Evolución reciente del mercado de gasoil y su incidencia en el déficit comercial energético

VI Congreso “El futuro del desarrollo argentino” 20 y 21 de Mayo de 2015 Ciudad Autónoma de Buenos Aires

Evolución reciente del mercado de gasoil y su incidencia en el déficit comercial energético Ignacio Sabbatella CONICET-Instituto Gino Germani

1) Introducción

Argentina enfrenta actualmente un fuerte desequilibrio entre la expansión de la demanda energética y la declinación de la actividad hidrocarburífera. El desequilibrio se cristalizó en 2011 cuando se registró un déficit comercial del sector energético por primera vez en poco más de 20 años. El déficit recrudeció la restricción externa, problema estructural de la economía argentina, que se define como “la incapacidad para generar o procurarse de modo permanente y sostenido las divisas necesarias para financiar el acceso a las importaciones de bienes intermedios y de capital requeridos por el proceso productivo” (Porta y Fernández Bugna, 2011). Precisamente, el déficit comercial, sumado a otros factores políticos y económicos, llevó al gobierno argentino a impulsar la Ley Nº 26.741 de Soberanía Hidrocarburífera en 2012, la cual declaró de interés público nacional el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos. A tal fin, la ley dispuso la expropiación del 51% de las acciones de YPF S.A. -pertenecientes a Repsol-, nuevos mecanismos de regulación estatal sobre el conjunto de la actividad petrolera y la recuperación de la noción del petróleo y gas como recursos estratégicos. De esta manera se puso fin a la etapa neoliberal de la actividad petrolera (Sabbatella, 2012). Pese a que la nueva gestión pública de YPF ha logrado revertir la tendencia declinante en la producción de hidrocarburos que caracterizó a la gestión de Repsol y en 2014 logró un incremento interanual del 8,7% y del 12,5% del volumen extraído de petróleo y gas, respectivamente, el déficit comercial siguió ampliándose. Existen al menos dos factores que influyen en esta situación. El primero es que YPF maneja alrededor de un tercio del mercado de hidrocarburos y, salvo algunas excepciones, las petroleras privadas continúan declinando su producción tanto de gas natural como de petróleo. El segundo está relacionado con el desenvolvimiento del área downstream -que incluye las actividades de refinación, transporte y comercialización de hidrocarburoshabitualmente descuidado en la consideración política, periodística y académica, la cual se concentra en el potencial de los reservorios no convencionales, sobre todo de la formación Vaca Muerta, como el principal medio para recuperar el autoabastecimiento energético. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que no sólo el gas natural explica el aumento de las importaciones energéticas, sino también los derivados del crudo, fundamentalmente el gasoil. En tal sentido, la industria de la refinación es vital para el sostenimiento del crecimiento económico experimentado durante el período de la posconvertibilidad. Precisamente, el objetivo de este trabajo es analizar la incidencia del sector downstream de hidrocarburos en el déficit comercial energético. A tal fin, nos enfocaremos en la dinámica del mercado de gasoil durante el período 2002-2014 a partir de datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación (SEN) y de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA). En primer lugar, abordaremos la evolución de la demanda y de la producción de gasoil, además del intercambio comercial de este combustible. En segundo lugar, indagaremos la capacidad instalada del parque de refinación y la capacidad máxima de producción de gasoil para confrontarla con la evolución de la demanda. Por último, realizaremos un

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análisis del desempeño particular de cada una de las principales empresas con el fin de contribuir a la formulación de políticas públicas que reviertan el estado actual del área.

