Hidrocarburos en Mendoza

5/10/2018 Hidrocarburos en Mendoza - slidepdf.com

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Economía de Mendoza. Análisis

Sectorial (1991-2011)

Los Hidrocarburos en Mendoza:

Características del Sector Petrolero en la

Provincia.

Profesor Titular: Lic. Francisco Leiva

Alumnas:

Lisboa, Micaela...Reg.num:16671

Espinosa, Flavia..Reg. num:17104



Los Hidrocarburos en Mendoza: Características del Sector Petrolero en la Provincia.

2 Lisboa, Micaela…………16671

Espinosa, Flavia ………..17104

El petróleo: un recurso fundamental a escala mundial

Desde finales del siglo XIX el petróleo adquirió el protagonismo en la satisfacción de las necesidades

energéticas productivas gracias a su abundancia, su bajo costo y su fácil transporte. Este recurso

constituye en la actualidad la fuente de energía más importante del mundo, prácticamente todas lasactividades económicas se sustentan en el petróleo como fuente energética. Así, para el año 2006, el

81% del consumo mundial de energía correspondió a combustibles derivados del petróleo (BP

Statistical Review of World Energy, 2007).

Merced a esto, el precio del barril de petróleo se considera un referente en el sistema energético

mundial, y sus oscilaciones afectan a dicho sistema de forma unidireccional, es decir, las variaciones

en la cotización del petróleo afectan al resto de los mercados energéticos, y no a la inversa. Además,

el mercado del petróleo forma parte vital de los mercados financieros, afectando sus variaciones a

casi la totalidad del resto de los sectores. En muchos casos, su importancia es tal que se ha

considerado como el origen de importantes conflictos políticos e, incluso, bélicos. En el último tercio

del siglo XX el precio del barril ha mostrado una tendencia creciente, cuadriplicándose su valor entre

los años 1986 y 2007. A partir del año 2001 se evidencia un incremento significativo y sostenido en

el precio que supera ampliamente los récords históricos. Actualmente, la tendencia alcista parece

haberse consolidado como un rasgo que caracteriza al comportamiento de este commodity desde

comienzos del siglo XXI. La principal causa esgrimida a la hora de explicar este significativo

encarecimiento es la fuerte declinación de las reservas de petróleo. Sin embargo, esta situación no

puede ser efectivamente probada sino que, por el contrario, existen estudios que afirman que las

reservas existentes podrían garantizar el consumo por varias décadas más. En este contexto, la

concentración de los recursos petroleros en unos pocos países y el costo de transporte y

abastecimiento deberían considerarse también parte importante del origen de este fenómeno.

Fuente: Erbes A. y Jauré M. (2008) Servicios petroleros: Morfología y desarrollo de la trama en la provincia de Mendoza .

Instituto de Industria, Universidad Nacional de General Sarmiento (UNGS), Buenos Aires.






Fuente: OPEC.

La trama productiva de este recurso es compleja e incluye diversas etapas, que podemos dividir en

grandes segmentos:

1. Exploración y Producción

2. Transporte de materias primas (crudo, gas y productos)

3. Refinación del crudo y Tratamiento del gas

4. Comercialización

Estas etapas se agrupan en dos grandes áreas: Upstream (Exploración y Producción) y Downstream

(transporte en sus diferentes modalidades, la refinación del petróleo, el tratamiento del gas y la

distribución y comercialización de los productos). Si bien las operaciones en las diversas etapas están

interrelacionadas, cada segmento de la industria del petróleo y gas utiliza procedimientos

específicos que cuentan con procesos y equipamiento diferentes.

Las operaciones de la industria de los hidrocarburos se inician con la exploración para la localizaciónde nuevos yacimientos de crudo o gas natural. Al localizarse nuevas fuentes, se perforan los pozos

correspondientes con el objeto de confirmar la presencia de petróleo o gas y determinar si las

reservas justifican la explotación. En la fase de producción, el crudo y/o el gas natural se extrae de

los yacimientos a través de los pozos perforados y se acondicionan para el transporte desde los

campos petrolíferos hasta las terminales de crudo o Refinerías y Plantas de tratamiento de gas,

mediante complejas redes de oleoductos y buques petroleros. El gas natural, previamente a ser

distribuido a los diferentes consumidores a través de los caños, es procesado en las Plantas de gas

para acondicionarlo de acuerdo con las especificaciones correspondientes. En las refinerías, los






crudos de petróleo se transforman en una amplia gama de productos, tanto combustibles como

bases para la industria petroquímica. La refinación incluye tratamientos físicos de separación de los

componentes del crudo, procesos químicos de conversión, así como de tratamiento y acabado final,

incluyendo las mezclas, para producir los productos destilados que demanda el mercado. Los

productos generados en las refinerías son suministrados al mercado a través de poliductos,

ferrocarril, camiones cisterna, tanques petroleros, barcazas, hasta parques o playas de

estacionamiento o bien directamente a los distribuidores (Estaciones de Servicio) o consumidores

(Centrales Térmicas, Industrias, Petroquímica).

