domingo, 12 de octubre de 2014

LEY DE HIDROCABUROS: Una cuantiosa transferencia de renta

(Publicado en el Suplemento de Energía del diario Río Negro el 11/10/2014)


LA NUEVA NORMA SÓLO DA PLAZOS MÁS LARGOS COMO FORMA DE COMPENSAR LA INESTABILIDAD MACROECONÓMICA


mauricio roitman *


Dentro de las modificaciones que propone el proyecto de reforma de la ley de hidrocarburos enviado al parlamento por el Ejecutivo Nacional se destacan: 1) El derecho que se otorga para que un concesionario de una explotación convencional solicite dentro de su área una nueva concesión no convencional y, 2) los nuevos plazos de concesiones de explotación diferenciados: a) 25 años para convencionales, b) 35 años para no convencionales y, c) 30 años para explotación costa afuera. Estos dos últimos no estaban en la Ley 17.319. 


Esas dos modificaciones, junto a la posibilidad de prórrogas indeterminadas, resultan ser el corazón del proyecto, más allá de cambios positivos como los pliegos uniformes y las licitaciones obligatorias que se vuelven abstractas en la práctica por efecto de los derechos otorgados por los dos cambios centrales anteriormente comentados.


Si bien los proyectos de inversión mejoran levemente su Tasa Interna de Retorno (TIR ) y su Valor Actual Neto (VAN) cuando se extiende el plazo de las concesiones no convencionales de 25 a 35 años, no parece resultar esa la variable fundamental que determina la decisión de hundir los dólares como inversión en la actualidad.


El alto costo del capital –propio y de terceros- hace que los flujos futuros de fondos, una vez descontados, sean muy castigados y casi irrelevantes para evaluar la factibilidad económica de los proyectos. La razón tampoco parece surgir del distinto perfil productivo de los pozos: las inversiones más importantes y la producción obtenida son ambas de gran magnitud al comienzo del período, mientras que esta última rápidamente declina, estabilizándose en valores bastante más bajos durante largo tiempo. Es decir, tanto los costos como los ingresos determinantes del proyecto se dan al comienzo.


La búsqueda de un entorno macroeconómico apto para los negocios, con baja inflación y libre de restricciones cambiarias, y la baja de costos operativos mediante la inversión en infraestructura estatal deberían figurar antes en el ranking de prioridades.


Otra variable de relevancia e impacto en la factibilidad económica de los proyectos, soslayada rápidamente de las discusiones, es el tema del precio en boca de pozo del petróleo y el gas. La separación del precio interno del internacional mediante derechos de exportación en el caso del petróleo y regulación en el caso del gas, bajó los ingresos por regalías de las provincias y la base imponible del impuesto a los ingresos brutos, con cuantiosas pérdidas para esas jurisdicciones, sin adentrarnos en la aventura contrafáctica de calcular la caída de inversión que ello indujo en los últimos años.


BONO


Volviendo al plazo, su extensión prevé un bono que parece no tomar en cuenta el valor esperado de las áreas. Se está cediendo un derecho económico sobre un recurso natural que posee una valuación de mercado. Un ejemplo de ello fue la venta de 1.240 kilómetros cuadrados de Vaca Muerta pertenecientes a Apache a Pluspetrol mediante una operación concertada por YPF. Esa valuación del "derecho a" o de la "opción de" surge de las licitaciones (competitivas), las cuales no se harán si hay plazos más largos, prórrogas, prórrogas de prórrogas y transformaciones de concesiones convencionales en no convencionales como propone el proyecto.


La negociación bilateral de estos casos no competitivos entre concesionario y concedente le evita a la empresa tener que revelar su verdadera valuación del activo. El perdedor de esa renta potencial es quien ejerce el dominio originario del recurso, al tiempo que tampoco tiene una garantía que en este entorno macroeconómico prosperen las inversiones.