2) Demanda, producción y déficit

El gasoil1 es el principal producto de refinación de la Argentina si se tiene en cuenta que explicó el 29% del volumen total de lo producido en el año 2014. La expansión de su consumo en los sectores del transporte, agropecuario e industrial se remonta a décadas atrás. La novedad de la última década es el incremento de su participación en la generación eléctrica como combustible sustituto del gas natural en las centrales térmicas. Esto se debe a la declinación ininterrumpida de la extracción del fluido desde 2005 en adelante, un 21% hasta 2014. Simultáneamente, se incrementó la participación de la generación térmica en el cubrimiento de la demanda eléctrica: pasó de representar un 41% en 2002 a un 64% en 2013, según datos de CAMMESA. Ante esta situación, aumentó el consumo de fueloil y gasoil como combustibles sustitutos. En 2002 estas centrales se alimentaban en un 98% de gas natural, mientras que de gasoil apenas un 0,2%, con 15.000 m3. En tanto que en 2013 el gas retrocedió hasta un 70% y el gasoil alcanzó un 13%, en segundo lugar junto al fueloil. Ese año se utilizaron 2.593.000 m3 de gasoil, un volumen varias veces superior al de 2002. Por lo tanto, la demanda interna tuvo un fuerte crecimiento. En 2002, el volumen de venta de gasoil fue de 10.218.125 m3 mientras que en 2014 la demanda fue de 15.146.932 m3, un aumento del 48,2%2. Sin embargo, la producción local se mantuvo relativamente estable con un crecimiento de sólo el 3,2% entre ambos años, pasando de 11.169.305 m3 a 11.521.566 m3. Hasta 2007, año de mayor producción (12.915.597 m3), la elaboración tenía una tendencia creciente (a excepción del año 2005). De allí en más, la tendencia fue declinante con una caída promedio del 2% anual. En ese resultado han influido dos factores: la caída de la oferta interna de crudo liviano (sobre todo el tipo Medanito de la Cuenca Neuquina), el cual posibilita la obtención de mayores cantidades de productos livianos como el gasoil, y la desgravación impositiva de la importación de gasoil. La Ley Nº 26.022 del año 2005 autorizó a los operadores privados a importar gasoil con eximición de impuestos por un cupo de 500.000 m3 para asegurar el abastecimiento del mercado interno. En los años siguientes, la medida no sólo se repetiría en cada ley de presupuesto nacional sino que los cupos se irían agrandando hasta llegar a un cupo de 7.000.000 m3 en 2013. Algunas empresas encontraron más rentable importar gasoil que producirlo localmente. Recientemente, la Resolución Nº 34 de 2015 ha dejado parcialmente sin efecto ese beneficio. 1

En este trabajo agruparemos bajo el nombre gasoil tanto al gasoil grado 2 (común) como al gasoil grado 3 (ultra), según la tipología utilizada en las tablas dinámicas de la SEN. El Decreto Nº 74 de 1998 define al gasoil como “toda mezcla de hidrocarburos intermedios para su utilización en motores térmicos de combustión interna a presión constante (ciclo DIESEL), para el accionamiento de vehículos, maquinarias y embarcaciones, cuyo índice de cetano método ASTM D 976 o IRAM-IAP A 6682 no sea inferior a CUARENTA Y CINCO (45)”. 2 A partir de 2010, en las tablas dinámicas de la SEN se discrimina la importación de gasoil grado 2 y grado 3 de la importación de “otros tipos de gasoil” que mayormente ha venido efectuando CAMMESA. Por lo tanto, en este trabajo se tomó la decisión de denominar “demanda” a la suma de las ventas realizadas por las empresas comercializadoras y de la compra externa realizada por CAMMESA, asumiendo que esta compañía utiliza el gasoil que compra por cuenta propia para destinarlo a la generación eléctrica.

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Hasta 2004 este segmento mantenía un perfil exportador que había sido configurado durante la década del noventa, por lo cual aproximadamente el 12% de la producción local estaba destinado a la venta externa. Pero a partir de 2005, la demanda superó a la oferta y, por lo tanto, los excedentes se redujeron notablemente hasta desaparecer en 2009. Entre 2012 y 2014 se reiniciaron las exportaciones pero por un volumen prácticamente insignificante, representando el 1% de la producción local. En paralelo, las importaciones se incrementaron: el volumen de gasoil importado en 2002 fue de 350.650 m3 mientras que en 2014 fue de 3.730.231 m3, pasando por un máximo en 2013 de 4.966.301 m3 de gasoil. De manera que la cantidad de gasoil importado representa actualmente entre un 25 y 30% de la demanda interna (ver Gráfico Nº 1).

Gráfico Nº 1: producción, demanda, exportación e importación de gasoil (en m3), años 2002-2014 18.000.000

16.000.000

14.000.000

12.000.000

10.000.000

8.000.000

6.000.000

4.000.000

2.000.000

0

2002

2003

2004

2005

Producción

2006

2007

Exportación

2008

2009

Importación

2010

2011

2012

2013

2014

Demanda

Fuente: elaboración propia en base a datos de la SEN

Frecuentemente se identifica al déficit comercial del sector energético con la necesidad creciente de comprar gas natural importado. Esto es parcialmente cierto. Se trata del componente más importante de la matriz primaria de energía con una participación del 54%, según datos de la SEN. La caída persistente de la oferta local combinado con el aumento del consumo, derivó en un progresivo incremento de la importación de gas boliviano a partir de 2004, complementado con la compra de gas natural licuado (GNL) a partir de 2008 con el fin de cubrir la demanda interna. 3

