PRESENTE Y FUTURO DEL PETROLEO Y EL GAS EN ARGENTINA

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
 1982
 1992
 2012
Petróleo
35
43
53
Gas
52
58
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
75,3%
49,1
-34,2%
40,0
32,3
30,0
28,0
20,0
10,0
0,0
1990
1998
En el 2012 la producción cayó 4,3 por ciento.
2010
2012
7
Producción de gas (1990-2012)
(en miles de millones de m3)
60,0
50,0
52,1
-15,4%
44,1
40,0
127,8%
30,0
20,0
23,0
10,0
0,0
1990
2004
En el 2012 la producción cae el 3,1 por ciento
2010
2012
8
Reservas de Petróleo (1990 - 2011)
en millones de m
3
600
500
488
400
95%
-19,3%
394
300
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
-57,3%
600
579
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
2003-2011
Miles de MM m3
Reservas de gas:
• Al 31-12-02
• Al 31-12-11
*Disminución
663,5
332,5
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
(Promedio anual)
´80
´90
2001-2010
Año 2010
Año 2011
Año 2012
103
95
41
26
68
106
Precio del petróleo
(WTI -USD por barril)
18
20
51
80
98
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
Exploración de Gas y Petróleo (1980 - 2010)
Promedio anual de pozos explorados por década
120
90
95
100
Pozos Explorados
Pozos
80
Barril
80
80
70
60
51
50
60
40
41
40
18
30
20
26
Precio Petróleo WTI
103
20
20
10
0
0
´80
´90
´00
2010
Década
Fuente:
RELACION INVERSA?
13
INCORPORACION ANUAL DE
NUEVAS RESERVAS
1992-2011
Años
Petróleo
(millones m3)
1992/98
1999/02
2003-11
65
48
32
Gas
(miles millones m3)
45
39
13
Fuente: Daniel Montamat
14
PRODUCTIVIDAD POZOS
PETROLEROS Y GASIFEROS
1994-2012
Años
1994
2002
2012
Productividad por pozo
Petróleo
Gas
(miles m3/año)
(millones m3/año)
5,4
4,7
3,3
86,4
85,3
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
 2007
 2008
 2009
 2010
 2011
 2012
(2006-2012 en miles de millones de dólares)
Superávit
Comercial
Energético
(a)
(b)
12,3
6,1
9,8
2,6
12,6
3,5
16,9
3,8
11,6
2,0
10,1
-2,8
12,7
-2,7
%
(c) = b/c
49,6
26,5
27,8
22,5
17,2
-27,7
-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
Campo y MOA 40,0
Industria
-30,9
Energía
3,5
TOTAL
12,6
2013
55,8
-38,0
-6,5
11,3
Incr.
+15,8
-7,1
-10,0
-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
2009
2011
2013 (7 meses)
Fuente: INDEC
4,53
3,29
1,48
0,97
18
Exportaciones e importaciones de Energía
en miles de millones de u$s - 1999 2011
9
8
Expo Energía
7
Impo Energía
6
5
4
3
2
1
2011*
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
0
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
195 Consumo Naftas
180
175 PBI
163 Consumo Gas Oli
160
140
120
100
80
60
40
89 Producción Gas
81 Reserva Petróleo
78 Producción Petróleo
49 Reserva Gas
20
0
2003
2011
20
Las 5 empresas productoras
(AÑO 2013)
Petróleo
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Incr.%
YPF
Pan American
Petrobras
Pluspetrol
Sinopec
Resto
35,9 -1,5
17,4 -13,2
6,9
-3,8
7,2
+0,5
6,8
+ 0,7
25,8 -5,1
TOTAL:
100
-4,7
Gas
1. Total Austral
2. YPF
3. Pan American
4. Petrobras
5. Apache
6. Resto
29,6 -6,1
24,6 -2,2
11,6 -13,5
8,5
-15,5
6,6 -14,4
19,1 -8,5
100 -7,2
21
Producción de petróleo por cuenca
(Primer trimestre del 2013)
Cuenca
• San Jorge
• Neuquina
• Austral
• Cuyana
• NO
TOTAL:
Miles de m3
3670
3224
452
442
142
7930
Variación %
-6,4
-3,9
-1,2
-1,8
-0,2
-4,7
Fuente: Daniel Montamat
22
Producción de gas por cuenca
(Primer trimestre del 2013)
Cuenca
• Neuquina
• Austral
• San Jorge
• NO
• Cuyana
TOTAL:
Millones m3
5531
2576
1262
856
15
10240
Variación %
-11,1
+8,3
-----26,7
-3,9
-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
o
o
o
o
o
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
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
 Producción nacional en boca de pozo
 Gas boliviano en frontera
 Fuel oil importado
 Gas oil importado
 Barco regasificador -Bahia Blanca-Escobar
 Gran gasoducto bolivariano
Dólares
3.15
10,30
17,0
21.2
16-17
?
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
Gas natural
Energía eléctrica
79 %
24 %
28 %
Fuente: Daniel Montamat (Agosto 2013)
32
TARIFAS ELECTRICAS EN ARGENTINA
EDENOR
EDESUR
 Residencial 150 KW/h
1,0
 Residencial 300 KW/h
1,0
 Industria BT
1,0
 Industria MT
1,0
EPE
EPEC
SANTA FE
4.9
5,5
2,1
1,6
CORDOBA
4,5
5,0
4,3
1,5
Fuente: Daniel Montamat ( Agosto 2013)
33
TARIFAS ELECTRICAS EN EL CONO SUR





