La provincia de Mendoza ha sido la única provincia, de las mencionadas en el presente informe -las cuatro grandes-, que no cayó en la producción de crudo. Sin embargo, debemos advertir la fortísima desaceleración en la producción: de 5,4% interanual en 2015 respecto del año anterior, se bajó a un 1,3% para 2016-2015. La diferencia en volumen del primer período fue de 236.894 metros cúbicos, contra 58.775 en el segundo. Nuevamente, el desempeño de YPF como operadora parece haber jugado fuerte en la tendencia decreciente: de 186.209 m3 cayó a 64.979 (un 35% de caída).
Las distintas cuencas gasíferas proveerán al sector residencial en 2017 cerca de 10.000 millones de metros cúbicos de gas natural. Al calcular la diferencia entre los precios del gas en boca de pozo correspondientes a 2015 con los del corriente año (al mes de abril), encontramos los siguientes valores promedio. Si a los promedios de las diferencias de cada cuenca los multiplicamos por los volúmenes que cada una de ellas aportará al sector residencial en el año (total 10.000 millones de metros cúbicos), arribamos pues a la conclusión que las petroleras recaudarán unos 799,8 millones de dólares adicionales. Esto, claro, no contempla el próximo ajuste de la tarifa previsto para después de las elecciones
El encarecimiento de los precios de la energía, como en otros países de Europa a la vanguardia "verde", obedece en altísima medida a los costos adicionales implicados en la incorporación de energías eólica y solar. EE.UU., Alemania, España, Dinamarca, entre infinidad de otros casos, se van desprendiendo de la frustrada revolución "verde". La última, nación aquí analizada, pretende dejar de seguir financiando las energías del viento y del sol, más aún cuando no ha podido desembarazarse del carbón (los combustibles fósiles explican el 40% de la generación eléctrica) a pesar de cuatro décadas de inversiones y multimillonarios subsidios a dichas tecnologías. Ahora bien, ¿atentará Dinamarca por ello contra su propia industria "verde"? De ninguna manera: el exceso de equipamiento eólico y solar se dirigirá a la periferia. Y es allí donde aparece en toda su magnitud el Plan RenovAr, negociado pensado para importar masivamente este tipo de tecnologías. Los aerogeneradores daneses invadirán pues y, en principio, la provincia de Chubut, jurisdicción que ha tenido (¿casualidad?) el peor desplome petrolero y gasífero desde 2012. YPF, y que tampoco es ninguna casualidad, se encargará de facilitar las importaciones.
Juan José Aranguren, el CEO-ministro del Grupo Shell en el Poder Ejecutivo Nacional. Firmó la Resolución 212 luego de la audiencia pública del año pasado y firmará la nueva resolución con motivo de la audiencia de marzo de 2017. El Grupo Shell es el segundo importador de gas natural de la Argentina y nuestro primer proveedor de GNL. ¿Conflictos de interés? A esta altura del partido ningún "conflicto", sólo "intereses".
Fue tras la renacionalización de YPF SA cuando en la Argentina se puso en marcha el proyecto de exploración y explotación de hidrocarburos "no convencionales" (shale) más ambicioso del país. En 2013, YPF SA logró establecer una sociedad para explorar y explotar Vaca Muerta en conjunto con Chevron. Ese año, la compañía de bandera nacional como operadora del área Loma Campa - Loma La Lata Norte comenzó el proyecto piloto para explorar el shale oil de la cuenca neuquina. Con un importante caudal de inversión inicial, traccionó la industria hidrocarburífera generando nuevos puestos laborales y derramando en impuestos nacionales y provinciales. En 2014, un año más tarde de iniciado el proyecto piloto exploratorio, este yacimiento se convirtió en el principal productor de petróleo de la Argentina y en el principal desarrollo "no convencional" (shale) del mundo fuera de Estados Unidos. El "boom" de Vaca Muerta prosiguió a lo largo de 2015, a pesar de la caída del precio internacional del barril de petróleo. En tan solo dos años de inversión y trabajo (2014 y 2015), YPF SA en sociedad con Chevron logró incrementar en un 22% la producción de petróleo.