La reforma neoliberal de los noventa había determinado que el sector energético se convirtiera en superavitario en función de la desregulación, privatización y “comoditización” de los hidrocarburos particularmente (Sabbatella, 2014). El sector heredó esta dinámica a pesar de la crisis de la hegemonía neoliberal en 2001 y una nueva orientación político-económica volcada a la protección del mercado interno. En consecuencia, el estado superavitario se mantuvo hasta 2010 inclusive, con un pico de 6.080 millones de dólares (MU$S) en 2006. Sin embargo, la balanza comercial del gasoil era deficitaria desde 2005, cuando arrojó un saldo negativo de casi 200 MU$S. Este monto no sería significativo hasta 2010 cuando el déficit alcanzó los 1.896 MU$S. A su vez, ese año la balanza comercial del gas natural se mostraba por primera vez deficitaria con 858 MU$S. De manera que ambos segmentos sumaban tempranamente un pesado déficit. Finalmente, el déficit total del sector de 2.784 MU$S en 2011 encendió las alarmas políticas que derivaron en la Ley de Soberanía Hidrocarburífera con el fin de recuperar el autoabastecimiento. La comercialización del gasoil tuvo un déficit de 3.711 MU$S y del gas natural 2.836 MU$S. En 2012 el déficit sectorial fue de 2.738 MU$S, similar al año anterior, el de gas natural trepó hasta 4.649 MU$S y el de gasoil se redujo a 2.601 MU$S. En 2013 los tres saldos dieron un salto negativo: el sectorial fue de 5.684 MU$S, el de gas natural 5.662 MU$S y el de gasoil 3.926 MU$S. Por último, en 2014 fueron de 6.243 MU$S, 5.835 MU$S y 2.820 MU$S, respectivamente, según datos provisorios del INDEC y de la SEN (ver Gráfico Nº 2).

Gráfico Nº 2: balanza comercial del sector energético, del gas natural y del gasoil, años 2002-2013, en miles de dólares 8.000.000

6.000.000

4.000.000

2.000.000

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

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2014

-2.000.000

-4.000.000

-6.000.000

-8.000.000 Balanza comercial energética

Balanza comercial Gas

Balanza comercial Gasoil

Fuente: elaboración propia en base a datos de la SEN y del INDEC.

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Para dimensionar aún más la erogación de divisas que implica el intercambio comercial de estos segmentos, realizamos una comparación. En 2002 las importaciones del sector energético representaban el 5,4% de la importación total del país, mientras que en el caso del gas natural y del gasoil eran cantidades mínimas. Por el contrario, en 2014 las importaciones del sector energético explican el 16,7% de las importaciones totales, mientras que el gas natural el 9% y el gasoil el 4,5%. Es decir que entre los dos segmentos representan el 13,5% de las importaciones totales y más del 80% de las importaciones del sector energético (ver Tabla Nº 1).

Tabla Nº 1: Importaciones total, del sector energético, de gas natural y de gasoil, años 2002-2014, en miles de dólares. Importación total (1) 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

8.989.546 13.850.774 22.445.281 28.686.890 34.153.682 44.707.463 57.462.452 38.786.269 56.792.578 73.937.000 68.508.000 73.656.000 65.249.000

Importación Importación % de (2) % de (3) % de (3) Importación % de (4) % de (4) del sector de gas sobre (1) sobre (1) sobre (2) de gasoil (4) sobre (1) sobre (2) energético (2) natural (3) 482.222 549.806 1.003.321 1.545.391 1.732.151 2.844.592 4.333.257 2.626.191 4.474.000 9.413.000 9.266.000 11.343.000 10.903.000

5,4 4,0 4,5 5,4 5,1 6,4 7,5 6,8 7,9 12,7 13,5 15,4 16,7

3.104 2.064 10.450 145.691 170.798 85.524 54.309 107.271 1.029.313 2.927.009 4.697.890 5.711.495 5.858.590

0,0 0,0 0,0 0,5 0,5 0,2 0,1 0,3 1,8 4,0 6,9 7,8 9,0

0,6 0,4 1,0 9,4 9,9 3,0 1,3 4,1 23,0 31,1 50,7 50,4 53,7

66.079 101.152 115.546 329.027 216.913 508.699 697.188 260.337 1.896.137 3.711.395 2.668.290 4.039.480 2.934.048

0,7 0,7 0,5 1,1 0,6 1,1 1,2 0,7 3,3 5,0 3,9 5,5 4,5

13,7 18,4 11,5 21,3 12,5 17,9 16,1 9,9 42,4 39,4 28,8 35,6 26,9

Fuente: elaboración propia en base a datos de la SEN y del INDEC.

