Las consecuencias de la privatización del sistema energético argentino Septiembre de 213
Objetivos del gobierno: Desregulación progresiva e integral de la actividad ; Generar un mercado de libre competencia en todos los segmentos que refleje los valores internacionales ; El Poder Ejecutivo entendía que el proceso de eliminación de la intervención del Estado devendría en un crecimiento de la producción de hidrocarburos, incremento de las reservas del país y equitativa participación en la distribución de la renta petrolera. Para ello, se sancionaron cuatro decretos clave: 1.55/89 1.212/89 1.589/89 2.778/9 Hidrocarburos
Energía eléctrica En 1992 se sancionó la Ley N 24.65 de privatización del sistema de energía eléctrica y configuración de su marco regulatorio (N 1.398/92) Se buscaba: Privatizar, a través de la desintegración vertical y horizontal, tres empresas públicas que estructuraban la base de la cadena eléctrica: SEGBA (generación, transporte y distribución de energía eléctrica) Agua y Energía Eléctrica (generación, transporte y distribución de energía eléctrica) HIDRONOR (generación y transporte de electricidad. Represas)
Gas natural En 1992 se privatizó Gas del Estado (Ley N 24.76 y su decreto reglamentario N 1.738/92) Se subdividió en: * Dos sociedades transportistas (norte y sur); * Ocho unidades de distribución monopólicas con diversas jurisdicciones de operación.
Objetivos de la reforma del sistema energético Daniel Montamat: Con la desregulación de la industria petrolera y con la desintegración vertical de la industria gasífera y eléctrica, el sector energético pasó a depender de señales de precio de mercado Eliminar el carácter sistémico del complejo energético a partir de la segmentación y la configuración de unidades productivas independientes. Transformar el recurso estratégico en una mercancía: el mercado internacional resolvería escenarios de escasez o abundancia. Orientar las inversiones en función de las señales de precios
El capital privado tendió a realizar inversiones en función de alcanzar una alta rentabilidad de corto plazo. Hidrocarburos: 1) Desde 1996 comenzaron a caer las inversiones en exploración a niveles cercanos a un tercio de los realizados bajo el período estatal, centrándose en las áreas petroleras. 2) El motor del crecimiento de la producción: Petróleo: mercado externo. Gas natural: centrales térmicas y mercado externo Refinación: se mejoró la calidad de los productos sin ampliar la capacidad instalada Generación de electricidad: 1) se relegaron las grandes obras hidroeléctricas y de energía atómica. 2) Fuerte ampliación en térmicas fósiles: gas natural (en el decenio de 199), diesel oil (desde la década de 2).
1987 1988 1989 199 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 Desregulación y eliminación del sistema energético 6 5 Evolución del consumo aparente, la extracción, exportación y coeficiente de exportación de petróleo, 1987-211 (en millones de m3 y %) Exportaciones, en millones de m3 (eje izq.) Extracción, en millones de m3 (eje izq.) 41,4 49 Consumo aparente, en millones de m3 (eje izq.) Coeficiente de exportación, en % (eje der.) 35,6 45 4 35 4 41 25, 33 3 25 3 2 25 14,6 14,7 16,8 2 15 1,3 1 1,5 5 Fuente: Elaboración propia en base a información de la Secretaría de Energía.
7 6 Evolución del consumo aparente, la extracción, de la exportacción y del coeficiente de exportación e importación de gas natural, 1983-21 (en miles de millones de m3 y %) Exportaciones (eje izq.) Extracción (eje izq.) Coef. de exportación, en % (eje der.) Consumo aparente (eje izq.) Coef. de importación, en % (eje der.) 13,2 14, 52 15,2 16 14 5 46 12 4 9,1 37 1 3 2 24 4,6 3,4 5,2 8 6 4 1 2,,5 211 21 29 28 27 26 25 24 23 22 21 2 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 1992 1991 199 1989 Fuente: Elaboración propia en base a información de la Secretaría de Energía y el IAPG.
