Como fuera adelantado por este Observatorio a finales de julio (ver bibliografía), se registró en el mes de junio una fortísima desaceleración de la demanda para este sector, fiel reflejo de la recesión y la atrofia progresiva del mercado interno, al pasar de 5,3% de crecimiento a 0,04% (estancamiento) interanualmente. Pues bien, tomando el trimestre entre junio y agosto, vemos que del estancamiento se involucionó a una caída del 1,2%. Y más grave aún: la demanda se ubicó 3,1% debajo de la de 2015 y 0,2% menor que la de 2013. La transitoria recuperación de 2017 ya es historia. A la recesión y a las políticas de ajuste que están siendo profundizadas, súmese el tarifazo del gas y la electricidad. No por nada hasta la UIA reclamó, en la última audiencia pública (septiembre), suspender los incrementos previstos.
Hallazgos (actualizado al 28 de septiembre de 2018)
1) Cuatro productoras: CGC, PAE, Wintershall y Total Austral.
2) Ocho contratos en total. Total Austral (1), CGC (2), Wintershall (2) y PAE (3).
3) Dos cuencas involucradas: Cuenca Neuquina y Cuenca Austral.
4) Dado que el volumen promedio mensual producido en 2017 fue de 3.781 millones de m3, y que los volúmenes totales de exportación ascienden a 3.149 millones de m3, al momento se han comprometido exportaciones equivalentes a un 85% de la producción promedio mensual de 2017.
5) El precio piso promedio es de 3,83 US$/MMBTU, mientras que el tope promedio de 4,36 US$/MMBTU. El promedio entre ambos es de 4,09. Si multiplicamos este valor por las cantidades de exportación (trasladadas a MMBTU), el monto comercializado por las cuatro compañías rondará los 460 millones de dólares.
6) Methanex absorberá un 61% del total exportado (en volúmenes). Colbún S.A., un 28% y AGESA S.A. 12%.
7) El gas exportado a Methanex procederá de dos áreas. La primera y mayoritaria, es la denominada Cuenca Marina Austral - 1 (CMA-1), jurisdicciones de la Provincia de Tierra del Fuego y del Estado nacional. Esta concesión, operada por Total Austral, es propiedad del consorcio integrado por la francesa, PAE y Wintershall. La segunda, no especificada, pertenece a la empresa CGC y está ubicada en la Cuenca Austral (Provincia de Santa Cruz).
8) El gas exportado a Colbún S.A. será provisto por CGC, PAE y Wintershall. Para la primera, el recurso, según figura en la solicitud de permiso de la propia empresa, es "Gas propio y/o de terceros en Cuenca Neuquina -Aguada San Roque y Lindero Atravesado- y/o Gas propio en Cuenta Austral, indistintamente". Para la segunda, será de "Aguada San Roque y Lindero Atravesado - Cuenca Neuquina". Y para la tercera, "Gas Propio en Cuenca Neuquina - Aguada San Roque y Aguada Pichana Este".
9) El gas exportado a AGESA S.A. será provisto por PAE y provendrá de "Aguada San Roque y Lindero Atravesado - Cuenca Neuquina".
10) PAE es la primera exportadora en cantidades, con un 35% del total comprometido al momento. Sigue Wintershall, con un 25%; luego CGC, con un 24%; y Total Austral con un 15%.
Sin sobreprecios a Rocca y Eurnekian la producción enero-julio hubiera caído. Este Observatorio encontró que, de no haber sido por las resoluciones 46 y 447, la producción de gas nacional hubiera caído en 2018. Dichas resoluciones, ahora a punto de ser eliminadas según recientes trascendidos oficiales, subsidiaron con dinero de la ajustada y humillada ciudadanía las concesiones de los magnates referidos, a la sazón socios del régimen neoliberal en el poder. A decir verdad, la ciudadanía, padeciendo tarifas de servicios públicos impagables desde hace un año, es obligada ahora a pagar sobreprecios a estas dos productoras. En efecto, un gas de Vaca Muerta cuyo precio (3,5 US$/MMBTU) develado por Iguacel, lo pagamos 7,5 US$/MMBTU para las concesiones de Tecpetrol y CGC que ingresaron en dichas normativas.
Expansión del servicio público de gas en Córdoba se redujo entre 2015 y 2017 un 39%, a pesar del tarifazo por supuesto. Al primer semestre de 2018, seguía por debajo de 2015, igual período, un 22%. La licenciataria de distribución en la provincia es Gas del Centro, propiedad de Nicolás Caputo, entre otros apellidos.
Sumando lo ganado por ambas distribuidoras entre enero y julio de 2018 respecto de 2017, vemos que la mejora fue del 465% (204 millones a 1.153 millones).
Asimismo, comparando las ganancias totales de 2017 (1.359 millones de pesos) con el correspondiente a los primeros seis meses de 2018 (1.153 millones) se aprecia claramente que entre las dos llevan ganado al mes de julio un 85% de todo lo ganado en el año anterior. De continuar con esta tendencia, y a la que deberán aplicarse los incrementos en los cuadros tarifarios a partir de octubre, el mínimo de ganancias para 2018 será de 2.306 millones de pesos, esto es, un 70% superior a la de 2017. ¿Se entiende por qué decidieron en marzo de este año -incluso antes de la confirmación del veto de Macri al proyecto de ley de Emergencia Tarifaria- repartirse en calidad de dividendos todo lo ganado en 2017?
YPF S.A. explicó el 58% de los volúmenes positivos entre los primeros siete meses de 2014 y 2015. Le seguía PAE con el 22%, GyP del Neuquén y Petrobras con el 8% y 6%, respectivamente.