3) Capacidad instalada

El parque de refinación local cuenta con una capacidad instalada de procesamiento de petróleo de aproximadamente 628.980 barriles por día (b/d). El 98% de esa capacidad se concentra en sólo ocho refinerías pertenecientes a seis empresas. YPF tiene tres refinerías propias que suman una capacidad de procesamiento de 322 mil b/d (51,2% del total): La Plata (189 mil barriles por día), Luján de Cuyo (108 mil b/d) y Plaza Huincul (25 mil b/d). Más atrás se ubican Shell con su refinería de Dock Sud (100 mil b/d), Axion Energy (ex Esso) con su refinería de Campana (87 mil b/d), Oil Combustibles posee la refinería San Lorenzo (50 mil b/d), Petrobras tiene la refinería de Bahía Blanca (30,5 mil b/d) y Refinor, la refinería de Campo Durán (26,5 mil b/d). Resta un grupo de 16 pequeñas destilerías que suman en conjunto una capacidad instalada de 12,9 mil b/d. El 80% de esa capacidad corresponde a tres refinerías: Refinería Neuquina, controlada por Petrolera Argentina S.A., perteneciente al Grupo

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Más Energía (5,7 mil b/d); Rhasa, alquilada por ENARSA (3,1 mil b/d); y New American Oil (1,5 mil b/d) (ver Tabla Nº 2)3. Todas las instalaciones complejas e integradas fueron construidas por YPF Sociedad del Estado (San Lorenzo, Bahía Blanca y Campo Durán, además de las otras tres mencionadas), excepto las refinerías de Shell y Axion Energy. La última de las ocho grandes refinerías en ser inaugurada fue la de Plaza Huincul de YPF en 1975. Desde la privatización de YPF en 1992 no se construyeron nuevas plantas y sólo se registran algunas inversiones para expandir la capacidad de refinación de las instalaciones existentes (De Dicco, 2014: 6), que serán detalladas en el próximo apartado. Ciertamente, esta industria se caracteriza por la presencia de costos hundidos, que no permiten recuperar la inversión sino en el largo plazo, y de importantes economías de escala –sólo a medida que aumenta la producción se reducen los costos unitarios-, dando lugar a la integración vertical (principalmente con el eslabón de comercialización, ya que en general las estaciones de servicio se identifican con la marca de las empresa refinadoras) y la concentración del mercado (Sacks, 2011: 24). No obstante, es evidente en la historia petrolera argentina que el esfuerzo inversor ha recaído mayormente sobre la empresa estatal y que el capital privado ha realizado un menor aporte de inversiones de largo plazo. Dada la débil inversión privada en la ampliación de la capacidad de refinación, el gobierno lanzó en 2008 el programa Refino Plus (conjuntamente con el programa Petróleo Plus). A través del Decreto Nº 2014 se establecían incentivos a los proyectos de construcción de nuevas refinerías de petróleo y/o ampliación de la capacidad de refinación de plantas existentes y/o unidades vinculadas a la producción de la misma. Especialmente, se buscaba incentivarla producción de gasoil y nafta súper. Para ello se implementaba un régimen de incentivos fiscales mediante el otorgamiento de Certificados de Crédito Fiscal transferibles y aplicables al pago de derechos de exportación de petróleo y derivados. La mitad del incentivo se entregaba trimestralmente en función al avance de los proyectos correspondientes y la mitad restante se comenzaba a entregar trimestralmente durante el primer año de producción. También se creaba un régimen destinado a otorgar beneficios a pequeños refinadores cuya capacidad máxima mensual de refinación sea menor o igual a 30.000 m3/mes y/o se trate de refinerías no integradas, situación geográfica lejana a los principales mercados y sin acceso directo a puerto marítimo, cuyos procesos productivos generen volúmenes significativos de productos no utilizables en el mercado local. Sin embargo, en el marco de la política de reducción de subsidios y de la incipiente confrontación pública con Repsol, el Ministerio de Planificación decidió suspender el programa en febrero de 2012 e informó que se habían incorporado hasta ese momento 14 proyectos, con inversiones por 2 mil millones de dólares, que permitirían ampliar en 2015 un 37% la capacidad de producción de nafta y un 16% de gasoil. Recibieron beneficios por un total de 351 millones anuales Esso, Petrobras e YPF (Página 12, 4 de febrero de 2012). Los incentivos previstos en el programa continuaron para las refinadoras pyme con proyectos por 1.086 millones de dólares que permitirán inyectar 1,1 MMm³/año más de gasoil en surtidores y 1,05 MMm³ extras de naftas en 20154. 3

