El nuevo mapa del petróleo en la Argentina

En mi reciente viaje por la Patagonia austral pude constatar, a lo largo del camino, el auge de la actividad petrolera y el boom comercial en las principales ciudades del sur. Esto, en contraste con la baja de la producción de crudo agregada, y la aleatoria falta de combustible a lo largo del camino.

La crisis energética, que nunca llegó definitivamente en forma amplia, tiene sus correlatos en el racionamiento y faltante de combustible, los precios “libres” en el interior –sobre todo del gas-oil-, y los cortes de energía eléctrica a residenciales e industrias, sobre una matriz energética muy gas-dependiente.

El efecto del precio internacional del crudo
La producción de crudo cayó 2.8% anual en 2007 en Argentina, llegando a 34.0 millones de m3, un 24.4% menos que los máximos de 1998, de 49.1 millones de m3. La producción de gas natural, en tanto, cayó 1.6% anual, 10.2% debajo del máximo de 2004.
La raíz del problema pasa por cambios en el marco regulatorio, y fundamentalmente por el sistema de precios internos. Los precios de los combustibles han quedado sensiblemente relegados en términos regionales: las naftas valen hasta un 50% menos que en el MERCOSUR. A esto se suman las elevadas retenciones a la exportación del orden del 60%. El impacto sobre las refinerías es evidente, y su rentabilidad en descenso. Las estaciones de bandera blanca son las más perjudicadas, y tienden a desaparecer en este esquema.

Como contrapartida, el precio internacional del crudo, que llegó a U$/bl 100 y ahora se estabilizó en U$/bl 90, ha cambiado el negocio del upstream. Es que con estos precios, la recuperación secundaria y otras técnicas de extracción ven bajados sus costos, y la producción de los yacimientos existentes es mayor.

Asimismo, se abre un nuevo espacio para la exploración, dados los menores costos cubiertos por el precio, y a pesar de los límites del marco regulatorio y del sistema de precios. De este modo se entienden los importantes descubrimientos anunciados por Pan American Energy en Cerro Dragón, en la zona de Comodoro Rivadavia, y los posibles yacimientos descubiertos en San Juan. Cabe recordar que, por ejemplo, en el año 2000 el crudo se ubicada en U$/bl 14, y en la zona de Escalante (Comodoro) llegó a pagarse hasta U$/bl 8.

Es más que probable, entonces, que en la Argentina se encuentren nuevos pozos, tal como sorprendieran los de Puesto Hernández, Neuquén, en los ’90.

Esta situación se contrapone con las distorsiones de precios internos ya señaladas. Según la ASAP, en 2007 los subsidios hacia la energía fueron de $ 8.500 M, la mitad para CAMMESA para asegurar la importación de fuel oil. Un precio interno promedio de U$/bl 32 después de retenciones afecta totalmente la operatoria del sector, sobre todo las refinerías, a cargo de empresas multinacionales. De este modo cae la producción de crudo año a año. En cambio, en el upstream hay muchos más actores, y la situación es algo diferente.

Cambios en la estructura de mercado nacional
La cuestión de fondo es quien se queda con la renta petrolera, con un crudo a estos precios y que promete seguir subiendo. La Argentina, con Bolivia, fue de los pocos países de la región que privatizaron sus empresas nacionales de petróleo, en cambio Chile (ENAP), Brasil (Petrobras), Uruguay (ANCAP), Perú (Petroperu), o Venezuela (PDVSA) no lo hicieron. Bolivia recuperó recientemente, pero por la vía de la renacionalización forzosa, los recursos energéticos.

La Argentina, en cambio, ha comenzado un proceso acordado con Repsol para una progresiva mayor participación en la empresa YPF. El ingreso del grupo Petersen por hasta el 25% es un paso que continuaría con una oferta pública de acciones de hasta el 20%, en la cual las provincias petroleras argentinas nucleadas en la OFEPHI tendrían un interés de participar en hasta un 10%. De este modo, en poco tiempo un 45% de la empresa podría ser de capitales nacionales.

Las provincias tendrán en 2017 la renegociación de las áreas en explotación, hecho que hoy, de algún modo, paraliza las inversiones en exploración y hace caer las reservas, a la vez que abre más espacio para los capitales nacionales, solos o asociados con extranjeros. Desde hace cuatro años esta vigente la nueva ley de hidrocarburos que permite que las provincias liciten áreas, tal lo establecía la Constitución de 1994. De este modo, han surgido empresas privadas, existentes o nuevas, que, en el ámbito de cada provincia petrolera, ganaron licitaciones de áreas en general secundarias. En su origen habitualmente ha sido contratistas del Estado en obra pública. Si bien pueden tener problemas de escala, el alto precio del crudo permite su crecimiento y su actividad de explotación. Las provincias, por su parte, pueden licitar áreas, y de algún modo compensan la distorsionada política de liquidación de regalías petroleras, y mucho más la de las regalías gasíferas, liquidadas a precio congelado en boca de pozo y que, en definitiva, implican menores ingresos fiscales para las provincias petroleras.
Perspectivas de la oferta de petróleo
Bajo esta realidad, las perspectivas de la oferta de petróleo de corto y mediano plazo en nuestro país son inciertas. La exploración mejorará de la mano de nuevos contratos, mejor marco regulatorio y confirmación de áreas. En el trasfondo se encuentra la cuestión del dominio de los recursos estratégicos del petróleo. El costo de una transición a un capitalismo nacional energético son las estrecheces de oferta, las distorsiones de precios, y un posible retroceso en la participación de empresas extranjeras. De esta manera, el proceso de creación de un nuevo capitalismo nacional no se diferencia mucho, en su origen, del modelo de creación y desarrollo de empresarios nacionales vigente en nuestro país desde la década de 1930.

Ernesto O Connor
Investigador, Coordinador del PAC, Departamento de Economía, UCA