Tres años más tarde, vemos que Tecpetrol (Techint) explica el 78%, seguida por Pampa Energía (Mindlin) con el 8%, la estadounidense ExxonMobil con el 4%, PAE y Vista Oil con 3% y 2,1%, respectivamente. ¿E YPF? Un paupérrimo 1,5%.
Se aprecia la desmejora progresiva de YPF en lo que va de 2018. El promedio de variación (involución) para los períodos seleccionados es de -1,8%. Nótese la diferencia abismal con las variaciones para iguales meses correspondientes a 2015. Entonces, el promedio de expansión fue del 14,2%.
¿Qué hubiera pasado con la producción de no haberse subsidiado (bajo resoluciones 46 y 447) Fortín de Piedra (Tecpetrol), Campo del Indio Este - El Cerrito (CGC) y también Estación Fernández Oro? La producción hubiera caído 0,9%.
Con el régimen neoliberal la apertura indiscriminada batió récord de importaciones de combustibles, las cuales mensuradas a nivel consumo interno condujeron a un empeoramiento de la autosuficiencia. En efecto, entre 2015 y 2017, el peso de las importaciones de nafta y gasoil en la demanda del mercado interno de estos mismos insumos pasó de 8,7% a 11%; en cuanto a la demanda en estaciones de servicio, de 12% a 15,5%. La tendencia se acentúa en 2018: Entre enero y julio, las importaciones de combustibles (nafta, gasoil, aerokerosene y aeronaftas) crecieron 14% respecto de igual período del año pasado. Respecto del 2015, mismos meses, ascendieron un 45%.
La petrolera propiedad de Paolo Rocca más que duplicó su producción, al saltar de 844,8 millones de m3 (MMm3) a 1.722 MMm3. Ello fue posible gracias a los subsidios (sobreprecios) estatales pagados a la empresa en el marco de la Resolución 46.
Entre enero y julio, las importaciones de combustibles (nafta, gasoil, aerokerosene y aeronaftas) crecieron 14% respecto de igual período del año pasado. Respecto del 2015, mismos meses, ascendieron un 45%. La fuga de dólares energéticos ya roza los 1.000 millones de dólares. Medidas las importaciones en los montos erogados, se observa un incremento para los primeros siete meses del 50%, al pasar de 602,4 millones de dólares el año pasado a 901,1 millones. La diferencia en relación a 2015 es de un 59%.
De acuerdo a un informe publicado por OETEC a fines de agosto "¿Exceso de gas? Porque así lo quisieron. El caso de la paralización del GNEA" (ver bibliografía), un 60% del volumen exportado a Methanex hubiera podido destinarse a 755.555 usuarios residenciales y comerciales de las provincias de Formosa, Chaco, Misiones, Corrientes, este de Salta y norte de Santa Fe. Hablamos de las provincias y regiones afectadas por la decisión del régimen neoliberal de paralizar el proyecto del Gasoducto del Noreste Argentino -ahora directamente descartado- desde su mismísima asunción en diciembre de 2015. Al analizar los contratos de exportación autorizados a la fecha, hablamos de un volumen total comprometido de 1.917 millones de m3, el cual de no mediar restricciones de abastecimiento será enviado a Methanex desde el gasoducto Cóndor (Santa Cruz) - Posesión (Chile) durante un período de 21 meses, a razón de 3 millones de m3 diarios.
A pesar de dos años y medio de incremento del precio del gas en boca de pozo, tarifazo y precarización laboral para los trabajadores petroleros del Neuquén, los resultados son evidentes y, por cierto, pésimos. De un crecimiento del 8,5% en 2015, a un 7,6% en 2016, para desplomarse al 2,7% en 2017. Así hasta 2018, cuando por fin se hizo presente la tan celebrada pero artificial recuperación. Como probamos en informes anteriores (ver bibliografía), la mencionada recuperación obedeció con exclusividad a los sobreprecios pagados a Rocca (Tecpetrol) y Eurnekian (CGC) en el marco de las resoluciones 46 y 447. En el caso de la provincia del Neuquén, la concesión Fortín de Piedra (Tecpetrol), nacida de la Resolución 46, explica que la producción de la provincia no haya terminado creciendo un paupérrimo 0,6%. Es decir, desplomado del 8,5% en tiempos de kirchnerismo a 0,6% después de dos años y siete meses de gestión neoliberal.
Festeja el crecimiento de la producción de petróleo el régimen neoliberal en lo que va de 2018. No es para menos: se trata del primer resultado positivo luego de los desplomes de 2016 y 2017. Sin embargo, un dato censurado: la producción en 2018 (primeros siete meses) es un 9% inferior a la de 2015. Los resultados siguen siendo insólitos dado el incremento espectacular del precio internacional del barril, así como la estampida de los precios de los combustibles a nivel mercado interno. Evidentemente, ninguno de los dos factores fue suficiente para posicionar la producción de crudo por encima del último año de "populismo energético". La anarquía de mercado puede más. Como sea, y recordando la enfermiza costumbre de compararse con el 2015, por cierto, aplicada al gas (ver imagen), con el crudo no estaría resultando del todo conveniente hacer lo mismo.
La producción de YPF S.A. cayó 2,1% entre enero y julio de 2018. Es la peor caída desde el año de su renacionalización. Cabe resaltar que no hemos analizado el comportamiento de la empresa descontadas las incorporaciones de los mega yacimientos Río Neuquén y Aguada de la Arena (ex Pampa Energía) a partir de noviembre de 2016. De hacerlo, la caída sería aún más aguda.