Datos elaborados a partir de De Dicco, 2014. Entre los principales proyectos se destacaban el de Carboclor, que prevía la construcción de una nueva unidad de regeneración de ácido sulfúrico en Campana (en la provincia de Buenos Aires), que permitiría refinar 105.000 m³/año de naftas para 2015. Invertirá más de 77 millones de dólares. También el 4

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Pese a que todas estas iniciativas se concretarían este año, no contamos con datos oficiales para evaluar la marcha de las mismas. Dicho esto, realizamos un ejercicio analítico a partir de los datos disponibles: se buscó el mayor registro de producción de gasoil por refinería desde el año 1994 hasta 2014 en las tablas dinámicas de la SEN con el fin de determinar la capacidad instalada total de elaboración de ese combustible en condiciones normales de aprovisionamiento de crudo liviano. El resultado obtenido fue una capacidad máxima de elaboración de 235.766 b/d, equivalente a 13.683.363 m3 por año (ver Tabla Nº 2). Esta capacidad máxima se encuentra por debajo del mayor volumen anual de ventas registrado en 2011 con 14.210.673 m3, una diferencia de más de 600 mil m3, y apenas por encima del volumen de venta de 2014 (13.418.014 m3). El cuello de botella se transforma en déficit estructural cuando se suma el volumen importado por CAMMESA5 para destinarlo a la generación eléctrica: la demanda supera la oferta máxima posible con las instalaciones existentes desde 2007 en adelante, a excepción del año 2009. Si se toma la demanda más alta registrada en 2011 (16.531.709 m3), la diferencia se estira hasta 2.848.346 m3.

Tabla Nº 2: capacidad de procesamiento de crudo y capacidad máxima de producción de gasoil por refinería.

Refinería

Empresa

Provincia

Año de inauguración

Capacidad de procesamiento de crudo (b/d)

La Plata YPF Luján de Cuyo Plaza Huincul Dock Sud Shell Campana Axión Energy (Esso) San Lorenzo Oil Combustibles Bahía Blanca Petrobras Campo Durán Refinor Refinería Neuquina Petrolera Argentina Rhasa ENARSA NAO New American Oil Otras Total

Buenos Aires Mendoza Neuquén Buenos Aires Buenos Aires Santa Fe Buenos Aires Salta Neuquén Buenos Aires Neuquén

1925 1940 1975 1931 1911 1938 1926 1962 2012 1997 2009

189.000 108.000 25.000 100.000 87.000 50.000 30.500 26.500 5.700 3.100 1.500 2.600 628.900

% 30,1 17,2 4,0 15,9 13,8 8,0 4,8 4,2 0,9 0,5 0,2 0,4 100,0

Capacidad máxima de producción de gasoil Año 2007 2013 2007 2007 2012 2007 2008 1994 2012 2001 2014

(b/d) 61.569 63.857 8.591 29.836 30.822 17.810 11.823 6.928 197 2.331 402 1.600 235.766

Fuente: elaboración propia en base a datos de la SEN

emprendimiento de Refinor, que estaba instalando una planta de hidrocracking para incrementar la producción de gasoil y de naftas en su planta de Campo Durán, en Salta. El proyecto, que debería estar listo en 2015, requirió un desembolso de 66,8 millones de dólares. Refinadora Neuquina, del grupo Más Energía, invirtió más de 100 millones de dólares para agrandar una refinería en Plaza Huincul. E incluso, preveía encarar una apuesta mayor: un desembolso de 498,7 millones de dólares para construir una nueva destilería en Cutral Co, que le permitiría sumar una oferta de 475.000 m³/año de gasoil y 252.000 m³/año de naftas (Revista Petroquímica, 27 de junio de 2012). 5 Creada en 1992 tras la desintegración y privatización del sector eléctrico, la empresa tiene a su cargo el despacho técnico del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y se compone de un capital accionario que se divide en cinco: una parte correspondiente al Estado nacional y cuatro a asociaciones civiles que nuclean a los agentes que operan en el mercado eléctrico mayorista (Grandes Usuarios, Generadores, Transportistas y Distribuidores).

