas) Gasoil Fueloil 2005-460 +454 2006-399 +590 2010-2608 -142 2011-3909 -1422 FUELOIL: VENDIENDO NARANJAS EN EL PARAGUAY En 2004-2011 se importó fueloil en contratos directos con PDVSA, pero al mismo tiempo se exportaba. Es así que en el periodo 2005-2010 se exportaron 7, 6 millones de toneladas y al mismo tiempo se importaron 4,8 millones de toneladas con un quebranto de costos superior a los 400 MM de dólares. En el 2011 no hubo exportaciones de fueloil. Fuente estadística: Daniel Montamat 20
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 21
Reservas de gas por empresas 2002-2009 (millones de metros cúbicos) 2002 2009 Variación % 1. TOTAL Austral 155268 120343-34925 -22 2. Pan American 60625 67493 6868 11 3. YPF 195826 61696-134130 -68 4. Petrobras 47716 27505-20211 -42 5. Pluspetrol 79856 23912-55944 -70 6. Otros 124259 77871-46388 -37 TOTAL: 663550 378820-284730 -43 En el 2002 YPF poseía casi el 30 por ciento de las reservas totales, esta proporción cae al 16 por ciento en el 2009. En petróleo YPF tiene el 20 por ciento del total. 22
Las 5 empresas productoras AÑO 2012 Petróleo Gas 1. YPF 34,3 1. Total Austral 29,0 2. Pan American 19,0 2. YPF 23,4 3. Petrobras 6,9 3. Pan American 12,5 4. Pluspetrol 6,5 4. Petrobras 9,4 5. Sinopec 6,4 5. Apache 3,9 TOTALES 73,1% 78,2% 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 ocurre con la producción en el 2012? La información disponible indica que en el primer trimestre del 2012 siguió cayendo la producción de petróleo y de gas: Gas: cayó un 0,3% Petróleo: cayó un 3,7% 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. Las provincias han adjudicado hasta la fecha, 166 áreas para exploración petrolera. Los compromisos de inversión asumidos por los adjudicatarios privados en las licitaciones provinciales, alcanzan a 1730 millones de dólares. MAS DE LA MITAD DE LAS AREAS (95) FUERON ADJUDICADAS A EMPRESAS SIN EXPERIENCIA EN LA ACTIVIDAD. En estas áreas no se ha concretado ningún descubrimiento Y EN LA MAYORIA DE ELLAS NO SE HAN REALIZADO INVERSIONES. Los nuevos actores en la actividad petrolera habían comprometido inversiones de importancia: Grupo Manzano-Vila, Cristóbal López, Lázaro Báez, Grupo Moneta. La importancia de la ley 17.319. 28
Estimulando la importación de gas? (En USD por millones de BTU) Suministro Dólares Producción nacional en boca de pozo 2,90 Gas boliviano en frontera 10,60 Fuel oil importado 19,20 Gas oil importado 23 Barco regasificador -Bahia Blanca-Escobar 14-19 Gran gasoducto bolivariano? Fuente: Daniel Montamat & Asociados y Aduana (Abril 2012) Se intentó durante el año pasado 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 29
Cual es el desfasaje entre los precios energéticos en Argentina y las referencias regionales e internacionales? Petróleo y derivados 65% Gas natural 23% Energía eléctrica 34% Fuente: Daniel Montamat (Abril 2012) 30
TARIFAS ELECTRICAS EN ARGENTINA EDENOR EPE EPEC EDESUR SANTA FE CORDOBA Residencial 150 KW/h 1,0 4,12 3,70 Residencial 300 KW/h 1,0 4,68 4,34 Industria BT 1,0 1,72 3,11 Industria MT 1,0 1,40 1,32 Fuente: Daniel Montamat (Abril 2012) 31
TARIFAS ELECTRICAS EN EL CONO SUR Residencial 300KWh Industria BT EDENOR-EDESUR 1,0 1,0 Brasil 7,32 4,17 Chile 7,33 3,58 Uruguay 11,5 4,37 Fuente: Daniel Montamat (Abril 2012) 32
PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES EN EL CONO SUR. Nafta súper Gasoil Gas residencial Argentina 1,0 1,0 1,0 Brasil 1,24 1,0 30,2 Chile 1,36 1,12 19,2 Paraguay 1,41 1,12 - Perú 1,40 1,14 - Uruguay 1,53 1,55 - Precio gasoil para el transporte de pasajeros: 0,26 Un colectivo en Uruguay paga el gasoil 6 veces más. Fuente: Daniel Montamat (Abril 2012) 33