Si lo que se quiere motivar es más inversión hoy, dada las condiciones macroeconómicas imperantes, la extensión de los plazos no lo logrará en forma sustancial ya que no afectará significativamente la factibilidad económica de los proyectos.


Sin embargo, de volver a una situación de estabilidad macroeconómica con esos derechos ya otorgados casi a perpetuidad se estarán transfiriendo cuantiosas rentas al actual concesionario por el solo hecho de poseer aquellos. Esa renta potencial es la que quiere ofrecer YPF a futuros socios para hacer atractivo el negocio como forma de contrarrestar el costo de la inestabilidad macroeconómica. Con estabilidad macroeconómica y sin restricciones a la disponibilidad de divisas no hay necesidad de esa renta extraordinaria, arrancada a los poseedores del dominio originario.


Son las diferencias que existen entre un capitalismo corporativo rentístico y un capitalismo competitivo.


*Economista de Montamat & Asociados.


http://www.rionegro.com.ar/diario/una-cuantiosa-transferencia-de-renta-4723248-10948-notas_energia.aspx

jueves, 2 de octubre de 2014

Comentarios al Proyecto de Ley de Hidrocarburos

Por Lic. Cristian Alberto Folgar
20 de Septiembre de 2014
www.cristianfolgar.com.ar
cristianfolgar@gmail.com

Resumen Ejecutivo

  • Del análisis integral del proyecto de ley surge claramente que las modificaciones previstas no son pensadas “fundamentalmente” para potenciales inversores internacionales. Las modificaciones son pensadas “fundamentalmente” para mejorar la posición de YPF respecto de las Provincias o de las empresas petroleras provinciales.
  • Un aspecto positivo del proyecto es que las Provincias acuerdan unificar las tasas de ingresos brutos en el 3%, se fijan criterios uniformes para la aplicación del impuesto de sellos y los Municipios acuerdan no crear tasas específicas o incrementar las existentes, excepto ante modificaciones del alcance general. Si bien este aspecto es ciertamente positivo, en nuestro país jamás una empresa petrolera importante tomó la decisión de entrar, salir, invertir o no invertir en función de los impuestos municipales o provinciales.
  • Otro aspecto positivo del proyecto es que las Provincias y la Nación acordarán las condiciones de futuros pliegos de licitación. Es mejor tener un criterio común a tener uno por Provincia. Ahora bien, las petroleras importantes negocian contratos en África, en Irak, en Irán, en Venezuela, en Rusia, con los talibanes, en Uganda, en Nigeria, etc. ¿Alguien cree que si el negocio es interesante no invertirán porque Neuquén ofrece contratos distintos en comparación con Salta? Estas empresas tienen mas experiencia en contratos y licitaciones que en interpretación de líneas sísmicas.
  • Se establecen distintos plazos para permisos de exploración según el tipo de hidrocarburo (convencional o no convencional) y la locación geográfica (on shore y off shore). Se establecen también distintos plazos de concesión según el tipo de hidrocarburo y ubicación geográfica.
  • Asimismo se establece la posibilidad de reducir el porcentaje de regalías a aplicar según las características de los proyectos.
  • Para aquellos proyectos que superen montos de inversión por 250 millones de dólares se le otorgan los beneficios del decreto 929/2013.
  • Se extienden los beneficios del decreto 927/2013 para la importación de bienes y servicios para las empresas inscriptas en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.
  • Mientras en algunos casos se busca “unificar criterios” (impuestos, pliegos de licitación o contratos), por otro lado se generen muchas situaciones particulares (plazos de permisos o concesiones, montos de regalías, beneficios cambiarios o aduaneros). Muchas de las situaciones particulares quedan sujetas a la “discrecionalidad de la administración”.
  • Resulta paradójico que en algunos aspectos se busque unificar criterios y en otros se busque justamente lo opuesto, todo ello en el mismo acto legislativo.
  • Respecto a los beneficios que reciben quienes invierten mas de 250 millones de dólares, si una empresa invierte 50 millones de dólares en un año y duplica las reservas o la producción no tiene “beneficios”. La discriminación es curiosa, se hace por el tamaño de la inversión y no por su eficacia. A quienes pueden invertir mucho se les da todo, y a los no tan grandes (aunque sean eficaces) nada.
  • Posiblemente el aspecto mas controversial del proyecto se refiere al denominado “acarreo”. ¿Qué es el acarreo?. Es el mecanismo por el cual el dueño del recurso (en este caso las Provincias o la Nación según el caso) se asocia con quien invierte, y éste realiza las inversiones por ambos. El dueño del recurso devuelve su parte (ajustada por intereses) con lo producido del área. El “acarreado” pone el recurso y devuelve lo invertido por su socio en caso de éxito.El acarreo tiene un impacto financiero que dependerá del costo del capital del socio y de la tasa que se aplique para la devolución, y recarga todo el riesgo exploratorio en el socio pues si el proyecto fracasa el “acarreado” no devuelve nada.¿El “acarreo” espanta inversores? No, el problema de YPF es que necesita que las provincias no se sumen a los proyectos siendo “acarreadas”. Si los inversores acuerdan con las Provincias, ¿Para qué necesitan a YPF?                                                                                                                       Como YPF no puede conseguir los fondos necesarios para desarrollar en gran escala los hidrocarburos no convencionales necesita del “acarreo”.
  • El proyecto de Ley no elimina o prohíbe el acarreo, sólo limita al titular del recurso. Así, las provincias no podrían ser acarreadas pero YPF sí.