Residencial 300KWh
EDENOR-EDESUR
1,0
Brasil
6.7
Chile
10.1
Uruguay
14.9
Perú
7,7
Industria BT
1,0
3,7
4,1
8,3
3,9
Fuente: Daniel Montamat (Agosto 2013)
34
PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES
EN EL CONO SUR.

 Argentina
 Brasil
 Chile
 Paraguay
 Perú
Nafta súper
1,0
0.93
1,16
1,38
1,12
1,28
Gasoil
1,0
0,85
0.93
1,13
1,0
1,3
Gas residencial
1,0
21,4
12,7
-
 Uruguay
 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
a) Residencial
b) Industrial
c) = a) / b)
1
2,88
0,35
Chile
12.3
8,37
1,46
Brasil
20,8
7,3
2,85
Fuente: Daniel Montamat (Agosto 2013)
36
Subsidios fiscales: económicos y sociales
(2005-2013 – millones de pesos)
• 2005
• 2010
• 2011
• 2012
• 2013
Económicos
Sociales
Totales
3353
49775
74497
99447
-
11344
26114
29089
35000
-
14697
75889
103586
134447
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
o Energía
6,3%
o Transporte 6,2%
60% medio
51,0%
56,0%
20 % más rico
42,7%
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
EQUIVALEN A 8 VECES LA AUH.
ECONÓMICOS
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 pesosAño
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
• Reducción en la producción de gas
• Disminución reservas de petróleo
• Disminución reservas de gas
17%
38%
6%
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





Térmica (gas o petróleo)
Hidroeléctrica
Eólica
Nuclear
Solar
Costo de capital por KW
(dólares)
900/1000
1800/3000
2000/2100
5000/6000
4200/4800
53
YPF BUSINESS PLAN 2013-2017
100 -DAY PLAN- AUGUST 30, 2012
(I)
Business plan
USD 37,2 Bn
USD 7,4 Bn
 Investment plan
 Annual average
(II)
Stress test-reduced external financing
USD 24,7 Bn
USD 4,9 Bn
 Cash flow generation
Shale partner
USD 4,4 Bn (12%)
Financing
USD 6,7 Bn (18%)
Internal YPF cash
flow generation USD 26 Bn (70%)
-----------USD 1,5 Bn (6%)
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
 Producción de crudo
 Reservas de gas
2,2
-2,7
-0,6
-18,0
-7,5
 Reservas de petróleo
1,0
 Producción de gas
 Producción total
 Gastos en exploración
(%)
2013
-0,7
-4,0
-1,7
-30,0
-
-
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)
China
2. Argentina
3. Argelia
4. USA
5. Canadá
6. México
7. Australia
8. Sudáfrica
9. Rusia
10. Brasil
TOTAL MUNDIAL:
Excluye tight gas.
1.
1115
802
702
665
573
545
437
390
285
245
7299
15%
11%
9,6%
9,1%
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.
II.
III.
IV.
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?
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