Para evaluar la gestión de Alieto Guadagni al frente de la Secretaría de Energía durante la presidencia de Duhalde, tomamos los meses completos, es decir, desde marzo a julio de 2002. Durante esos cinco meses, la extracción de crudo se redujo un 0,8% pero la exportación aumentó un 1,9% en relación al mismo período del año anterior, pese a la preocupación oficial por limitar las exportaciones. Por esa razón el coeficiente entre exportación y extracción de petróleo pasó del 34 al 35%.
Asimismo, la extracción de gas natural disminuyó más bruscamente, un 9,4%, así como su exportación, un 4%. Con todo, el porcentaje de exportaciones sobre extracción aumentó del 12 al 13%.
En materia de refinación se verifica una caída importante de la producción. El procesamiento de crudo retrocedió un 7,3%, la elaboración de gasoil un 11,4% y la de nafta súper un 15,2%. A su vez, la exportación de ambos combustibles cayó fuertemente, un 43,9% en el caso del gasoil y un 15,7% en el caso de la súper.
En promedio, el 99,5% de los fluidos utilizados en el fracturamiento hidráulico se componen de agua fresca y arena. El 5% restante son aditivos químicos de uso habitual en el día a día. A continuación una tabla con los detalles de los compuestos.
La capacidad instalada no aprovechada por Petrobras explica que no fuesen elaborados a lo largo del período en estudio 587.887 m3 de gasoil en Eliçabe y 782.225 m3 en San Lorenzo, es decir, un total de 1.370.112 m3. El impacto de tal política tuvo especial incidencia en 2009 y 2010 cuando se dejaron de producir 543.323 m3 y 418.707 m3, respectivamente. La cantidad total de gasoil que Petrobras no produjo pese a que contaba con la capacidad para hacerlo supera ampliamente la importación total del período y hubiera arrojado un excedente de 213.445 m3 entre 2007 y 2013.
A partir del desprendimiento de la refinería San Lorenzo, la participación de Petrobras en el mercado se redujo notablemente: 6,5% en 2012 y 2013. En 2013 incrementó su producción un 3,5% respecto al año anterior (369.119 m3) pero no le permitió cubrir sus ventas pese a que retrocedieron un 0,6% (376.128 m3). De modo que la empresa optó por importar este combustible, al igual que en 2007 y en 2008. Compró 27.929 m3 de súper proveniente de EE.UU., al mismo tiempo que exportó 14.000 m3 a Paraguay y Uruguay. En 2007 también realizó una operación similar: importó 16.165 m3 y exportó 19.518 m3. De mantenerse la tendencia de elaboración y ventas, todo hace suponer que Petrobras se convertirá en una petrolera importadora de nafta súper en los próximos años.
Los números del ex secretario de Energía, Daniel Montamat.
1) En cuanto a petróleo, la extracción cayó un 3,9% mientras que la exportación aumentó un 3,1%. Fue exportado nada menos que el 36% del crudo extraído, una relación exportación/extracción que se incrementó un 7,4% respecto al año anterior. Las reservas retrocedieron un 3,2% pero el horizonte de reservas mostró una leve mejoría (0,8%), dada la caída de la extracción.
2) En cuanto a gas natural, la extracción aumentó un 5,8% pero en función de un incremento notable de las exportaciones: 37,3%, impulsadas por la apertura de las ventas al mercado brasileño. Repsol YPF inició la exportación de gas a Brasil desde la provincia de Neuquén a través de un gasoducto de 1.700 kilómetros de extensión para alimentar, en principio, una usina eléctrica (Clarín, 19 de agosto de 2000). El ducto Paraná-Uruguayana fue construido por las empresas Transportadora de Gas del Norte (TGN) y Transportadora de Gas del Mercosur (TGM), ambas con los mismos accionistas: la ítalo-argentina Techint, Compañía General de Combustibles (CGC, del grupo Soldati), TransCanada (que vendió su parte a la francesa Total, aunque aún no concretó la transferencia), la malaya Petronas y la norteamericana CMS. La previsión era que Argentina envíe 2,8 millones de m3 diarios a la central de Uruguayana (La Nación, 19 de agosto de 2000).
De esta manera, el 10,4% de la extracción de gas del año 2000 fue exportada a los mercados de la región, aumentando la relación exportación/extracción casi un 30%. Las reservas se incrementaron un 3,9% pero el horizonte de reservas disminuyó un 1,7%. Cabe destacar que mientras se seguían abriendo proyectos de exportación de gas, se contaba con un horizonte de reservas de 17,3 años, suficiente para garantizar el abastecimiento interno por un largo tiempo pero no así para convertir al país en un exportador neto de este recurso estratégico y no renovable.
3) En cuanto a la perforación, los pozos de desarrollo aumentaron un 85,6% y los pozos de exploración un 66,7% pero en relación a 1999 que fue el peor año de la década (sólo 492 y 30 pozos, respectivamente), como resultado del descenso de la cotización internacional del barril de petróleo.