Como puede observarse la compleja estructura productiva de este recurso requiere de grandes

inversiones para su explotación así como de la infraestructura necesaria para su transporte y

tratamiento. La producción de hidrocarburos y sus derivados incluye numerosas etapas en la cadena

productiva, en las cuales participan numerosos actores, generando miles de puestos de trabajo y

ocupando un lugar significativo en la economía.

El petróleo en Argentina

Los hidrocarburos constituyen un elemento fundamental de la matriz energética del país, abarcando

casi el 90% del consumo de energía productiva y doméstica.

Fuente: IDITS, en base a la Secretaría de Energía de la Nación.

42%

45%

2%1%

3%5% 2%

Composición del consumo energético de

Argentina en los últimos años

Petroleo

Gas Natural

Nuclear

Carbon

Biomasa

Hidro

Otros






Esta proporción, que varía entre un 80 y 90% para la utilización de hidrocarburos y el porcentaje

restante para otras fuentes energéticas, se ha mantenido casi constante en las últimas décadas, sin

embargo ha variado el porcentaje que corresponde al gas y el correspondiente al petróleo. En 1970

el 71% del consumo energético era de petróleo mientras que el 18% era de gas, en los años

siguientes el consumo de gas fue ganando lugar por sobre el de petróleo para finalmente

encontrarnos en el año 2008 con un 51% correspondiente al gas contra un 37% de consumo

energético de petróleo. Esta inversión en la matriz se debe principalmente a las diferencias entre

exportación e importación.






Fuente: Instituto Argentino del Petróleo y el Gas.

Tanto la producción de petróleo como la de gas han sufrido grandes caídas a partir del año 2002.

Todo parece señalar que el gran crecimiento de la rentabilidad y la falta de inversiones han dado

como resultado una merma en nuevas exploraciones y, por lo tanto, una caída de la producción total

en metros cúbicos.






Historia del petróleo en Argentina

Los inicios de la explotación petrolera estatal en Argentina se sitúan hacia fines de 1907, ante el

descubrimiento del primer pozo petrolero en Comodoro Rivadavia (Chubut) cuando, por orden del

Ministerio de Agricultura, se realizaban exploraciones en búsqueda de agua. A partir de 1922 con lacreación de la empresa petrolera estatal, Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), la actividad

petrolera queda supeditada en gran parte a la órbita estatal. A pesar de ello a lo largo de la historia

de YPF en Argentina, las políticas estatales en el sector han tenido un comportamiento pendular,

desde algunas tendientes a la provincialización y privatización hasta otras protectoras del recurso

nacional y su renta.

Es así que durante la década infame se sanciona el “régimen Legal de Petróleo e Hidrocarburos

fluidos” (Ley Nº12.161); el cual establece que los hidrocarburos son propiedad de las provincias y promueve la concurrencia de los privados y el Estado mediante concesiones y empresas mixtas

(Cortese, 2009).

De forma contraria, el Gobierno de Perón sancionó la propiedad del estado Nacional de este recurso

a través de la constitución nacional de 1949. Es importante tener en cuenta que este gobierno

organizó el funcionamiento de las empresas estatales de modo tal que hacia 1954 YPF participa en el

mercado argentino con un 60% mientras que Shell y Standard Oil lo hacían con un 30%.






A partir de la década del 60 la gestión de Frondizi y la dictadura de Onganía ratificaron la propiedad

del Estado nacional y un régimen de regalías del 12% para las provincias a través de las leyes

Nº14.773 (del año 1960) y la Nº 17319 (Régimen de Hidrocarburos). Esta última sigue vigente pero

ha sufrido tantas modificaciones posteriores que hace muy engañosa su continua mención (Cortese,

2009). Con el desarrollismo se implementan contratos directos del Estado con los privados para la

exploración, perforación y explotación, justificados por medio del autoabastecimiento (evitando la

importación) con una idea que aunque nacionalista se basaba en la ayuda del capital extranjero. Tal

tendencia fue regulada mediante la ley Nº17.319 de la dictadura de 1966 beneficiando a empresas

petroleras de capitales extranjeros.

La última dictadura militar de 1976, mediante el Decreto-Ley Nº21.778 de “contratos de riesgo”

profundiza aún más las desigualdades entre las empresas privadas e YPF perjudicando a la empresa

nacional, que fue además transformada en Sociedad del Estado.

Con el gobierno de Alfonsín se acentúan, sin dudas los proyectos de privatización del sector, pero

será el gobierno Justicialista de Menem quien dará el golpe definitivo tanto a la propiedad privada

como a la gestión estatal mediante la sanción de la Ley Nº 24145: federalización de Hidrocarburos.

Transformación empresaria y privatización del capital de YPF Sociedad Anónima. Privatización de

activos y acciones de YPF S.A. Tal ley se encarga de lo que se ha llamado la provincialización del

petróleo, es decir la transferencia indiscriminada del patrimonio nacional a las provincias incluyendo

los territorios que se encuentren situados en el mar adyacente hasta una distancia de 12 millas

marinas. Los diversos argumentos que amparaban la ley eran en su mayoría federales, con una

ingenua creencia de que se es más federal cuanta más libertad se otorga a los gobernadores para

contraer empréstitos con el extranjero de los que a posteriori no se pueden hacer cargo. Nos resulta

de fundamental importancia aclarar que la provincialización de los recursos no es más que una

forma encubierta de privatización, debido a la falta de estructuras con las que cuentan los gobiernos

provinciales, los que claramente no pueden hacerse cargo de una empresa de semejante

envergadura sino es mediante la participación de empresas extranjeras que cuenten con

infraestructura, operarios, maquinarias, etc. Como si esto no bastara, se debe tomar en cuenta las

modalidades de explotación de gestión privada, las que limitan y hasta impiden la propiedad

efectiva y los beneficios para las provincias poseedoras de hidrocarburos en explotación.