Análisis del Proyecto de Ley

Se analizarán a continuación en mayor detalle los aspectos salientes del Proyecto de Ley

1. Plazos de los Permisos de Exploración

1.1. La ley 17.319 establece actualmente 3 períodos de exploración: El primero de 4 años, el segundo de 3 años y el tercero de 2 años. Se establece un período de prorroga de 5 años. Para el off shore se incrementa cada período en 1 año.
1.2. En el proyecto de ley se establecen dos períodos si el objetivo son hidrocarburos convencionales, ambos períodos son de 3 años mas una prórroga de 5 años.
1.3. En el proyecto de ley se establecen dos períodos si el objetivo son hidrocarburos no convencionales, ambos períodos son de 4 años mas una prórroga de 5 años.
1.4. En el proyecto de ley se establecen dos períodos si el objetivo son convencionales en el off shore, ambos períodos son de 4 años mas una prórroga de 5 años.
1.5. Nada se dice sobre la eventualidad de la explotación con objetivos no convencionales en el off shore.
1.6. Desde el punto de vista fáctico no queda claro como se puede identificar ex ante si se explora para convencionales o no convencionales. Si puede iniciar previendo cualquiera de los dos y luego con los resultados concluir que el potencial se da en el otro tipo de hidrocarburo.
1.7. El proyecto no establece quien determina el objetivo de la exploración en convencional o no convencional. ¿Lo hace la Autoridad de Aplicación o lo hace el Permisionario?. Pareciera que lo hace la Autoridad de Aplicación, pero no queda claro.
1.8. Actualmente la ley de hidrocarburos (17.319) establece que: “Ninguna persona física o jurídica podrá ser simultáneamente titular de más de cinco (5) permisos de exploración ya sea en forma directa o indirecta.”
1.9. El proyecto de ley elimina esa restricción y libera la cantidad de permisos de exploración que una empresa de manera directa o indirecta puede tener. Si bien el número de 5 permisos es discrecional, la intención es que ninguna empresa pueda acumular muchos permisos abriendo el juego hacia otros potenciales interesados.
1.10. Quizás una fórmula intermedia mas razonable sería establecer que superados los 5 Permisos de Exploración de manera directa o indirecta se deberá requerir la autorización previa de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia. De esta forma no se impide que una empresa tenga mas de 5 Permisos pero se tiene el resguardo de un análisis previo cuando se acumulan muchos permisos.