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4) Situación por empresa

Retomando los datos recabados en la Tabla Nº, procederemos a analizar la evolución de la producción, venta, exportación e importación de las principales empresas en el período 2002-2014. YPF tiene una participación cercana al 60% del mercado de gasoil. Sumando sus tres refinerías, la capacidad máxima de producción de gasoil de YPF es de 134.016 b/d o 7.778.017 m3 por año. Debe tenerse en cuenta que en 2010 se puso en marcha un nuevo horno de Topping III en la refinería de Luján de Cuyo que incrementó en 400 m3/d la capacidad instalada de procesamiento de crudo, pasando de 16.775 m3/d a 17.175 m3/d (De Dicco, 2014: 7). Su mayor producción de gasoil se registró en 2006 con un volumen de 7.518.048 m3, cifra cercana a su capacidad máxima. Durante los primeros años de la gestión de Repsol hasta 2004 se generaban saldos exportables. Sin embargo, desde 2007 en adelante la producción declinó y en 2014 la nueva gestión con control estatal logró revertir la tendencia6. Los 6.807.653 m3 elaborados ese año representan el 87% de la capacidad máxima. En cambio, las ventas de la empresa a partir de 2010, a excepción de 2012, superaron no sólo la producción anual sino también la capacidad instalada de gasoil. Por esa razón, la compra de gasoil importado se ha incrementado en los últimos años, alcanzando un pico de 1.261.586 m3 en 2013 (ver Gráfico Nº 3). En definitiva, aunque la empresa lograra elevar su producción de gasoil al 100% de su capacidad no lograría cubrir su propia demanda pero sí reducir sustancialmente sus importaciones. En el mediano plazo debería prever la posibilidad de invertir en la ampliación de su capacidad de producción de gasoil con el fin de cubrir su propia demanda.

Gráfico Nº 3: producción, venta, exportación e importación de gasoil de YPF, años 2002-2014 (en m3)

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Cabe recordar que el 2 de abril de 2013 las instalaciones de La Plata fueron afectadas por un severo temporal, el cual determinó el incendio y consecuente afectación de las unidades de Coke A y Topping C en dicha refinería. En términos operativos, el incidente mencionado afectó en forma temporal la capacidad de procesamiento de crudo de la refinería, la cual dejó fuera de servicio la totalidad del Complejo durante algunos días. En este orden, durante los 7 días posteriores al suceso se logró restablecer aproximadamente 100 mil b/d de la capacidad de procesamiento mediante la puesta en marcha de dos unidades de destilación (Topping IV y Topping D). La unidad de Coke A quedó fuera de servicio en forma definitiva y la unidad de Topping C se puso en marcha nuevamente a fines de mayo. La empresa informa en sus Estados Contables Consolidados al 31 de diciembre de 2014 que continúa la construcción de una nueva unidad de coque en esta planta, que implicará una inversión de aproximadamente US$ 800 millones (el importe total desembolsado al 31 de diciembre de 2014 fue de US$ 646 millones), que sustituirá la unidad dañada en el incidente ocurrido en abril de 2013. La empresa espera que este proyecto sea completado en 2016. Disponible en http://edicion.ypf.com/inversoresaccionistas/Lists/InformacionFinanciera/EE.CC-Consolidados-al-31-122014.pdf

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9.000.000

8.000.000

7.000.000

6.000.000

5.000.000

4.000.000

3.000.000

2.000.000

1.000.000

0

2002

2003

Producción

2004 Venta

2005

2006

Exportación

2007

2008

Importación

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Capacidad máxima de producción de gasoil

Fuente: elaboración propia en base a datos de la SEN

Axion Energy, empresa controlada por Bridas Corp. -cuyo capital societario está conformado en partes iguales por Bridas Energy Holdings Ltd. (de los hermanos Bulgheroni) y la petrolera china CNOOC International Ltd-, adquirió en 2012 los activos de la refinería de Campana que operaba ExxonMobil bajo la marca Esso. Al tomar posesión de la refinería, la empresa anunció un plan de inversiones que tenía como meta incrementar un 50% la elaboración de naftas y un 60% la de gasoil, aunque se desconocen los montos y el cronograma del plan (De Dicco, 2014: 7). En el segmento del gasoil tiene una participación de mercado de casi el 15% y su producción máxima se registró en forma reciente, en el año 2012, con 30.822 b/d o 1.793.735 m3 por año. Desde el año 2010 sus ventas han crecido en forma sostenida – con una leve caída en 2014- por encima de la capacidad máxima de producción. Actualmente la demanda supera entre un 10 y 15% la oferta máxima que puede poner en el mercado por lo cual cubre la diferencia con combustible importado (ver Gráfico Nº 4). Ante esta situación, resulta razonable que la empresa eleve su capacidad instalada a través de las inversiones anunciadas.