Esta década se encuentra caracterizada por la amplia participación del capital extranjero en materia

de privatizaciones que sin duda alguna fueron una política prioritaria del gobierno menemista

llevada a cabo de manera exitosa a través de los poderes extraordinarios que el Congreso le otorgara

mediante la Ley de la Reforma del Estado. Así, al culminar la década del ´90, y con el control de la






antigua YPF Sociedad del Estado por parte de Repsol se había consumado la transformación que

implica la nueva gestión de los hidrocarburos argentinos totalmente privada y netamente

oligopólica y con un alto grado de extranjerización. Tanto el personal, como las provincias y el mismo

Estado Nacional liquidaron su participación y hasta la “acción de oro” de Repsol se benefició

largamente con la compra de YPF, obteniendo enormes beneficios en un tiempo breve para los

plazos habituales en el petróleo (Cortese, 2009). Sin duda alguna, Repsol se vio beneficiada de

manera desvergonzada tanto así que pasó a ocupar un lugar importante entre las petroleras más

grandes del mundo. Las razones fundamentales que explican las ganancias son en primer lugar, que

la empresa fue adquirida casi sin hacerse cargo de sus pasivos (11.300 millones de dólares), ya que

estos fueron absorbidos en su mayoría por el Estado Nacional y Repsol sólo se hizo cargo de 2.800

millones de dólares. En segundo lugar, la continuidad de políticas económicas que favorecen el

accionar privado extranjero sin limitar el drenaje exportador, el agotamiento del recurso y la

degradación ambiental, es otro factor importantísimo a la hora de explicar el gran crecimiento de la

rentabilidad de esta empresa.

Merece especial mención el hecho de que los hidrocarburos hoy en Argentina se manejan bajo la

lógica de commodities y no de servicio público como fue el origen de nuestra Nacional YPF. De este

modo, el precio se fija en función de vaivenes internacionales y no en función de sus costos, y

además, se mantiene una lógica de corto plazo, que no tiene en cuenta las reservas disponibles a

futuro.

Siguiendo a Herrero podemos hacer un recorrido que divide a la historia de las empresas públicas en

tres periodos y que se ajusta fielmente a la trayectoria que ha seguido YPF en nuestro país. Una

primera etapa (que no tiene una fecha exacta inicial ya que las empresas fueron creadas en

diferentes años: YPF en 1922, Ferrocarriles y Gas del Estado en la década del 40, etc.) en la cual las

empresas eran efectivamente del Estado. Esto significa que las decisiones estaban concentradas en

lo público y no había cesión de la renta. La población era considerada usuaria de los servicios y había

un respeto por los trabajadores y profesionales de esas empresas. Luego, un período que se

denomina de la “patria contratista”, que puede ubicarse desde 1976 y que estuvo caracterizada

básicamente por una cesión parcial de la renta a los contratistas del Estado, aunque el patrimonio

continuaba siendo público. Y por último en la década del ´90, una etapa “privatista” donde el criterio

comercial impregna todos los servicios públicos y donde el usuario es reemplazado por el cliente.

Por supuesto que con la privatización ejercen la propiedad de los recursos naturales (aunque no

sean los titulares) y del capital empresario, los gestionan, y obtienen una porción mayoritaria de la

renta. (HERRERO, Félix: Recuperación de la nación perdida. Empresas, rentas, recursos y otros

temas”, pág. 1. )






Periodo de la Patria contratista

(1976-1979)

Período de la Patria Privatista

(Desde 1989)

Renta energética Se imponían filtraciones a la renta

pública

Privada

Rentabilidad Fijada en algunos casos en el 6 u 8% Objetivo hegemónico de las

empresas, ilimitada y sin relación

con los costos

Empresa (gestión) Pública Privada

Propiedad y uso de recursos Pública Privada

Ppales recursos naturales Bien energético Bien comercial

Servicios públicos Actividad pública al servicio del usuario

(limitada por los intereses contratistas)

Se tiende a privado (actividad

comercial y aparición del cliente)

Ingresos de las empresas Tarifa destinada a la expansión (restada

filtración contratista)

El precio tiene como principal

destino la renta y la distribución

de las ganancias

Planificación y Estadísticas Estatal a largo plazo Privada a corto plazo

Endeudamiento Negociación financiera-patria financiera Carácter no inversor

Derecho Aplicable Romano: la ley prevalece sobre el

contrato

Anglosajón: el contrato prevalece

sobre la ley

Remisión de utilidades Las utilidades se invierten en el país Se remesan al exterior favorecidas

con medidas excepcionales y

permanentes (70% de las divisas

no pasan por el BCRA)

Compre Nacional Cumplimiento de este criterio

industrialista

Compras y contratos en el

exterior. Se incrementa la salida

de divisas.