2. Concesiones de Explotación

2.1. Se modifica la ley actual creando dos tipos de concesiones de explotación.
2.2. Un tipo de concesión es para explotar “primariamente” hidrocarburos no convencionales y la otra es para explotar “primariamente” hidrocarburos convencionales.
2.3. Se introduce la posibilidad que desarrollos de explotación terciaria, de hidrocarburos extra pesados o de desarrollos costa afuera, reciban el beneficio de una reducción de hasta el 50% de las regalías a pagar. En realidad la ley actual ya preveía que la Autoridad de Aplicación podría reducir del 12% al 5% las regalías con lo cual la modificación no agrega mucho mas que confusión respecto de la norma actual.
2.4. Al igual que en el caso de los permisos de exploración, la ley actual prevé un máximo de 5 concesiones de explotación por empresa de manera directa o indirecta. Al respecto son aplicables las mismas
consideraciones que las realizadas en el punto 1.10.
2.5. Actualmente la ley establece plazos de concesión de 25 años mas 10 de prorroga eventual para cualquier tipo de concesión.
2.6. El proyecto deja ese plazo para las concesiones on shore de hidrocarburos convencionales. Para las concesiones off shore fija un plazo de 30 años. Para las concesiones de hidrocarburos no convencionales fija un plazo de 35 años mas un período inicial de hasta 5 años para hacer un programa piloto. Es decir, en este último caso el plazo podría ser de 40 años.
2.7. En todos los casos las prórrogas serían de 10 años.
2.8. Si bien cualquier plazo tiene cierta dosis de discrecionalidad, no parece lógico que una concesión on shore de no convencionales tenga 40 años de plazo y uno off shore convencional tenga 30 años.
El consenso generalizado en la industria es que los no convencionales on shore tienen menos costo y menor riesgo de desarrollo que la plataforma continental. ¿Por qué habría que darle 40 años a los menos riesgosos y 30 a los mas riesgosos?
2.9. Cualquiera sea el plazo que se fije, debe ser coherente, estos no lo son.
2.10. ¿Y si en lugar de poner un plazo de concesión se permite a quien descubre el yacimiento que lo explote hasta agotarlo? Sería un buen incentivo para los inversores, reduce el riesgo regulatorio de la discusión de los plazos e incrementa el incentivo de maximizar reservas (la concesión cuando se queda sin reservas hay que revertirla).
2.11. El criterio de los plazos de concesión tiene como supuesto que lo que se asigna es un “área” y el derecho a explotarla en el tiempo. Eso permite que el concesionario “regule” el ritmo de las inversiones a lo largo del tiempo. Si se le asignara a cada concesionario una superficie equivalente al lote descubierto, la
posibilidad de especular “guardando km2 para mas adelante” desaparece.
2.12. De hecho en la minería funciona este principio, quien descubre un yacimiento puede explotarlo hasta agotarlo. Replicar lo mismo en los hidrocarburos no sería tan complicado, sólo requiere que la Autoridad de Aplicación otorgue inicialmente sólo una superficie equivalente al descubrimiento realizado, pudiendo el inversor conservar la superficie remanente como Permiso de Exploración (sujeto a las condiciones de cada Permiso).
2.13. ¿Qué ocurre hoy? Se dan como concesiones de explotación áreas muy grandes que exceden el descubrimiento. Entonces el concesionario tiene todo el plazo de la concesión para explorar el área remanente.
2.14. La fórmula propuesta por el nuevo proyecto no genera incentivos para aumentar la exploración, sólo aumenta los incentivos para retener áreas y explorarlas a conveniencia del concesionario y no del titular del recurso. Obviamente el inversor prefiere que le den mayor plazo de concesión por la mayor cantidad de km2 posibles. Pero en ese caso se están dando los incentivos contrarios a los intereses de las provincias y la Nación. A ambos les conviene que se potencie la actividad exploratoria o la explotación, no que se especule temporalmente con la titularidad de las concesiones.
2.15. En proyecto de ley reglamenta el mecanismo de cobro de un bono por eventuales prorrogas de concesiones y establece que en la primer prorroga el máximo de las regalías puede pasar al 15% (durante el período básico es de 12%) y en las siguientes prorrogas no puede exceder el 18%.