PERSPECTIVAS DEL GASOIL. (Millones de metros cúbicos) Producción Exportación Importación Consumo 2000 12,3 2,0-10,3 2004 11,9 1,0 0,4 11,3 2010 12,9-3,1 16,0 2011 13,0-4,0 17,0 Desde el 2000 el consumo aumento un 65 por ciento y la producción apenas un 6 por ciento. Este año uno de cada cuatro litros consumidos de gasoil serán importados a precios internacionales mayores a los internos. Como no hay gas para las centrales eléctricas cada vez se utiliza mas gasoil (aunque es muy caro para ser «quemado») MAS SUBSIDIOS O MAYORES PRECIOS PARA EL GASOIL? Oportunidad para el biodiesel cuya producción se acercara a 3 millones de toneladas. 34
Tarifas de gas en el Cono Sur. (Abril 2012) Argentina Chile Brasil a) Residencial 1 19,2 30,2 b) Industrial 4,1 12,2 9,3 c) =a)/b) 0,24 1,57 3,2 Daniel Montamat (Abril 2012) 35
Subsidios al consumo energético. En el 2011 los subsidios fiscales económicos treparon un 52% sobre el nivel del año 2010 y llegaron a 75.000 millones de pesos, equivalentes a 4% del PBI. El sector energético requirió subsidios en el orden del 42.000 millones de pesos (60% mas que en el año 2010). Esto representa un 2,2 % del PBI. El sector transporte requirió subsidios en el orden de 22.000 millones de pesos (100% mas que en el año 2010). Esto representa 1,2% del PBI. Energía y Transporte demandan el 85% de todos los subsidios económicos. Por su parte los subsidios sociales fueron en el año 2011 equivalentes a 29.000 millones de pesos (apenas un 11% por encima del nivel del año 2010) Por cada peso de subsidios sociales el fisco eroga 2,5 pesos en subsidios económicos. 36
Subsidios fiscales: económicos y sociales (2005-2012 millones de pesos) Económicos Sociales Totales 2005 3353 11344 14697 2010 49775 26114 75889 2011 74497 29089 103586 2012 95000 35000 130000 Entre el 2005 y el 2012 los subsidios sociales se multiplican 3,1 veces; los económicos 28 veces y los totales 8 veces. En el 2005 los subsidios sociales eran el 77% del total de subsidios. En la actualidad son apenas el 28%. 37
Consumo de gas natural por segmento de usuarios % Incr.consumo 93/2010(%) Incr. consumo 2011(%) Residencial 24,4 62,9 5,4 Comercial 3,3 44,0 3,9 Industrial 28,0 61,3 6,0 Ind. Cerri 3,8 22,3 - Ctral.electr. 29,0 85,0 12,7 Ctral.electr. Boca de pozo 1,4 - - GNC 7,0 250,3 3,9 Entes oficiales 3,1 30,7-2,0 TOTAL CONSUMO 100,0 73,2 6,9 Fuente: ENARGAS 38
Consumo de gas natural por segmento de usuarios (Cont) A partir del año 2002 el consumo interno de gas aumento el 47 por ciento. En el mismo periodo la producción se mantuvo estancada, habiendo caído a partir del 2005. Esto explica el fuerte incremento de las importaciones de alto costo. En el 2011 aumenta fuertemente el consumo de gas para generación de energía eléctrica. La industria y el comercio representan el 35,1% del consumo total de gas y si se le suma el consumo de las centrales eléctricas tenemos casi el 2/3 del consumo total gasífero. 39
Evolución del consumo de gas 1992-2010 Incremento anual (%) 1992-2001 2002-2010 Cant.usuarios resid. 3,1 1,7 Consumo residencial 1,9 3.6 Capacidad gasoductos 5,8 1,9 Redes de distrib. gas 5,8 1,6 Fuente Santiago Urbiztondo (FIEL) Cifras de ENARGAS. En los últimos años (2002-2010) el consumo familiar de gas aumentó mas que la cantidad de usuarios, lo contrario a lo que había ocurrido entre 1992 y 2001. La capacidad de los gasoductos y de la extensión de redes de distribución también creció mucho menos entre 2002-2010 que en el periodo 1992-2001. 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