Fuente: Cortese, et al. (2009) Propiedad y explotación de los recursos hidrocarburíferos: la apropiación de la renta

petrolera, alternativas y debates hoy. Informe final. Secretaria de ciencia, técnica y posgrado. UNCuyo, Mendoza.






Rentabilidad petrolera

La renta petrolera en Argentina se distribuye entre diferentes actores que participan en el proceso

que va desde la exploración hasta la comercialización del recurso.

Estado Nacional : Históricamente fue el Estado Nacional, a través de YPF, quien se apropiaba

y redistribuía la mayor parte de la renta petrolera. Esto concluye con la privatización de la

empresa en 1993. El Estado actualmente se apropia de la renta vía impuestos a las

ganancias (35%) y retenciones sobre las exportaciones a partir del 2002.

Estados provinciales: Las regalías eran concedidas por la Nación a las provincias productoras

de petróleo. Ascienden a un 12% del valor del petróleo extraído, aunque su forma de

liquidación ha variado a lo largo de la historia. Desde 1989 las regalías se calculan una vez

descontadas las retenciones y otras deducciones. A partir de la federalización de los

hidrocarburos en el país, las provincias extractoras cobran regalías a las empresas privadas

para apropiarse de una parte de la renta. Su valor promedio sigue oscilando en el 12%.

Refinadoras

Empresas petroleras privadas: La mayoría de estas empresas son de origen extranjero, las

cuales controlan los yacimientos y extraen el petróleo. Puede calcularse la renta de las

empresas como la diferencia entre el precio de venta del petróleo (el internacional para las

exportaciones y el interno para el vendido de las refinerías) y el precio de producción

(deduciendo retenciones y regalías). De ese resultado se descuenta el impuesto a las

ganancias. En los últimos años el aumento del precio internacional del petróleo dio como

resultado un aumento indiscriminado de la renta, que ha sido independiente de la

producción y la inversión exploratoria. Así, la producción y explotación de petróleo se ha

convertido en un commodity supeditado a los vaivenes de la especulación financiera.

(Cortese, 2009)

Distribución de la renta petrolera argentina 1996-2005






Fuente: Cortese, op cit. en base a Mansilla, Diego (2007) Hidrocarburos y política energética. De la importancia estratégica

al valor económico: Desregulación y Privatización de los hidrocarburos en Argentina. CCC Floreal Gorini, Buenos Aires.

En argentina a partir del 2002 la rentabilidad anual de las petroleras (petróleo y gas) ha aumentado

alrededor de un 140%: de 1414 millones de dólares al año en el período 1991/2001 a 3000 millones

en 2003, para alcanzar los 3376 millones en el periodo 2004-2005. La devaluación de la moneda local

sumada al sostenido crecimiento del precio del barril de crudo, han determinado que las empresas

aumenten considerablemente su renta sin la necesidad de realizar inversiones en exploración o

infraestructura. Es por esto, que a pesar de esa significativa elevación de la rentabilidad, los

volúmenes de producción tanto de petróleo como de gas han declinado, con consecuencias

concretas en una crisis de abastecimiento de gas.

Fuente: IDITS, 2005. En base a IDEE/FB Fundación Bariloche

El petróleo en Mendoza

A nivel nacional Mendoza ocupa el cuarto lugar como provincia productora de petróleo (detrás de

Neuquén, Santa Cruz y Chubut), aportando en los últimos años alrededor de un 15% del total del

crudo nacional. Su importancia es menor como productora de gas, rubro en el cual ocupa el séptimo

lugar con un aporte del 3%. En relación a su capacidad de refinación de crudo, la destilería de Luján

de Cuyo es la segunda del país, luego de la de La Plata.






En la última década la producción petrolera a nivel provincial acompaña la tendencia nacional

descendente. En Mendoza en 1999 se producían 6,26 millones de m3 de crudo, mientras que en el

año 2010 ese valor se ubica en los 5,36 millones de m3, evidenciando una disminución del 16% de

capacidad productiva. De la misma forma a nivel nacional la producción de crudo ha disminuido en

un 20% en ese mismo periodo.

Fuente: Ministerio de hacienda. Subdirección de Regalías – DGR. Gobierno de Mendoza.

El siguiente gráfico nos ofrece un panorama de la producción histórica de petróleo en la provincia. El

período de crecimiento más notable en la producción de petróleo, marcado por la incorporación de

nuevas tecnologías y descubrimientos de nuevos yacimientos, se da entre 1958 y 1970. En los

periodos siguientes la producción se caracteriza por oscilar entre intervalos de inversión y

producción creciente y otros de desinversión.






Fuente: Dirección de Petróleo, Subsecretaría de Hidrocarburos, Minería y Energía, Mendoza.

Sector Minas y Canteras

El Sector Explotación de Minas y Canteras está compuesto, además del Petróleo y servicios conexos,

de la producción de materiales pétreos (ripio y arena), rocas de aplicación (yeso, caliza, arcillas, toba

volcánica, piedra pómez, granulado volcánico, etc.), minerales metalíferos (uranio) y minerales no

metalíferos (cloruro de sodio, bentonita, talco, turba, etc.). Sin embargo en nuestra provincia el 98%

de este sector lo constituye el subsector petróleo y gas y sus servicios conexos, es decir que los

valores asociados a este sector pueden utilizarse como referencia para la actividad hidrocarburífera.