Señor Aranguren, favor indicar la nación a la que apunta convertirnos hacia fines de 2019 en cuanto a nuestro consumo energético primario per cápita. El promedio de las 10 últimas naciones/regiones implica una reducción del consumo del orden del 70%. Tomar la decisión de avanzar en sentido inverso, esto es, en dirección a los países "serios" implicaría un incremento del 33% si lo que se desea es igualar el promedio de las 10 primeras naciones/regiones. Entre ellas, las subdesarrolladas, desindustrializadas y atrasadas: Canadá, América del Norte (excluyendo México), EE.UU., Noruega, Finlandia, Australia y Suecia.
En 2016, la participación de mercado de YPF a nivel comercialización de combustibles (medido en m3) se contrajo un 4% interanual, contra un incremento de Shell del 12%, seguido de Petrobras (5%) y Axion (3%).
En las audiencias públicas del gas, la posición de las dos partes encontradas, ciudadanos y empresas, coincidieron en la cuestión de fondo: el tarifazo carece de la más absoluta justificación. La paradoja sin dudas sienta un precedente jurídico que la Corte Suprema no puede soslayar. Si las petroleras no justifican los nuevos cuadros tarifarios y la ciudadanía, agobiada por un salvaje ajuste estructural, los rechaza de plano, entonces preguntamos a los magistrados del máximo tribunal: ¿Harán algo al respecto? Y mientras esperamos que la Corte Suprema emita alguna opinión al respecto, desde OETEC exigimos al PEN aplique el ARTICULO 38 del Decreto 1172/2003 de "Acceso a la Información Pública" en toda su dimensión, es decir, que en su resolución final de acuerdo a las opiniones vertidas en la audiencia pública del 10 de marzo del corriente explique de qué manera ha tomado en cuenta las opiniones de las empresas petroleras YPF, Total y PAE en relación a sus notables avances y logros alcanzados entre 2012 y fines de 2015, así como su impacto en los niveles internos de producción de gas, inversiones, ahorro y sustitución de importaciones sin mediar el más mínimo incremento del precio del gas en el PIST y su traslado a la tarifa del servicio público. Obviamente que exigimos lo mismo para la Resolución 212 ya publicada -relacionada a la audiencia pública del año pasado-.
El CEO-ministro logró que YPF redujera su tasa de crecimiento interanual de crudo de 4,4% (2015-2014) a 0,8% (2016-2015), la menor desde su renacionalización en 2012; en materia gasífera, logró una desaceleración de casi tres puntos porcentuales: de 10,2% entre 2015-2014 a 7,6% entre 2016-2015.
En materia gasífera, la cuota de mercado de YPF fue del 23% en 2012. A fines de 2015, su participación había ascendido al 30%, gracias a un espectacular incremento de su producción, tal y como se aprecia del gráfico que sigue. De igual forma que con el petróleo, la desaceleración de la producción de este combustible esencial para el país fue la mayor desde 2012, a pesar del incremento exponencial del gas en boca de pozo durante 2016 y la recomposición parcial del precio internacional del crudo.