PROYECCION DEL ABASTECIMIENTO DE GAS EN EL PERIODO 2011-2014. (Volumen- Consumo año 2011=100) 2011 2014 % Producción local 80 70,8-11,5 Bolivia+GNL 20 38,5 +92,5 TOTAL 100 109,3 9,3 Se proyecta una reducción anual del 4% en la producción de gas y un 3% anual de incremento del consumo local. Las importaciones de GNL representan hoy el 20% del total del consumo, se estima que hacia el 2014 su importación trepará a mas del 35%. Tener presente que en el tercer trimestre del 2011 (invierno) las importaciones gasíferas representaron el 22% del consumo pero mas de la mitad de costo total del gas. INTERROGANTE: este sensible incremento en costos en las futuras importaciones será distribuido entre la demanda total de gas o se focalizara en algunos sectores? (ver cuadro 38) 42
LA REALIDAD DEL FUTURO INMEDIATO MAS IMPORTACIONES DE GAS (2012-2014). 1) En operación (GNL) *Bahía Blanca (ENARSA) 12 millones de m3/d *Escobar (YPF-ENARSA) 8/12 millones de m3/d 2) Proyectos: *Puerto Cuatreros (Bahía Blanca) 14 a 25 millones de m3/d. *Hacia el 2014, 1) y 2) podrán ofrecer mas de 40 millones de m3/d. 3) Otras iniciativas: *Chile, GNL de Quinteros y Mejillones *Uruguay, GNL de Montevideo (5/6 millones de m3/d) *Qatar, Golfo San Matias (Rio Negro 20 millones de m3/d) *Bolivia, nuevo acuerdo para pasar de 7,5 a 11 millones de m3/d. ESTOS INCREMENTOS EN LAS IMPORTACIONES PODRIAN LLEGAR A SIGNIFICAR QUE EN EL AÑO 2014 LAS EROGACIONES EN DIVISAS PARA IMPORTAR GAS ASCENDIERAN A 8000-10000 MM de DOLARES 43
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. 44
PANORAMA A FINES DEL 2011 (antes de la estatización de YPF) Los anuncios hechos en el 2011 son en principio, alentadores, pero recordemos que se refieren a recursos y no a reservas. Para computar como reservas a estos nuevos recursos de gas no convencional, aun falta demostrar su viabilidad técnica, ambiental y financiera. Ya concluyo un largo periodo de mas de 20 años de energía abundante, exportada y barata. En los próximos tres años (2012-2014) prevalecerá un escenario de energía escasa, importada y cara. La esperanza es que la puesta en valor de los nuevos recursos gasíferos nos permita hacia mediados de la década, eliminar la dependencia de las importaciones. En este escenario tendríamos energía abundante pero más cara. DESARROLLAR LOS NUEVOS RECURSOS GASIFEROS NO CONVENCIONALES REQUIERE NO SOLO UNA NUEVA POLITICA ENERGETICA, SINO TAMBIEN NUEVAS INSTITUCIONES, CAPACES DE MOVILIZAR GRANDES INVERSIONES DE RIESGO. 45
VEAMOS AHORA LA EVOLUCION DE YPF DESDE 1999 46
EL OCASO DE LA EMPRESA LIDER: Las dos modificaciones en el capital accionario. 1999 REPSOL (100%) 2008 Grupo Español- Australiano (25%) 47
1999: El año clave para el ocaso Pozos exploratorios gas Precio del gas USD MM BTU 1997 34 1,19 1998 19 1,09 1999 16 1,14 2000 13 1,22 2001 7 1,30 Entre 1997 y el 2001 el precio domestico del gas aumento 9 por ciento, pero la exploración en YPF cae casi el 80 por ciento. QUE PASO? Cambió el accionista controlante de YPF. 48
REPSOL e YPF en 1998 REPSOL YPF Activos 14.748 13.146 Patrimonio neto 7.310 7.209 Fuente: Balance de las Empresas (MM de dólares) Ambas empresas eran de tamaño similar. Por que REPSOL pudo entonces comprar a YPF en 1999? Porque tenia acceso al endeudamiento barato en la UE, mientras YPF sufría las debilidades del mercado de capitales argentino. Durante los años siguientes a la operación, Repsol-YPF estuvo castigada en los mercados de valores por su alto endeudamiento. Sólo en el 2005 la deuda dejó de ser un problema. (Conchita Martin, Instituto de la Empresa de Madrid, diciembre del 2006). 49