Fuente: DEIE

95,4%

2,6% 1,9% 1,0%

Composición del VAB del sector Minas y Canteras.

Mendoza. 2009.

Petróleo y Gas Natural

Servicios conexos a laextracción de petróleo

y gasRocas de aplicación

Minerales no

metaliferos






Este sector de la economia ha experimentado en los ultimos 20 años una tendencia creciente en su

valor agregado favorecido principalmente por el aumento del precio internacional del petroleo.

Entre los años 1991 y 2001 el producto de este sector se mantuvo, con algunas oscilaciones, casi

constante, con un valor promedio de 700 millones de pesos. A partir del año 2002 la devaluacion de

la moneda nacional produjo un importante despege del valor agregado de este sector, alcanzando

en 2008 un récord de 2089 millones de pesos. En el año 2009 el valor agregado del sector tuvo una

caida del 2,6%, ubicandose en los 2035 millones de pesos. Esta disminucion se explica por la caida

del precio internacional del petroleo producto de la crisis economica mundial producida en 2008.

La importancia de la actividad petrolera en la provincia hacen de este sector una porcion importante

de la economia de Mendoza. El sector Minas y Canteras representa alrededor de un 15% del PBG. Su

participación también ha evidenciado un fuerte crecimiento pasando de representar entre un 8 y 9%

hasta el año 2001 a representar 14,8% de PBG en el año 2009.

Fuente: DEIE

592,8677,6

2.035

0

500

1000

1500

2000

2500

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

E n m i l l o n e

s d e p e s o s d e 1 9 9 3

Valor Agregado del sector Minas y Canteras. Mendoza. 1991-2009

8,50%

8,10%

14,80%

0,00%

2,00%

4,00%

6,00%

8,00%

10,00%

12,00%

14,00%

16,00%

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Participación relativa del sector Minas y Canteras en el PBG de Mendoza.

1991-2009






Fuente: DEIE

Fuente: DEIE

La importancia que adquiere el sector petrolero a nivel provincial, y que se evidencia especialmente

en las actividades relacionadas con la extracción, se ratifica también cuando se analiza la estructura

del producto industrial mendocino. Con una participación dentro de este último del 53,7% en el año

2009, la refinación de petróleo es la actividad industrial más importante a nivel provincial,

generando además un valor agregado cercano a los 1.500 millones de pesos anuales.

Fuente: DEIE

Con respecto a la distribución geográfica del sector, encontramos una importante concentración en

la zona Sur, fundamentalmente en el departamento de Malargüe que es donde se concentran la

mayoría de las actividades petroleras de nuestra provincia. Es en este departamento en donde se

encuentra la cuenca Neuquina, la de mayor producción en la provincia y una de las más importantes

del país.

-0,20

-0,10

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Crecimiento anual del sector Minas y Canteras. Mendoza. 1991-

2009

29,0%

53,7%

17,3%

Elaboración de productos alimenticios y bebidas

Fabricación de coque, productos de refinación

de petróleo y combustible nuclear

Otros

Participación relativa en el PBG Industrial de las principales ramas de

actividad según ventas. 2009






Fuente: IERAL, Bolsa de Comercio, Informe Anual 2010 Perspectivas 2011, Mendoza, abril 2010.

Cuencas petroleras

La producción de petróleo de la provincia se ubica en torno a dos cuencas principales. En primer

lugar la Neuquina está ubicada al sur de la provincia, en el departamento de Malargüe y es

compartida con Neuquén, La Pampa y Rio Negro. Esta cuenca es una de las más importantes del país

con una producción anual de casi 15 millones de m3 de petróleo y casi 26 millones de m3 de Gas

(2010). Acompañando la tendencia nacional descrita, esta cuenca ha evidenciado desde el año 1999

una merma en su producción de crudo del 37%. En segundo lugar, la Cuenca Cuyana, de menor

productividad, tiene como principal yacimiento a la zona de Vizcacheras, ubicada en San Carlos. Esta

cuenca, de menor superficie e importancia, tuvo una producción en 2010 de 1.882.905 millones de

petróleo y 59.000 m3 de Gas, con una merma en la producción de petróleo del 30% desde 1999.

Producción de Petróleo - Cuenca Neuquina

AñoProducciones anuales de petróleo

en m3

1999 23.789.647

2000 23.049.223

2001 22.214.634

2002 20.919.501

2003 20.034.825

2004 18.026.819

2005 16.598.914

2006 16.191.482

2007 16.392.300

2008 16.395.718

2009 15.484.059

2010 14.976.178






Producción de Gas - Cuenca Neuquina

AñoProducciones anuales de gas natural

en miles de m3

1999 25.123.995

2000 26.033.279

2001 25.880.989

2002 25.607.894

2003 29.814.394

2004 31.728.126

2005 30.501.128

2006 29.765.948

2007 29.901.655

2008 29.481.172

2009 26.970.365

2010 25.980.410

Producción de Petróleo - Cuenca Cuyana

AñoProducciones anuales de petróleo

en m3

1999 2.696.001

2000 2.468.054

2001 2.589.777

2002 2.835.551

2003 2.643.330

2004 2.373.013

2005 2.271.772

2006 2.199.395

2007 2.095.631

2008 2.023.673

2009 1.914.797

2010 1.882.905

Producción de Gas - Cuenca Cuyana

AñoProducciones anuales de gas

natural en miles de m3

1999 79.607

2000 77.041

2001 74.198

2002 81.278

2003 81.319

2004 64.406

2005 64.416

2006 62.219

2007 58.423

2008 57.900

2009 59.516

2010 59.166

Fuente: SIPG - Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.