18 16 14 12 Evolución de los pozos de exploración terminados de petróleo y gas natural en Argentina y de los gastos en exploración sobre ventas de YPF, 1989-211 (en cantidad y porcentaje) Otras empresas privadas YPF SE (hasta 199); YPF SA (1991-1998); Repsol-YPF (1999-211) % de gastos en exploración de YPF sobre ventas netas 4,2 Promedio 199-21: Pozos totales: 89 Pozos YPF: 45 Pozos otras empresas: 44 Gastos en exploración: 2,7% 74 Promedio 22-211: Pozos totales: 48 Pozos YPF: 11 Pozos otras empresas: 37 Gastos en exploración: 1,3% 5, 4,5 4, 3,5 3, 1 15 2,6 2,5 2,5 8 1,7 2, 6 1,4 1,3 1,5 4 57 51 1, 2 21 19,7,5 83 91 9 1 6 17 1989 199 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 Convertibilidad Posconvertibilidad Fuente: Elaboración propia en base a información de la Secretaría de Energía y Balances de YPF.,
1.4 1.2 Evolución del total de los pozos terminados, de los terminados de exploración y la relación entre ambos, promedio por décadas, 197, 198, 199, 2 (en cantidad y porcentaje) Total de pozos terminados (exploración, avanzada y explotación) Pozos de exploración terminados Participación de los pozos exploratorios en el total de pozos terminados (%) 17 1.66 1.258 2 18 16 1. 8 14 867 938 13 14 12 672 1 6 9 8 4 6 2 4 124 113 117 99 46 Década 196 Década 197 Década 198 Década 199 Década 2 Fuente: Elaboración propia en base a la Secretaría de Energía y al IAPG. 4 2
Consumidas Remanentes Desregulación y eliminación del sistema energético 9 Evolución de las reservas de petróleo y gas natural en función de las incorporaciones en campos descubiertos antes y después de 199, 199-24 (en millones de m 3 ) Incorporación por descubrimientos de campos desde 199 (MMm3) 7 Incorporación sobre campos descubiertos antes de 199 (MMm3) Reservas a diciembre 199 (MMm3) 5 3 1-1 -3-5 -7 24 23 22 21 2 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 1992 1991 199 24 23 22 21 2 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 1992 1991 199 Petróleo Fuente: Elaboración propia en base a Cruz (25). Gas natural
1. 9 8 7 6 34 773 Evolución de las reservas comprobadas de petróleo y gas natural y horizonte de reservas de ambos hidrocarburos, 1988-21 (en millones de m3, miles de millones m3 y años) 579 Reservas comprobadas de petróleo, en millones de m3 Reservas comprobadas de gas natural, en miles de millones de m3 Horizonte de reservas de petróleo Horizonte de reservas de gas natural 778 4 35 3 25 5 488 2 4 3 2 14 362 25 18 1 335 32 1 15 1 1 7 5 21 29 28 27 26 25 24 23 22 21 2 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 1992 1991 199 1989 1988 Convertibilidad Posconvertibilidad Fuente: Elaboración propia en base a la Secretaría de Energía y el IAPG.
35 Evolución de la potencia instalada por tipo, 1989-211 (en GW) Eólica y solar Nuclear Hidráulico Turbina de Vapor 3 Turbina de Gas Motores Diesel Ciclo combinado 25 2 15 1 5 211 21 29 28 27 26 25 24 23 22 21 2 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 1992 1991 199 1989 Fuente. Elaboración propia en base a la Secretaría de Energía
7 6 5 4 3 65, Contribución al crecimiento de la potencia instalada de generación eléctrica por fuente 56,7 1989-21 22-211 Entre 26 y 211 ENARSA amplió el 7,5% de la potencia instalada en motores diesel y turbinas de gas 3,8 Fuente térmica 1989-21: 68,9% 22-211: 91,1% 2 17,9 16,4 1-1 Ciclo combinado -2,6 Motores diesel 7,3 Turbina de gas -,8 2,1 Turbina de vapor 6, Hidráulico,2,8 Otros (nuclear, eólica y solar) Fuente: Elaboración propia en base a estadísticas de la Secretaría de Energía.
