En ambos terrenos se requieren acciones decididas. Si en el anterior esquema fracasó el Estado empresario, en el nuevo puede fracasar el Estado regulador.
En los más variados ramos industriales, cuando una empresa anuncia un incremento de su producción, el nivel de stock que mantiene es un dato relevante para la microeconomía de la propia empresa y para formular algunas apreciaciones futuras sobre la actividad en general.
Pero en el caso de la industria petrolera, que explota y transforma un recurso natural no renovable, el stock de reservas recuperables remanente trasciende el interés de los especialistas.
Interesa a los petroleros, pero también a la comunidad, especialmente en el nuevo esquema de reglas de juego que rige la actividad.
Aguas arriba, el desafío de la industria petrolera argentina pasa por la reposición de las reservas que se van consumiendo. Para reponer reservas, y mantener esta suerte de fábrica subterránea en producción, el petrolero tiene que descubrir nuevas trampas geológicas, aumentar la recuperación de las descubiertas (recuperación secundaria/asistida) o comprar reservas a otro
petrolero. Apropia parte de la renta petrolera para enfrentar el riesgo adicional que involucra la inversión en reposición de reservas.
Aguas abajo, el desafío pasa por la efectiva internacionalización. El mercado petrolero argentino está integralmente desregulado, pero todavía presenta restricciones logísticas, además de usos y prácticas comerciales que restringen la competencia internacional. Esta situación favorece comportamientos colusivos en perjuicio del consumidor final.
ESCENARIOS FUTUROS.
En 1993 la producción argentina de petróleo fue de aproximadamente 580 mil barriles por día (5% más que el año anterior). La demanda llegó a unos 445 mil barriles. Es decir que el país tuvo un excedente productivo promedio de 135 mil barriles diarios. A partir de estos datos, y teniendo en cuenta la actual situación de reservas, es posible diseñar dos escenarios.
En el pronóstico de máxima se asume un mejoramiento de la práctica de producción y un crecimiento de 4,5% anual acumulativo incremental en el nivel de actividad económica. En el caso de mínima se estima un lento avance en la eficiencia productiva y un crecimiento económico de 2,3%. En ninguno de estos escenarios se prevén descubrimientos significativos de nuevas reservas (lo que es improbable en vista de las características geológicas argentinas). Tal como lo reflejan los gráficos, la producción crecería hasta 1995. A partir de ese año comenzaría a decrecer.
En el primer caso, oferta y demanda de petróleo se cruzarían entre el 2000 y el 2005. Para esta proyección se han asumido las reservas remanentes al 31 de diciembre de 1992 de 320 millones de m3 (2.013 millones de barriles) y se llega al 2010 con una reserva remanente de 180 millones de m3 (1.132 millones de barriles). Es decir, la reserva remanente en el 2010 alcanzaría a seis años. Para abordar este escenario productivo, se ha supuesto la incorporación durante el período de 440 millones de m3 de nuevas reservas. Del total, 300 millones se incorporan mediante tecnologías de recuperación secundaria/asistida. Los restantes 140 millones corresponden a nuevos
descubrimientos. Debe destacarse que la aplicación de tecnologías de recuperación secundaria/asistida es muy sensible a las oscilaciones de precios de crudo. Para formular estas predicciones se ha previsto un precio estable en alrededor de los US$ 18 por barril. Una caída por debajo de US$ 16 afectaría sustancialmente el presupuesto de incorporación de reservas por recuperación secundaria/asistida. Aquí vale la pena destacar la importancia del mejoramiento de la práctica de producción. Mientras en la actualidad la recuperación secundaria es responsable de aproximadamente 2% del petróleo in situ, en este escenario de máxima pasa a representar 6%.
Desde el punto de vista de la demanda de productos, el caso de máxima prevé más aceleración en la tendencia a la concentración en los cortes livianos e intermedios (naftas-gasoil) y el concomitante desplazamiento de los cortes pesados (fuel oil). En la actualidad los cortes livianos representan 25% del barril refinado, los intermedios 40% y los pesados 11%. En el 2010 la proporción
sería de 27%, 46% y 5% respectivamente.