El siguiente gráfico nos muestra la evolución de la producción total de crudo de la provincia entre

los años 1991 y 2009. Durante la década del 90, a pesar de la privatización de YPF y la

desregulación del sector, la explotación de áreas secundarias y la incorporación de nuevas

tecnologías dieron como resultado un crecimiento en la producción de petróleo. A partir del año2002 el agotamiento de las reservas y la falta de nuevas inversiones en exploraciones, producto de

la escasa regulación estatal, han producido año a año una disminución en la producción. En el año

2009 Mendoza produjo un total de 5,77 Millones de m3 de crudo.

Fuente: Ministerio de hacienda. Subdirección de Regalías – DGR. Gobierno de Mendoza


5,779

0

1

2

3

4

5

6

7

8

E n m i l l o n e s d e m 3

Producción de Petróleo en Mendoza

6,81

5,35






La producción de Gas comporta una dinámica diferente en los últimos años. A partir del año 2004 se

produce un gran incremento en la producción de gas que pese a una leve disminución en el año

2005 mantiene una tendencia creciente hasta el año 2008 para luego caer en los siguientes años,

dando como resultado en 2010 una producción total de 1 millón de m3.


Reservas petrolíferas

Las tendencias productivas decrecientes de la última década plantean una preocupación acerca de

las reservas disponibles de este recurso no renovable. Desde el año 2000 las reservas comprobadas

vienen descendiendo, ubicándose en los últimos años en el nivel de 1993/1994; y el horizonte de

reservas disminuyendo de 11 a 8,5 años aproximados, cifra similar al período 1990/92.

La situación actual de caída tanto de la extracción como de las reservas es producto de la falta de

inversiones por parte de las empresas petroleras. Analizando cifras de la empresa Repsol para la

Argentina, analistas afirman que se observa en las reservas de petróleo una caída de 45%, mientras

que en el caso del gas natural es del 63% (Cortese, 2009). La falta de regulaciones y exigencias

estatales a la exploración ha dado como resultado una disminución en el horizonte de reservas que

se ubica para el año 2007 en un poco más de 8 años de reservas disponibles.

Las empresas privadas concesionarias de la exploración y explotación hidrocarburífera han

privilegiado las ganancias inmediatas, favorecidas por el gran aumento en la rentabilidad, por sobre

los riesgos de invertir en nuevas exploraciones, dando como resultado una merma en las reservas de

0,07 0,21

1,4

1,22

1,29

1

1,531,4

1,38






hidrocarburos. La combinación de escasas inversiones en exploración, modalidades de explotación

hasta agotar pozos, elevadas exportaciones en un contexto de creciente demanda interna por el

mayor consumo de combustibles e insumos industriales, y condicionado por una matriz altamente

dependiente del petróleo, configura un panorama poco alentador. Esto da cuenta de una política

irracional desde el punto de vista del desarrollo regional, aunque altamente rentable para los

monopolios que concentran el dominio efectivo del recurso.

Reservas de petróleo y horizonte de reservas. Mendoza. 1990 - 2007

Fuente: Dirección de Petróleo - Subsecretaría de Hidrocarburos, Minería y Energía, Gobierno de Mendoza y Secretaría deEnergía de la Nación

Concentración en el sector

El sector presenta en general una elevada concentración económica, evidenciada en que son pocas

empresas las que participan de la actividad. Sin embargo la concentración varía con respecto a la

etapa o segmento de la cadena productiva total y merece ser analizada en detalle.

Extracción

La extracción de petróleo en Mendoza es realizada por veinte empresas: la española Repsol YPF; las

canadienses Vintage-Alberta y Petro Andina Resources; las norteamericanas Occidental Exploration,

Chevron-Texaco (Vitrix), Apache Petrolera Argentina, Geopark Argentina Limited (sucursal

Argentina); la brasileña Petrobrás; la asociada Petrolera El Trébol (capitales noruegos y argentinos);

las nacionales Ingeniería Alpa, Roch, Tecpetrol (grupo Techint); y las empresas locales Chañares

Herrados, Grecoil y Cía. y Tecnicagua.

La concentración económica del sector es muy alta: solo 6 compañías controlan el 80,25% de la

producción, mientras que la española Repsol-YPF controla más de la mitad de la extracción de






petróleo, a lo que se agrega el total de la refinación y más de la mitad de las estaciones de servicio

de la provincia (127 sobre 136).

El siguiente cuadro muestra la distribución de los concesionarios según cuencas y producción.