Reducción de las inversiones en exploración (principalmente de gas natural); Fuerte caída de reservas y producción de gas natural por la maduración de los yacimientos; Nula ampliación de la capacidad instalada de las refinerías; Se amplió la potencia instalada en generación de electricidad en base a gas natural (y en segundo lugar, gas oil); Resultado: mayor dependencia de la matriz energética sobre estos combustibles en un contexto de importante escasez. Consumo primario de energía, 1988, 22 y 211 (en porcentajes 1988 22 211 Diferencia (211-22) Gas natural 4,1 47,4 52,2 12,1 Petróleo 46,6 39,7 33,2-13,4 Energía hidráulica 3,5 6,1 4,2,7 Nuclear 3,6 2,7 3,5 -,1 Otros primarios 6,2 4, 6,9,7 Total 1, 1, 1,, Fuente: Elaboración propia en base a estadísticas de la Secretaría de Energía.
Para dar respuesta a la caída de la producción y al incremento del consumo energético, se ampliaron notoriamente las importaciones, al punto de que en 211 emergió el déficit comercial energético. Evolución de las importaciones de los principales combustibles, en millones de dólares corrientes y porcentaje (23, 211 y mayo 213) 23 211 Eneromayo 213 Contribución al crecimiento, 23-211 Gas oil 93 4.4 1.423 44,1 Gas natural licuado 1.927 1.147 21,7 Fuel oil 1.45 156 11,8 Gas natural gaseoso 2 571 937 6,4 Total combustibles seleccionados 95 7.547 3.662 84,1 Total Combustibles y lubricantes Argentina 55 9.413 4.562 1, Saldo balanza energética 4.867-2.784-2.129 Total importaciones de la Argentina 13.851 73.937 29.571 Participación productos seleccionados en el total de importaciones de Combustibles y lubricantes (%) 17,3 8,2 8,3 Participación de Combustibles y lubricantes en el total de importaciones del país (%) 4, 12,7 15,4 Fuente: Elaboración propia en base a información del INDEC.
Consecuencias de la reestructuración en el sistema energético La desarticulación del sistema energético generó unidades de negocio independientes que, por señales de precios, tuvieron estrategias contradictorias en términos sistémicos. *Mercado primario hidrocarburífero: operó en virtud de criterios de corto plazo: subexplorando, sobreexplotando los yacimientos y sobreexportando los recursos. Agotamiento de pozos con caídas de productividad y producción. Fuerte caída de reservas. En 213 YPF revirtió la caída de crudo -no la del país- pero no pudo generar incrementos en gas natural -en el país en 213 cae al 7% respecto de 212; *Sector secundario: No se ampliaron las refinerías y en 27 se llegó al máximo de capacidad instalada. *Generación de electricidad: Se consolidó principalmente el gas natural como fuente principal por el rápido retorno de la inversión. Rol de Enarsa en los 2.
Consecuencias de la reestructuración en el sistema energético En 24 entra en crisis el modelo energético privatista como consecuencia de los desequilibrios estructurales propios del diseño: * Diferencias crisis de la década de 198 con la actualidad. * La desvinculación del sistema energético del modelo económico propiciado en la década de 199 implicó que el modelo energético no pudiera dar respuesta ante el fuerte crecimiento del país; * El segmento hidrocarburífero presenta tendencias decrecientes en producción y reservas * Para paliar la escasez de energía local se debió importar crecientes volúmenes de combustibles; * Esta creciente importación de energía se presenta como un posible factor vinculado a la emergencia de la restricción externa.
El nuevo escenario En 212 se sancionó la Ley de expropiación del 51% del capital social de YPF S.A. y se firmó el decreto que permitió reinstalar la regulación pública en el sector hidrocarburífero. *YPF representa el 36% del mercado de petróleo y 25% del de gas natural. *De ahí que el nuevo esquema regulatorio debería contribuir a genera un cambio no solamente en YPF S.A. sino en el conjunto de los actores que operan en el sector.