Gráfico Nº 4: producción, venta e importación de gasoil de Axion (Esso), años 2002-2014 (en m3)

9

2.500.000

2.000.000

1.500.000

1.000.000

500.000

0

2002

2003

Producción

2004

2005

Venta

2006

2007

Importación

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Capacidad máxima de producción de gasoil

Fuente: elaboración propia en base a datos de la SEN

Shell tiene una participación del 13% en el mercado de gasoil y en el año 2007 logró su máxima producción con 1.731.619 m3. Sin embargo, desde ese año hasta el presente sus ventas han superado la producción anual y también esa capacidad máxima, a excepción de los años 2009 y 2014. De modo que ha incrementado fuertemente sus importaciones: más de un 68% entre 2008 y 2014, con un pico de 394.435 m3 en 2013 (el 21% de sus ventas). Por lo tanto, la empresa mantiene una importante capacidad ociosa que, en condiciones de aprovisionamiento normal de crudo liviano, podría sustituir onerosas importaciones. Asimismo, debería prever en el mediano plazo la posibilidad de invertir en la ampliación de su capacidad de producción de gasoil con el fin de cubrir su propia demanda (ver Gráfico Nº 5).

Gráfico Nº 5: producción, venta e importación de gasoil de Shell, años 2002-2014 (en m3)

10

2.000.000

1.800.000

1.600.000

1.400.000

1.200.000

1.000.000

800.000

600.000

400.000

200.000

0

2002

2003

2004

Elaboración

2005 Ventas

2006

2007

2008

Importación

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Capacidad máxima de producción

Fuente: elaboración propia en base a datos de la SEN

Oil Combustibles S.A. (en adelante Oil) es una empresa perteneciente al Grupo Indalo, conglomerado argentino encabezado por Cristóbal López. El ingreso de Oil al mercado de combustibles se produjo a partir de la adquisición a Petrobras Argentina de la refinería de San Lorenzo, ubicada en la provincia de Santa Fe; la unidad fluvial y la red de comercialización de combustibles compuesta por 345 puntos de venta y clientes asociados, vinculados a esa refinería. El comienzo de las operaciones por parte de Oil se concretó en mayo de 2011 por tanto reduciremos el análisis al período 2012-2014. Tiene una participación de poco más del 5% en el mercado de gasoil. Teniendo en cuenta que la producción máxima de la refinería San Lorenzo se registró en 2007 –con 1.033.683 m3- durante la gestión de Petrobras, Oil ha tenido un pobre desempeño. En 2013, su mejor año, produjo 691.455 m3 de gasoil representando menos del 67% de la capacidad máxima. Sus ventas han mantenido un nivel similar al de su oferta pero la empresa debería reorientar su estrategia en función de la sed de gasoil en el mercado nacional (ver Gráfico Nº 6).

Gráfico Nº 6: producción, venta e importación de gasoil de Oil, años 2012-2014 (en m3)

11

1.200.000

1.000.000

800.000

600.000

400.000

200.000

0

2012 Producción

2013 Venta

Importación

2014 Capacidad máxima de producción

Fuente: elaboración propia en base a datos de la SEN

Petrobras representa un 5% del mercado de gasoil. Por los mismos motivos que en el caso de Oil, se analiza un período acotado entre 2012 y 2014. La refinería Eliçabe alcanzó su máxima producción en 2008 con un volumen de 688.080 m3 de gasoil. La producción del período analizado representó entre un 85% y un 95% de esa capacidad, con un pico de 651.625 m3 en 2013. Pero el dato destacable es que su demanda ha estado por encima de su oferta e, incluso, un 4% por encima de su capacidad máxima por lo cual ha debido importar un volumen significativo que en 2014 fue de 147.515 m3. Es decir, que además de expandir la producción de gasoil con la capacidad actualmente existente la empresa debería planificar inversiones para aumentarla (ver Gráfico Nº 7).

Gráfico Nº 7: producción, venta e importación de gasoil de Petrobras, años 20122014 (en m3)

12

800.000

700.000

600.000

500.000

400.000

300.000

200.000

100.000

0

2012 Producción

2013 Venta

Importación

2014 Capacidad máxima de producción

Fuente: elaboración propia en base a datos de la SEN

Por último, queda analizar el desempeño de Refinor, empresa cuyo paquete accionario está dividido entre YPF (50%), Pluspetrol (21,5%) y Petrobras (28,5%), la cual a su vez es operadora de la refinería de Campo Durán. Su participación en el mercado de gasoil apenas supera el 2% y su capacidad máxima de producción se registró en 1994 con un volumen de 402.098 m3. En el breve periodo 2012-2014 la producción rondó entre el 77% y el 82% de esa capacidad, por ende tiene un amplio margen para aumentarla. Pero entre el 23% y el 40% del gasoil elaborado en esta refinería se destina a la exportación (ver Gráfico Nº 8). Inclusive, la empresa importa crudo proveniente de Bolivia para refinarlo y luego exportarlo a ese mismo país. De modo que el diseño de una política sectorial debería revisar la orientación que tiene actualmente la empresa para redirigirla hacia el mercado interno además del seguimiento de la inversión que se encuentra realizando para ampliar su capacidad instalada, como se mencionara anteriormente.

