Un informe del Instituto Argentino de la Energía reveló un aumento de las compras de combustibles y gasoil al exterior, un persistente déficit de balanza comercial y una fuerte caída de la producción de hidrocarburos en tres cuencas
La actual radiografía del sector energético argentino revela un crecimiento de 46% de los subsidios, un aumento de las compras de combustibles y gasoil al exterior, un persistente déficit de balanza comercial y una abrupta reducción de la producción de hidrocarburos en las cuencas Noroeste, el Golfo San Jorge y la Cuyana.
Al mismo tiempo, refleja un incremento de los costos de generación de la energía de 127%, una escalada de los precios mayoristas de 146% y una caída en la demanda total de energía eléctrica de 3,4%. El dato sobresaliente: a pesar de los mayores subsidios -y los tarifazos- los usuarios solo alcanzan a cubrir con sus pagos el 50% del costo de producción real de la energía.
Según un informe del Instituto “General Mosconi” con datos de octubre, los subsidios energéticos (transferencias para gastos corrientes) crecieron 46,3% en 10 meses de 2018 hasta llegar a $ 126.791 millones. Las cifras tomadas de ASAP aseguran que el acumulado a octubre implicó un gasto extra de $ 40.143 millones, frente al mismo periodo de 2017.
“El valor anualizado a septiembre en dólares, al tipo de cambio del mes ha sido de u$s 2.846 millones, esto es un 31% inferior a los u$s 4.138 millones del año anterior”, destacó el estudio de la entidad que preside el exsecretario de Energía de Alfonsín y exdirectivo de Enarsa con Cambiemos, Jorge Lapeña.
Las transferencias para gastos de capital fueron $ 8.934 millones de enero a octubre, lo que significó una caída de 48% y unos $ 8.290 millones menos que 2017.
La balanza comercial energética de octubre fue superavitaria, pero en apenas u$s 11 millones. El déficit comercial acumulado se redujo u$s 479 millones (15,9%), pero mantiene un déficit de u$s 2.541 millones. “El menor déficit se explica por el hecho de que las importaciones de combustibles y lubricantes tuvieron un incremento del 21,5% (u$s 1.045 millones más) mientras las exportaciones de combustibles y energía aumentaron 82,6% (u$s 1.045 millones más) en el mismo periodo”, explicaron desde el Departamento de Técnico del IAE.
Una de las principales importaciones fueron las de combustibles. “Las compras de naftas al exterior en los últimos 12 meses aumentaron 174% (de 263 Mm3 a 720 Mm3) y se importó un 18,7% más de gasoil”, subrayó el reporte al que accedió ámbito.com.
En septiembre los costos promedio de generación eléctrica subieron 127% interanual, mientras que el precio monómico estacional (el precio promedio que paga la demanda) aumentó 125%. “Estas variaciones están muy por encima del índice de precios internos mayoristas (IPIM), que en el mismo periodo se incrementó 76,6%”, resaltó el Mosconi.
Con estos valores, el precio promedio que paga la demanda alcanza a cubrir el 50% de los costos de generación, mientas que la mitad restante se cubre con subsidios del Estado nacional. “A igual mes del año anterior, el precio pagado por la demanda cubría el 51% de los costos de generación eléctrica, lo cual implica que a pesar de que los precios que paga la demanda por la energía eléctrica subieron más que el IPIM, la recuperación de los costos no ha logrado avances”, advirtió el Instituto de Lapeña.
“Es decir, que el esfuerzo que ha hecho la población en pagar la recomposición tarifaria no ha logrado su objetivo primordial: cubrir un mayor porcentaje del costo de generación”, agregó el trabajo firmado por el economista Julián Rojo.
El Instituto reveló además los números de la producción de hidrocarburos.
-El petróleo convencional disminuyó en octubre 4% y acumula una pérdida de 2,4% frente al año pasado.
-El petróleo no convencional se incrementó 56,6% en la comparación anual y avanza 12,3% en 2018.
-El gas natural convencional bajó 7,5% en octubre y 5,7% en el acumulado del último año.
-El gas natural no convencional creció 46,9% interanual y 33,5% del total anual producido.
Estas cifras encienden señales de alerta y preocupación en las cuencas tradicionales, que hoy no son asistidas adecuadamente por el Gobierno nacional para fomentar la exploración y explotación.
La producción de petróleo desagregada por cuenca continúa mostrando importantes disminuciones en algunos casos en términos acumulados en los últimos doce meses:
En los últimos 12 meses la Cuenca Noroeste perdió 16,2% de su nivel de producción de petróleo, en tanto que la Cuenca Cuyana cayó 6,7% y la del Golfo de San Jorge mejoró apenas 0,3%. Las únicas con viento a favor son la Cuenca Neuquina y la Austral, que representan el 93% de la producción nacional. La faena en esos dos reservorios, donde está Vaca Muerta, aumentó 3,1% y 14%, respectivamente.
Las tres empresas que concentran el 72% de la producción total de petróleo vieron disminuidas su producción: YPF cayó 2,8%, Pan American Energy 4,3% y Tecpetrol 7,3%.
Con el gas ocurre lo mismo. La cuenca Neuquina y la Austral se incrementaron 13,1% y 6,4%, pero la actividad en la cuenca Cuyana, Golfo San Jorge y Noroeste se desplomó 3,3%, 9,9% y 10,5%, respectivamente.
El exministro Juan José Aranguren tomó nota de esta situación y la expuso esta semana en una charla distendida con estacioneros del centro el país. Gabriel Bornoroni, máximo anfitrión el encuentro en FECAC, comentó lo que dijo Aranguren puertas adentro. “Dijo que no solo Vaca Muerta es la herramienta para el futuro, sino que hay otros pozos de la misma cantidad o quizá más grandes que tienen que ser explorados y perforados para tener ese petróleo y gas”.
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