En el escenario de mínima, oferta y demanda se encontrarían en el 2005. Las reservas remanentes en el 2010 se estiman en 161 millones de m3 (1.013 millones de barriles). También aquí habría al final del período seis años de reservas remanentes. El pronóstico productivo de esta variante lleva a suponer una incorporación de reservas durante el período de 392 millones de m3: de
ellos, 252 millones por recuperación asistida/revalúo y 140 millones por nuevos descubrimientos. El presupuesto es consistente con la premisa de lento avance en la eficiencia productiva y la inexistencia de descubrimientos significativos. En este caso, la recuperación secundaria aporta 5% del
petróleo in situ. Con respecto a la demanda de destilados, también aquí se proyecta la tendencia al desplazamiento de los pesados por los livianos e intermedios, pero con menor fuerza. La estructura de cortes del barril de crudo termina siendo: 26% livianos, 42% intermedios y 7% pesados.
Este análisis corrobora la necesidad de la industria de asignar una parte de la renta petrolera a la incorporación de nuevas reservas (invirtiendo en exploración o mejorando la recuperación in situ de yacimientos explotados). No hacerlo equivale a renunciar al negocio en el mediano plazo (se agotan las reservas, se acaba la mercadería). Sin embargo, el alto riesgo de la inversión exploratoria también impone la interacción mercado-gobierno. La escasa convocatoria del Plan Argentina y la ausencia total de ofertas en la cuenca Chacoparanaense obligan a considerar estímulos impositivos y/o fiscales (empezando con la alícuota de regalías) que potencien el atractivo económico, frente al pobre atractivo geológico.
INVERSIONES.
Con los niveles de producción y demanda proyectados, es posible establecer en el mediano plazo (1993-1998) parámetros de actividad por cuenca y prever cómo evolucionará la capacidad de las refinerías, incluyendo posibles nuevos emprendimientos. Se estima un nivel de actividad perforatoria de 1.000 pozos por año (pozos de exploración, de avanzada y de explotación).
Considerando los datos históricos y las previsiones de evolución de la producción, la distribución sería la siguiente: Cuenca Austral 12%, Cuenca Cuyana 2%, Cuenca San Jorge 50% , Cuenca Neuquina 34%, Cuenca Noroeste 2%.
Aguas abajo, se prevé la construcción por parte de YPF de dos plantas de isomerización en el año 1995 (La Plata y Luján de Cuyo), y una de MTBE en Luján de Cuyo de 45.000 MT/año. Se agregaría posiblemente un platforming en Campo Durán (hoy Refinor) para 1997, además de una planta de MTBE que construiría Pasa en 1998, de aproximadamente 150.000 MT/año. Puede haber algunas ampliaciones para lograr el balance entre producción y demanda, en función de la evolución de los precios y los desafíos competitivos que se deban afrontar. Es significativa la tendencia a privilegiar la producción de derivados livianos y dentro de éstos las naftas sin plomos, cuya producción tiene
estímulos impositivos y mejor colocación en los mercados externos.
En materia logística, la gran obra en curso de ejecución es el Oleoducto Trasandino (Neuquén-Concepción). Es de 16 pulgadas, tiene una longitud de 430 kilómetros y una capacidad de transporte inicial de 60.000 barriles/día. Se prevé una ampliación en una segunda etapa (tercer trimestre de 1994) para aumentar la capacidad de transporte en 30.000 barriles diarios adicionales.
La primera etapa debería concluir durante el primer trimestre de 1994.
INTERNACIONALIZACION.
La competencia del mercado petrolero argentino no depende tanto de su estructura interna como de su grado de internacionalización. La tendencia a las prácticas colusivas forma parte de la racionalidad económica de un contexto desregulado. La tentación del beneficio monopólico u oligopólico seduce al management que rige su gestión por objetivos empresarios. El perjudicado es
el consumidor y también el sistema económico.
Además, las prácticas colusivas son ineficientes productivamente: sus protagonistas pueden ganar mucho dinero sin estar compelidos a minimizar costos. No hay certeza (ni teórica ni práctica) de que un mercado distorsionado en su competencia asigne eficientemente los recursos económicos.
De allí que el Estado deba asumir en el nuevo contexto el papel de garante de competencia.
La internacionalización está limitada por restricciones logísticas (transporte, almacenaje y puertos). El mercado detectará las oportunidades de inversión en estas áreas. Habrá algunas obras y quedarán pendientes otras (tal vez las más importantes). Por lo tanto, la inversión pública tendrá que jugar su papel. No se trata de comprometer recursos presupuestarios inexistentes, sino de satisfacer estas demandas de infraestructura buscando en la lógica microeconómica nuevos mecanismos que hagan viable su ejecución. El nuevo régimen antimonopolio debe facilitar el acceso procesal a la representación de los intereses difusos (consumidores, usuarios) y establecer procedimientos más
efectivos de detección y sanción. No debe olvidarse que, si en el anterior esquema fracasó el Estado empresario, en el nuevo puede fracasar el Estado regulador.