Gráfico Nº 8: producción, venta e importación de gasoil de Refinor, años 20122014 (en m3)

13

450.000,0

400.000,0

350.000,0

300.000,0

250.000,0

200.000,0

150.000,0

100.000,0

50.000,0

-

2012 Producción

2013 Venta

Exportación

2014 Capacidad máxima de producción

Fuente: elaboración propia en base a datos de la SEN

5) Conclusiones parciales

Los resultados expuestos aquí requieren una ampliación. Quedaron sin abordarse temas tan importantes como las perspectivas que habilita la mezcla de gasoil con biodiesel, cuyo porcentaje se ha elevado en el último año, la cual permitiría reducir las importaciones. Con todo, se realizaron algunos avances para nada desdeñables. Hemos indagado el fuerte aumento de la demanda ocasionado por la reducción del gas natural disponible para la generación eléctrica, combinado con una oferta que se mantuvo relativamente estable. De esa manera, pudimos entender la creciente necesidad de importar gasoil y su peso tanto en las importaciones totales y del sector energético como en la balanza comercial. También hemos podido establecer la capacidad máxima de producción de gasoil a partir del registro de cada refinería en los últimos veinte años. Esto nos posibilitó sacar algunas conclusiones. Si se tienen en cuenta sólo las ventas al mercado, existe un cuello de botella en el abastecimiento de gasoil ya que la oferta máxima apenas podría cubrirlas. Aún si se normalizara el suministro de gas natural para las centrales térmicas y la producción de cada refinería se llevara al tope de su capacidad a partir de la disponibilidad de crudo liviano, sería necesario seguir importando una cierta cantidad de gasoil para satisfacer la demanda interna en caso de que crezca. En cambio, la situación se torna en un déficit estructural cuando se adiciona la demanda del sector eléctrico por 14

medio de CAMMESA, ya que la capacidad instalada actualmente existente se encuentra muy por debajo de ese requerimiento. El repaso por el desempeño de cada empresa da cuenta del trabajo que tiene por delante la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, creada por el Decreto Nº 1.277 de 2012. Además de la suspensión de los beneficios impositivos, la importación de gasoil debería sujetarse a la presentación y ejecución de un plan de elevación del factor de utilización de la capacidad instalada, en función de la demanda interna y de las ventas de cada empresa. En caso de ser necesario, debería exigirse la presentación y ejecución de un plan de inversiones que apunte a la expansión de la capacidad instalada de sus respectivas refinerías. Como se describió, la construcción de una nueva refinería tiene altísimos costos hundidos y requiere de una economía de escala que no todas las empresas están en condiciones de afrontar. Aún así, se podrían pensar formas innovadoras de financiamiento, por ejemplo a través del aporte de los agentes privados que integran CAMMESA: Grandes Usuarios, Generadores, Transportistas y Distribuidores. Como se puede apreciar, la Soberanía Energética no se juega sólo en Vaca Muerta. El estudio de la evolución reciente del mercado de gasoil demuestra la necesidad de volver la mirada hacia el área downstream también.

6) Bibliografía citada

DE DICCO, R. (2014). Indicadores Downstream Hidrocarburos de Argentina, Enero 2014. Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo (OETEC). Disponible en: http://www.oetec.org/informes/downstream240114.pdf (Consultado el 1/3/2014). PORTA, F. y FERNANDEZ BUGNA, C. (2011). Continuidades y cambios en el desarrollo productivo argentino 1990-2010. UNQ – Centro REDES, Buenos Aires. SABBATELLA, I. (2014). Neoliberalismo y naturaleza: la “comoditización de los hidrocarburos en Argentina (1989-2001). Revista Iberoamericana de Economía Ecológica 22: 101-116. _______________ (2012). La política petrolera de la posconvertibilidad: de la herencia neoliberal a la expropiación de YPF. Revista Argumentos, Nº 14, octubre 2012, ISSN 1666-8979, pp. 149-180. SACKS, F. (2011). Combustibles líquidos en la Argentina. Situación del mercado de naftas y gasoil. Revista Voces en el Fénix, Nº 10, pp. 22-29. Disponible en: http://www.vocesenelfenix.com/content/combustibles-l%C3%ADquidos-en-laargentina-situaci%C3%B3n-del-mercado-de-naftas-y-gasoil (Consultado el 1/3/2012).

Fuentes 15

Página 12: www.pagina12.com.ar Revista Petroquímica: http://revistapetroquimica.com/

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