4) En cuanto a refinación, el procesamiento de crudo se redujo un 12,7% y la súper apenas un 0,3%. En cambio, la producción de gasoil aumentó un 3,2%.
5) En cuanto a potencia instalada, únicamente se registra un aumento del 22,6% de ciclo combinado, redundando en un incremento total del 4,6%.
5) Por último, la generación eléctrica bruta aumentó un 10,8% y la importación un 12,7%. La oferta total de generación para el mercado interno se incrementó un 5%. El dato más relevante es el aumento sideral de la exportación de energía eléctrica: 457,6%. Al menos el 20% de la electricidad exportada había sido generada por centrales térmicas que se alimentan de gas natural.
En síntesis, se verifica un fuerte perfil exportador de petróleo, gas y electricidad en el marco de la "comoditización" de estos recursos estratégicos para el desarrollo económico de cualquier país. Precisamente, la condición de posibilidad del proceso de "comoditización" era la desvinculación del sector energético del resto de la economía, su transformación en un área de negocios para las operadoras privadas autonomizado del aparato productivo. Bajo el influjo desindustrializador del modelo neoliberal, la actividad económica demandaba cada vez menos energía. A su vez, la economía argentina ya se encontraba en recesión: el PBI retrocedió 0,8% en 2000 respecto a 1999. La crisis terminaría por estallar en diciembre de 2001.
Producción de gas natural. Provincia de Neuquén. En el análisis de la variación porcentual entre Febrero de 2014 y Febrero de 2013, se obtuvieron los siguientes resultados. De las principales empresas solamente YPF S.A. y Petrobras Argentina incrementaron su producción gasífera: 11,1% y 7,4%, respectivamente; mientras que las restantes empresas del grupo mostraron significativas declinaciones: 13,2% Pluspetrol S.A., 11,4% Apache Energía y 8,8% Total Austral. Las demás empresas en conjunto señalaron una caída de 1,9%.
La Argentina figura en su ranking de Índice de Riesgo Energético de origen Socioeconómico (IRES) en la posición número 32, la tercera mejor ubicación para un país latinoamericano (detrás de Trinidad y Tobago, y México) y la quinta mejor ubicación continental (detrás de EEUU, Canadá, Trinidad y Tobago, y México).
Provincia del Neuquén. Producción petrolera. En el análisis de la variación porcentual entre Febrero de 2014 y Febrero de 2013, se obtuvieron los siguientes resultados: YPF S.A. fue la única de las principales empresas que logró aumentar su producción petrolera y de manera significativa, registrando 24,3%, mientras que las restantes empresas de este grupo mostraron las siguientes declinaciones: 22,7% Chevron Arg., 6% Petrobras Arg. y 4,6% Pluspetrol S.A.. Las demás empresas en conjunto mostraron una caída de 4,8%.
La producción de petróleo en febrero de 2014 aumentó 0,7% respecto a igual mes del año anterior. De las principales 7 compañías operadoras, solamente 3 de ellas mostraron incrementos en la producción: 7,8% YPF, 3,2% Pan American Energy (PAE) y 1,6% Pluspetrol S.A.. De este grupo de principales empresas, las que mostraron las peores declinaciones fueron: Chevron 14,4% y Petrobras 8,7%.
La producción de gas natural en febrero de 2014 declinó 1,2% respecto a igual mes del año anterior. De las principales 7 compañías operadoras, solamente YPF mostró incremento en la producción: 9,5%. Las restantes empresas mostraron las siguientes declinaciones: 13,4% Pluspetrol, 9% Tecpetrol, 4,8% Total Austral, 2,6% Petrobras, 1,3% Pan American Energy (PAE) y 5,9% el conjunto de las restantes empresas.
Se observa una ostensible tendencia decreciente. Cabe señalar que el precio de la energía eléctrica corresponde a un consumo residencial promedio de 250 KWh/mes para el AMBA. El precio del gas natural es promedio país para un consumo residencial de 42 m3/mes. Se utilizó un promedio simple del SMVM vigente en cada año.
La producción de gas natural en enero de 2014 declinó apenas 0,4% en relación a igual mes del año anterior. De las principales 7 empresas operadoras, solamente 2 de ellas mostraron incrementos en la producción: 9,2% YPF y 2,1% Apache Energía Arg. (en manos de YPF recientemente). De este grupo de principales empresas, las que mostraron las peores declinaciones fueron: Tecpetrol 9,9% y Pluspetrol 8%.
La producción de petróleo en enero de 2014 aumentó 1,1% respecto a igual mes del año anterior. De las principales 7 compañías operadoras, solamente 3 de ellas mostraron incrementos en la producción: 9,8% YPF, 4,1% Pluspetrol y 1,9% PAE. De este grupo de principales empresas, las que mostraron las peores declinaciones fueron: Chevron 10,6%, Petrobras 10% y Sinopec 9,2%.
