Petróleo y gas natural: consumiendo reservas y el saldo comercial

La política energética oficial ha distorsionado el funcionamiento de los mercados de petróleo y gas natural. Por un lado, se han fijado precios al consumidor que no cubren los costos económicos alentando el derroche de energía y, por otro, se han castigado los precios que perciben los productores desalentando la producción y la inversión para desarrollar nuevas reservas.

La política de retenciones a las exportaciones ha sido un instrumento eficaz para incrementar el superávit fiscal manteniendo al mismo tiempo los precios domésticos disociados de los internacionales. Ello ha sido factible dada la existencia de abundantes subsidios cruzados: en las empresas, desde los saldos exportables de gas y petróleo hasta la comercialización doméstica de productos finales; y con una diversidad de subsidios al transporte desde los excedentes fiscales del Estado.

Por otra parte, la disponibilidad de petróleo barato ha llevado a las refinerías a producir a máxima capacidad, sumando el incentivo de una menor retención en la exportación de productos elaborados. En el caso del gas natural, los bajos precios y, en algunos períodos, las condiciones climáticas impulsaron fuertemente su demanda doméstica.

Los resultados de estas decisiones no se han reflejado todavía en faltantes importantes de productos en el mercado doméstico. En el caso del gas natural se ha consumido parte del stock de reservas para poder mantener una producción creciente y un saldo comercial constante. La relación reservas a producción que era de 15 años en 2002 se redujo a sólo 10 años en 2005. En cambio, en el caso del petróleo y sus derivados la relación reservas a producción no se deterioró; el ajuste se dio por una reducción importante en el saldo exportable de petróleo crudo de alrededor de 72% desde 2002 hasta 2006, medido en toneladas equivalentes de petróleo, que sólo un precio creciente en los mercados mundiales ayudó a disfrazar en los valores medidos en dólares.

Algunos números

En grandes números, la Argentina produce (estimado 2006) 33 millones de toneladas de petróleo (tep), refina 29,5 y exporta 3,5. De los 28 millones de tep de productos procesados que obtiene consume 16,5 y exporta 11,5. Para el gas natural tenemos 41,5 millones de tep de producción, de los que ingresan cerca de 37 millones a las plantas de transformación (la diferencia es el saldo neto de exportación), de donde se obtienen líquidos como el gas licuado y gas metano, que es el que llega en estado gaseoso a los usuarios finales, con una demanda de casi 30 millones de tep.

Desde el punto de vista fiscal, las retenciones representaron en 2005 más de mil millones de dólares, previéndose para 2006 unos 800 millones. Esta caída se corresponde en gran medida a la merma del saldo exportable de crudo (de 6,8 a 3,5 millones de tep), producto que paga las retenciones efectivas más altas (31%).   

¿Cómo sigue la historia?

En términos de los escenarios futuros se pueden hacer ejercicios simples que permiten dimensionar mejor el problema. Por ejemplo, si se supone que la producción de crudo y gas se reduce a un ritmo anual de 2% y el consumo crece a 3% anual, las exportaciones de crudo prácticamente desaparecen en 2008, y los saldos exportables netos de gas en 2009, para luego importar cerca de 27 millones de m3/día en 2013. En este escenario se hace imprescindible la construcción de un nuevo gasoducto desde Bolivia, que utilizaría a pleno su máxima capacidad.

No obstante ello, en 2013 se mantendría aún un excedente de refinados exportables por 5,7 millones de tep, aunque el saldo energético global será de -2,6 millones de tep, comparado con los casi 20 millones de excedente comercial en los que cerraría 2006.

Un escenario más optimista supone que la producción de petróleo se mantiene constante y la de gas ligeramente creciente. Incluso en este caso desaparecerían las exportaciones de petróleo en 2009 y el saldo comercial de gas sigue siendo ligeramente positivo en 2013.

En ningún caso se supone que se importará crudo en cantidades significativas (la variable de ajuste es el uso de la capacidad de refinación). Las empresas no importarán crudo a preciointernacional más flete para obtener derivados que pueden exportar a precio internacional menos flete y retenciones.

El crecimiento esperado de la demanda de energía, en función de la variación del PBI, augura un faltante de gasoil a mediano plazo. Este faltante es hoy día subsidiado por las empresas que tienen excedente de crudo, pero difícilmente esto pueda sostenerse si falta petróleo. Naturalmente este déficit se hará más significativo en la medida que se mantenga la tendencia declinante de producción de crudos livianos.

Cada escenario tiene asociado un resultado comercial y una recaudación por retenciones. En el primero (producción declinando), el saldo comercial cae a un ritmo anual del orden de 1.000 millones (partiendo de alrededor de u$s 6.000 millones en 2006, u$s 3.200 millones en 2009 y se vuelve negativo recién en 2013) y la recaudación se reduce en el entorno de u$s 800 millones esperados para 2006 a algo más de u$s 300 millones en 2008 y valores casi nulos en 2013. En el escenario más optimista, el saldo comercial y la recaudación caen en forma más pausada.

Conclusiones

La política energética actual ha alentado al sobreconsumo de todos los productos energéticos y castigado la producción de gas natural. Eso se ha « financiado» por dos vías: la reducción drástica en las reservas de gas y del excedente comercial de petróleo crudo. Este juego puede continuar durante algún tiempo, pero más allá de que se introduzcan paliativos en la forma de incentivos fiscales, el camino hacia una solución definitiva depende de que los precios reflejen los costos económicos (incluyendo los costos de la inversión). La Argentina pasó de tener energía abundante, confiable y a precios competitivos en los 90 a una energía mucho más barata, pero cada vez más escasa y menos confiable. El desarrollo de mediano plazo requiere, entre cosas, dar una respuesta adecuada a este problema que permita que el Estado capte la renta petrolera, las empresas recuperen sus costos y los consumidores paguen precios realistas.

(*) Daniel Artana es economista jefe de FIEL y Sebastián Scheimberg es consultor en Energía.