Extracción de Petróleo. Mendoza. 2008


petrolera, alternativas y debates hoy. Informe final. Secretaria de ciencia, tecnica y posgrado. UNCuyo, Mendoza.

Refinería

Las tareas de refinación de petróleo son realizadas por una única empresa que monopoliza esta

etapa de la actividad: Repsol-YPF a través de la Refinería Luján de Cuyo. Con una capacidad de

procesamiento de 7,2 MMm3/año, representa un 18,3% del total de la refinación del país.

Servicios petroleros

Además de las empresas dedicadas exclusivamente a la extracción y producción del petróleo,

debemos incluir en la cadena productiva a aquellas empresas prestadoras de servicios petroleros

(tales como instrumentación, informática y comunicaciones, higiene y seguridad industrial, servicios

petroleros en yacimiento, ingeniería y obras civiles, ingeniería y obras electromecánicas, servicios y

obras metalmecánicas, etc.) Esta actividad se trata de un negocio que, en las condiciones actuales de

funcionamiento, factura alrededor de 510 millones de pesos anuales y emplea aproximadamente






unas 5.800 personas. Los valores corresponden a la estimación de facturación anual de un conjunto

de empresas que incursionan en el territorio provincial, con una variada composición y tamaño.

El sector totaliza unas 125 empresas dedicadas a prestar los servicios de toda índole anteriormente

descriptos. En el área de Upstream encontramos un 49% de Pymes y un 50% de grandes empresas,mientras que en el Downstream encontramos una significativa cantidad de Pymes (77%), contra un

23% de grandes empresas. La concentración en esta área se visualiza al analizar el total de ventas y

su distribución por tamaño de empresa: el 96% de los servicios en Upstream está a cargo de grandes

empresas y para el caso de los servicios en el área de Downstream este porcentaje es de 82%.

Fuente: Erbes A. y Jauré M. (2008) Servicios petroleros: Morfología y desarrollo de la trama en la provincia de Mendoza .

Instituto de Industria, Universidad Nacional de General Sarmiento (UNGS), Buenos Aires

Licitación de áreas secundarias

Las áreas secundarias son parcelas que fueron manipuladas por YPF en los años 70. Con el tiempo

fueron abandonadas, dada su baja rentabilidad con respecto al precio del crudo, y finalmente

“revertidas”, es decir volvieron a manos del Estado. En la actualidad con el aumento del precio del

crudo y dada su escasez, estas áreas recuperaron su rentabilidad. En los últimos años el gobierno

provincial, basándose en el déficit de abastecimiento, puso en licitación la totalidad de estas áreas

para su puesta en funcionamiento y explotación.

La concesión es sin lugar a dudas otra medida en estudio por parte del gobierno de Jaque, imitando

el ejemplo de Neuquén, Chubut y Santa Cruz, que consta en adelantar la renegociación y otorgar una






posible prolongación por diez años a los permisos y concesiones que vencen en 2015. Al respecto

nos parece fundamental señalar que el artículo 12 de la ley 7526 establece que el Poder Ejecutivo

podrá prorrogar las concesiones “siempre que el concesionario haya dado buen cumplimiento a las

obligaciones emergentes de la concesión”. En el último año el gobierno renegocio las concesiones de

las principales áreas. La petrolera el Trébol S.A. fue la principal beneficiaria obteniendo la concesión

de cuatro de las áreas de Mendoza. La renegociación garantiza la continuidad hasta 2027 de sus

derechos sobre las cuatro áreas petroleras: Refugio Tupungato y Atamisque, en Tupungato, y Cerro

Mollar y Puesto Rojas en Malargüe. A cambio la empresa asignada se comprometió a invertir y a

explorar para elevar las reservas existentes, al tiempo que pagará cuatro puntos más (del 12% actual

al 16%) de regalías y U$S 4,2 millones en concepto de canon extraordinario.











Regalías

El gobierno provincial se apropia de una parte de la renta hidrocarburífera a través del sistema de

regalías, que constituyen en la actualidad un ingreso fundamental de los recursos corrientes del

gobierno provincial. A partir del año 2000 las regalías representan por encima del 10% de losingresos corrientes del gobierno, con un pico del 24% en el año 2002, que no se explica por el

aumento neto de regalías sino por la disminución de otros ingresos del Estado y el consiguiente

aumento del peso relativo de las regalías en el ingreso. En el año 2010 las regalías representaron el

11% de los ingresos del gobierno de Mendoza.

El pago de regalías por parte de las empresas se rige por la ley provincial Nº 7526, que en su artículo

Nº 22 reglamenta que: en el caso de las concesiones de explotación se paga un porcentaje del doce

por ciento (12%) que el Poder Ejecutivo podrá reducir hasta el cinco por ciento (5%) teniendo en

cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos; mientras que lo extraído durante el

periodo de exploración abona una regalía del quince por ciento (15%). Los fondos recaudados por

cualquiera de los conceptos son destinados a rentas generales. La Resolución Nº435/2004 de la

Secretaría de Energía reglamenta en el artículo Nº 11 el valor de boca de pozo sobre el cual sedetermina el precio de la regalía, en relación a:

a) El precio efectivamente facturado por los volúmenes vendidos, producto del intercambio.

b) La Relación de Intercambio, definida como el cociente entre el volumen recibido por

Intercambio y el producido en el yacimiento, deberá tener en cuenta exclusivamente las

calidades de los petróleos correspondientes.

c) El producto entre el precio efectivamente pagado y la Relación de Intercambio determina

el precio aplicable a la producción computable.






d) Se descontará el flete desde el punto que adquiere la condición comercial, playa de

tanques del yacimiento, cuyas regalías se liquidan hasta el lugar de entrega.