REPSOL pudo comprar a YPF pero con mucha deuda Deuda de REPSOL Variación 1998 3.534-1999 17.136 +13.602 2000 20.398 +3.262 2001 16.555-3.843 2002 7.472-9.083 2003 5.043-2.425 Fuente: CEPAL, Informe de Roberto Kozulj, julio del 2010 La deuda de REPSOL se amortiza rápidamente; contribuyen a esta reducción los fuertes dividendos girados por YPF a partir del 2001. 50
YPF controlada por REPSOL: dividendos y reservas de gas (1999-2010) Reserva de gas (BcF) Dividendos anuales Control 1999 9.705 310 Arg 2000-07 3.702 771 Repsol 2008-10 2.579 1.665 Repsol/Petersen Fuente: Balance de la empresa (millones de dólares) Los dividendos anuales crecen alrededor del 150 por ciento cuando REPSOL adquiere YPF. Cuando en el 2008 ingresa el accionista español-australiano, los dividendos crecen mucho mas y son 5,4 veces mayores a los de 1999. Entre 1999 y el 2010 las reservas gasíferas de YPF cayeron un 73,4 por ciento. En el 2011 hay una caída adicional del 9,6 por ciento. 51
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. 52
DISTRIBUCION 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). Tennaris 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. 53
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. 54
VEAMOS AHORA EL SECTOR ELECTRICO, PARA ASI PODER TENER UN PANORMA INTEGRAL DEL SECTOR ENERGETICO. 55
MERCADO ELECTRICO MAYORISTA Generación (GWH) 2002 % 2011 % Incremento% Térmico 32642 40,1 73573 60,6 125,4 Hidráulico 41090 50,6 39339 32,5-4,3 Nuclear 5392 6,6 5892 4,9 +9,2 Importaciones 2210 2,7 2412 2,0 +9,1 TOTAL 81334 100 121216 100 +49,0 CONSUMO DE COMBUSTIBLES PARA GENERACION: El de gas casi se duplico, la utilización de fueloil aumento 66 veces y la de gasoil 135 veces. 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 apenas la tercera parte en la actualidad. 56
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) 800/1000 Hidroeléctrica 1800/3000 Eólica 2000/2500 Nuclear 3800/4500 57
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. NUEVA LEY DE PETROLEO que remplace la 17319. Con reglas claras tributarias y de adjudicación competitiva de áreas para exploración. III. AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS: asistencia técnica a las provincias, auditoria y control de las concesiones, certificación de las reservas. IV. NORMALIZACION INMEDIATA DE LOS ENTES REGULADORES. 58
LA POLITICA ENERGETICA ARMONIZADA EN EL MERCOSUR PUEDE CONTRIBUIR A CONTROLAR EL CAMBIO CLIMATICO La declinación de reservas de hidrocarburos hace necesaria la diversificación de la matriz de consumo energético. Mas energía hidráulica, nuclear y renovables. Menos dependencia de los hidrocarburos. Precios retributivos para el petróleo y el gas contribuirán a diversificar la demanda y promover la conservación de energía. Políticas de apoyo al transporte publico urbano. Nueva política ferroviaria para modernizar servicios urbanos y de cargas. Expansión del transporte fluvial. Armonización en el Mercosur de regulaciones industriales y edilicias para promover la eficiencia energética. Armonización en el Mercosur de nuevos estándares técnicos para la industria automotriz tendientes a una mayor eficiencia en la utilización de los combustibles. 59
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. 60
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 concesión petrolera. 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. 61
ESTAS DOCE MEDIDAS SERAN EFECTIVAS UNICAMENTE SI SE ENCUADRAN DENTRO DE UNA POLITICA PUBLICA CONSENSUADA ENTRE LAS FUERZAS POLITICAS DEL PAIS, TENIENDO EN CUENTA QUE SU EFECTIVIDAD DEPENDERA CRUCIALEMENTE DE SU VIGENCIA MAS ALLA DEUN MANDATO PRESIDENCIAL. 62
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. 63