YPF, Total y PAE produjeron 2,4% menos de gas en 2018 (y una comparación "sin tarifazo"). Estas tres empresas, y en ese orden, son las principales productoras de gas, concentrando en 2018 el 69% de la producción total. En 2018, la producción sumada cayó 2,4%. Debe aclararse que el ascenso de 2016 y 2017 fue traccionado básicamente por Vega Pléyade, el mega yacimiento heredado de la gestión anterior.
Vimos que la demanda de electricidad del sector industrial y de grandes comercios terminó 2018 registrando una caída del 1,3% interanual. La diferencia respecto de 2015 es de -4%, mientras que de -3% en relación a 2013. Asimismo, y al discriminar por provincias, encontramos que el consumo industrial cayó en 2018 respecto de 2015 en 14 provincias de las 22 interconectadas al SADI (64%). Ajustamos la lupa sobre Edenor y Edesur para la misma categoría de usuarios (industriales y grandes comercios).
Esta empresa concentra el 29% del gas exportable, distribuido en 7 contratos de los cuales tiene aprobado 4. Es la mayor exportadora en volumen y contratos. Ahora bien, salvo en 2016 que creció 9,4% gracias al mega proyecto heredado de la gestión anterior, su producción cayó en 2017 y volvió a caer en 2018, ubicándose 3% por debajo de 2016. No obstante ello, se la autorizó a exportar.
Gas Cuyana. Reportó ganancias a la CNV por 588 millones de pesos (+331% interanual). En el primer semestre de 2018, ganó 544,2 millones contra 59,7 millones del ejercicio previo. En el acumulado enero a septiembre ganó 1.023 millones de pesos, una mejora del 366% contra los 219,5 millones de igual período del ejercicio anterior.
Las ventas de nafta y gasoil en 2018 cayeron 0,8% en toda la Argentina y para todos los sectores de la economía nacional. Al medir los principales combustibles, se observa que la caída fue del 4,4%, mientras que de -8% en relación a 2015.
En diciembre de 2018 respecto del mismo mes de 2016, la demanda total registrada por la distribuidora y comercializadora Edesur se desplomó un 15%. Cuando se ajusta la lupa sobre el sector residencial, se encuentra que la caída fue mucho más importante: -14%. Al comparar con diciembre de 2015, se advierte una retracción del 19%.
La producción de crudo se recuperó a nivel nacional el año pasado un 2,2%. Asimismo, la producción de la Cuenca Neuquina y de la provincia del Neuquén, de donde proviene el crudo de mayor calidad para la refinación, ascendieron 4,3% y 12,5%, respectivamente. A pesar de dicha recuperación, la refinación de petróleo nacional no para de caer: -3,7% en 2018, ubicándose 11% por debajo de los valores de 2015. En contexto histórico, se observa que los volúmenes refinados en 2018 fueron los segundos más bajos desde el 2000.
En base a datos del ENRE, a su vez recogidos por la herramienta digital del diario La Nación que permite visualizar diariamente y desde diciembre de 2016 los usuarios con servicio interrumpido para las distribuidoras y comercializadoras Edenor y Edesur, se detalla debajo, elaborado por el OETEC, una comparación en la calidad del servicio entre los segundos meses de verano de 2017 y 2019. Hallazgos (para ambas empresas): 1) La cantidad de usuarios totales afectados por cortes de luz se incrementó un 30% entre diciembres; 2) El promedio diario de usuarios con cortes de luz se incrementó un 30% entre diciembres; y 3) La cantidad de usuarios afectados en el rango de temperaturas 30° a 37° se expandió un 68%, mientras que el promedio diario de usuarios sin suministro un 94% también para este rango.
En términos de cantidades, el primer lugar lo ocupa Total Austral y el segundo, YPF. En tercero, PAE, apenas detrás de la estatal. Ya más lejos, Wintershall, la subsidiaria de la multinacional alemana BASF. Detrás, las empresas de Marcelo Mindlin (Pampa Energía) y Eurnekian (CGC). Total Austral es la productora con la mayor cantidad de contratos de exportación hasta el momento (autorizados y por autorizar). Le sigue la estatal YPF y PAE. Estas tres productoras concentran el 62% de los permisos de exportación presentados ante la Secretaría de Energía. Como novedad, vemos la incorporación de la empresa Pluspetrol S.A., cuyo pedido fue registrado el 10 de febrero.
Entre enero y septiembre de 2018, Tecpetrol se alzó con una ganancia de 2.189 millones (+338%). En cuanto a los resultados operativos, (no contemplan los pasivos financieros por la devaluación y su impacto en las deudas contraídas en moneda estadounidense), fue de 5.456 millones (+1.002%). Sin embargo, la empresa descuenta los pasivos financieros por la mega devaluación en las "ganancias". Como ya hemos señalado, no estamos de acuerdo con esta manera de informar los estados contables. De allí que, si restan por la mega devaluación, entonces tomamos los resultados por beneficios financieros. Ello termina arrojando una ganancia de 9.896 millones sobre una pérdida en el ejercicio anterior de 481,3 millones, es decir, una mejora del 2.156%. Estas son, en definitiva, las ganancias de la principal empresa subsidiada por el pueblo argentino vía sobreprecios al gas no convencional, gas que no puede pagar hace ya más de un año.
Como puede apreciarse más en detalle, y suponiendo los precios se mantengan entre 3,8 y 3,5 U$S/MMBTU, YPF exportará a un precio menor al vendido a las distribuidoras a lo largo de 2018 (promedio enero a octubre 4,182 US$/MMBTU) para uno de sus contratos. Igual para PAE y ECS.
Como puede advertirse, YPF (S.A. + subsidiarias) registró la producción negativa más alta de todas las productoras. En otras palabras, produjo 660 millones de m3 menos en 2018 respecto de 2017. Interesante resulta observar también que en dicho listado figuran: 1) Nada más ni nada menos que la segunda y tercera productoras de gas del país, Total y PAE, respectivamente; y 2) YPF, Total y PAE, empresas con caídas en 2018, concentran insólitamente un 64% de los volúmenes de exportación autorizados o en vías de autorizarse (al 9 de febrero).
El 8% de los volúmenes exportables totales caen en manos de CGC. A diferencia de PAE, YPF o Total Austral, esta empresa cuenta con una producción propia insignificante en la Cuenca Neuquina. Su negocio, por el contrario, reside en la Cuenca Austral siendo que su mayor producción es consecuencia de la Resolución 447 (subsidios al gas no convencional). Como se mencionó, la mejora de 2018 se explica gracias al Plan Gas macrista. De no haber sido por estos subsidios, la producción de CGC se hubiera desplomado -32%, quedando incluso por debajo de la de 2015 (-1,4%). Los contratos autorizados a la fecha permiten a esta empresa exportar el estratégico fluido a pesar de: una producción que aumentó por subsidios pagados por la ciudadanía; exportar desde la Cuenca Neuquina donde su producción es insignificante, siendo por tanto que deberá hacerlo desde concesiones con Wintershall, también sin producción propia. Finalmente, y como si lo anterior fuera poco, se la habilita a exportar desde la Cuenca Austral, siendo que en ella la única concesión capaz de alimentar los volúmenes comprometidos es precisamente la subsidiada por la Resolución 447, esto es, Campo del Indio Este - El Cerrito.