Sobre la audiencia pública del gas y lo sucedido con PAE: a) La recuperación notable de la producción de petróleo desde 2012 y de gas desde 2013. b) En 2014, la producción de ambos hidrocarburos pasa a ser positiva por primera vez desde 2011. La recuperación en materia de gas natural, insumo importado por la Argentina, pasa de una variación interanual de -10% a 0,3%. Es a esta notable recuperación que se refiere Freyre. c) En 2015, la producción de gas y petróleo da un nuevo salto en relación a 2014, alcanzando prácticamente los niveles de 2011. La variación interanual es del 16% para el gas natural y del 5% para el petróleo. Como fuera señalado por Freyre, el espectacular repunte gasífero fue una consecuencia directa del Plan Gas que, no sólo mejoró la producción, sino que además permitió compensar la declinación natural de yacimientos "con los nuevos desarrollos del gas no convencional y también parte del offshore". d) Por último y no menor, obsérvese lo sucedido en 2016, primer año de gestión macrista y con tarifazo a cuestas, flexibilización laboral, reapertura exportadora y quita de retenciones a las exportaciones de crudo: la performance de PAE se vino en picada. La tasa de crecimiento de la producción de gas se redujo a la tercera parte, mientras que la producción de petróleo se desplomó, ubicándose por debajo de la de 2015. Si bien no podemos corroborar que tales comportamientos fueran parte de las diapositivas expuestas por Freyre, sí podemos decir que fueron omitidos en su alocución.
Para el mismo mes de agosto, solamente los deciles 8, 9 y 10 (ingresos total familiar superiores a 25.000 pesos) destinarán por debajo del 2% de sus ingresos al pago de los servicios energéticos. En diciembre de 2015, los diez deciles caían debajo de dicho porcentaje. Para el mes de octubre, la Pobreza Energética se habrá acentuado para los mismos 129.303 hogares del decil 1, estando a 5 puntos porcentuales de padecer Pobreza Energética Extrema. Y para el mes de octubre también, 245.007 nuevas personas estarán a apenas 2 puntos porcentuales de sufrir Pobreza Energética.
A tono con la caída de la producción nacional de petróleo y especialmente con la desaceleración de YPF en el plano nacional, en la provincia del Neuquén la petrolera renacionalizada en 2012 desaceleró su crecimiento del 8,5% en 2015 al 6,0% en 2016, la menor tasa de crecimiento desde su recuperación. La producción neuquina (total empresas) que en 2016 representó el 21% del total nacional se desplomó, pasando del 0,3% (2015-2014) a -3% (2016-2015).
El Grupo Shell actúa en los siguientes niveles del sector energético nacional: 1) producción de energía primaria (petróleo y gas natural); 2) oferta interna de energía primaria (importación de gas) para consumo final; 3) producción de energía secundaria (gas por red, gas licuado y combustibles líquidos derivados del petróleo); y 4) oferta interna de energía secundaria (importación de gas por red, comercialización de gas licuado y combustibles líquidos derivados del petróleo) para consumo final. El gas natural es, a su vez, insumo principal de la generación térmica al participar con el 82% del combustible utilizado, siendo que la termoelectricidad representó el 66% de la generación total de electricidad (febrero de 2017). Como puede apreciarse, la subsidiaria Shell de la que Aranguren fue CEO durante una década (renunció el 30 de julio de 2015), participa en absolutamente todos los niveles del mercado ampliado de la energía, sea directa como indirectamente (a través de su Casa Matriz, el Grupo Shell, del que Aranguren fue accionista hasta septiembre del año pasado). ¿Conflictos de interés? Ya no hay más "conflictos", sólo "intereses".
A diferencia de la producción petrolera y su desplome del 3,8% entre 2016 y 2015, la producción de gas para el mismo período se incrementó 4,9%. Sin embargo, y a pesar de la cifra -y de la diferencia en relación al crudo- ni el Presidente de la Nación ni ningún otro funcionario del Poder Ejecutivo celebraron la noticia. ¿Estarán esperando la audiencia pública del 10 de marzo? Es probable, desde que podrían justificar el "beneficio" de los nuevos cuadros tarifarios del gas. Este Observatorio, no obstante, aventura otra explicación: tras diez años de estudios y construcción, el yacimiento Vega Pléyade (Cuenca Marina Austral, ubicado en la provincia de Tierra del Fuego), comenzó en febrero de 2016 a producir gas y apalancó el crecimiento de la producción nacional.