A pesar de que, como venimos describiendo, la producción de petróleo ha sufrido una fuerte

disminución en los últimos años, las regalías generadas por su explotación han aumentadoconsiderablemente. En el período 2000-2007 mientras que la producción disminuyó un 17.75% los

ingresos por regalías aumentaron un 64.22%. Esto solo puede explicarse por la intervención de otros

factores, entre los que encontramos, el aumento del precio crudo a nivel internacional y las

variaciones en el tipo de cambio en Argentina.


petrolera, alternativas y debates hoy. Informe final. Secretaria de ciencia, tecnica y posgrado. UNCuyo, Mendoza.






En el siguiente grafico observamos que la evolución de las regalías ha acompañado de forma leve la

tendencia creciente del precio del petróleo.

Fuente: Ministerio de hacienda. Subdirección de Regalías – DGR. Gobierno de Mendoza.

Con respecto a la coparticipación provincial, el artículo 1º de la ley 6396 en su inciso f) indica que las

regalías petrolíferas, uraníferas e hidroeléctricas y gasíferas a repartir entre los municipios será del

12% del total de regalías que le corresponde a Mendoza. El artículo 4 establece que el porcentaje de

regalías previstas, se distribuirán en proporción directa a la producción de cada departamento. Es

por esto que en orden de importancia en producción los departamentos de Malargüe, San Carlos,

Rivadavia y Lujan son los principales acreedores del régimen de regalías provincial.

En el último año Mendoza percibió un total del 793 millones de pesos en concepto de regalías. De

este total más del 60% corresponden a la producción de la cuenca Neuquina (Malargüe) y el restante

a la cuenca Cuyana.






Producción de crudo y regalías declaradas. Mendoza. 2010

Prod.Computable Reg.Declarada

Cuyana Mendoza Norte 1,882,900.50 264,333,405.54

Cuyana Total 1,882,900.50 264,333,405.54

Neuquina Malargüe Norte 779,475.15 105,298,698.10

Malargüe Sur 2,694,966.89 423,795,631.50

Neuquina Total 3,474,442.04 529,094,329.60

Total General 5,357,342.54 793,427,735.14

Fuente: Subdirección de Regalías – D.G.R. Ministerio de Hacienda, Gobierno de Mendoza.

Conclusión

La producción de hidrocarburos es una actividad fundamental en la provincia: aporta

significativamente al producto provincial, genera miles de puestos de trabajo y numerosas empresas

participan de la cadena productiva (explotación, industria y servicios). Sin embargo, el panorama de

la producción de petróleo, al igual que el analizado a nivel nacional, no resulta demasiado alentador.

Tanto la producción de petróleo como la de gas han sufrido importantes bajas en los últimos años

ocasionando una fuerte crisis de abastecimiento energético. El comportamiento empresarial

muestra un bajo grado de proyección e inversión a futuro. El petróleo en Mendoza al contrario de

ser explotado como un recurso estratégico nacional, es interpretado por las pocas empresas

concesionarias como un commodity de alta rentabilidad y falto de regulación por parte del Estado.

La extensión de las prorrogas y la concesión de áreas secundarias a las mismas empresas

beneficiadas anteriormente es una clara muestra de la (no) política estatal: las únicas beneficiadas

con la extracción y explotación hidrocarburíferas siguen siendo las pocas empresas mencionadas

anteriormente. Con respecto a las regalías provinciales es necesario destacar que si bien

representan en la actualidad un recurso fundamental para los ingresos corrientes de la provincia, el

porcentaje apropiado con respecto a la rentabilidad total del recurso continua siendo escaso. Sobre

todo si lo comparamos con la renta percibida por el estado en décadas anteriores, cuando la

explotación hidrocarburífera estaba a cargo del Estado Nacional.






Bibliografía:

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apropiación de la renta petrolera, alternativas y debates hoy. Informe final. Secretaria de

ciencia, técnica y posgrado. UNCuyo, Mendoza.

Erbes A. y Jauré M. (2008) Servicios petroleros: Morfología y desarrollo de la trama en la

provincia de Mendoza. Instituto de Industria, Universidad Nacional de General Sarmiento

(UNGS), Buenos Aires.

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http://www.fundarweb.org.ar/fundacion/attachments/122_petroleo.pdf

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Fuentes utilizadas:

Bolsa de Comercio de Mendoza.

Dirección de Estadísticas e Investigaciones Económicas. Gobierno de Mendoza.

IDITS. Instituto de Desarrollo Industrial Tecnológico y de Servicios.

IERAL. Fundación Mediterránea.

Secretaría de Energía de la Nación.

Subdirección de Regalías. Gobierno de Mendoza.

Subsecretaría de Hidrocarburos, Minería y Energía. Gobierno de Mendoza.

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Hidrocarburos en Mendoza