3. Empresas Provinciales, Enarsa y el acarreo

3.1. El proyecto de ley establece que no se podrán realizar a futuro reservas de áreas a favor de empresas provinciales o Enarsa.
3.2. Las áreas actualmente reservadas y que no estén incluidas en contratos de asociación con terceros serán “liberadas”.
3.3. El proyecto prohíbe el “acarreo” a favor de los titulares del dominio de los hidrocarburos pero nada dice entre los socios de cualquier consorcio. Con lo cual las empresas provinciales a futuro no podrían beneficiarse del acarreo pero YPF sí.
3.4. Este es probablemente el punto más polémico del proyecto. No se prohíbe el “acarreo”. Se prohíbe que lo usen a futuro los titulares del dominio de los hidrocarburos.
3.5. Esto es funcional SOLO a YPF para de esta manera conseguir que potenciales inversores le financien a YPF su participación en futuros desarrollos.
3.6. Así las empresas provinciales se privan del beneficio del acarreo pero los inversores privados de YPF podrían recibir los beneficios.
3.7. Lo paradójico es que dentro de los accionistas de YPF hay “hedge funds” (algunos conocidos como fondos buitres) y dentro de las empresas provinciales no.
3.8. El gobierno que hace actos contra los buitres, acusa a los buitres de entablar una conspiración en su contra, envía al Congreso un proyecto de ley para beneficiarlos.
3.9. Entre los habitantes de las provincias petroleras y los hedge funds accionistas de YPF, el gobierno elige a estos últimos.
3.10. No es usual que un gobierno que se siente acosado por los hedge funds promueva una ley para beneficiarlos.

4. Beneficios para empresas que inviertan mas de 250 millones de dólares en 3 años en proyectos aprobados por el PEN.

4.1. El proyecto otorga los beneficios del decreto 929/2013 (conocido como decreto Chevron) a los proyectos de mas de 250 millones de dólares en tres años que sean previamente aprobados por el PEN.
4.2. El principal beneficio que se otorga es que se les garantiza un X% de hidrocarburos de libre disponibilidad que se pueden exportar sin derechos de exportación y que esas divisas generadas por esa exportación no tienen que ser liquidadas en el país.
4.3. Si la explotación es convencional el 20% se puede exportar y el 100% de las divisas generadas pueden no ser ingresadas al país.
4.4. Si la explotación es no convencional el 20% se puede exportar y el 100% de las divisas generadas pueden no ser ingresadas al país.
4.5. Si la explotación es off shore el 60% se puede exportar y el 100% de las divisas generadas pueden no ser ingresadas al país. En este caso se entiende por off shore cuando la distancia del lecho marino con la superficie supere los 90 metros.
4.6. En caso que los % arriba descriptos fueran necesarios para el mercado interno, esos volúmenes se pagarían al precio de paridad de exportación (sin derechos de exportación) y se les permitiría cobrar divisas en el mercado local para remitirlas al exterior.
4.7. Lo sorprendente de esta decisión es que la discriminación no se realiza por la eficiencia o eficacia de las inversiones sino por su monto o por tipo de hidrocarburo.
4.8. Si una empresa invierte 100 millones de dólares en un año y triplica su producción, no recibe nada como beneficio. En cambio una empresa solo por invertir MAS es tratada de manera diferencial.
4.9. Es de esperar que las empresas de menor tamaño y especialmente las nacionales aspiren a tener los mismos beneficios para nuevas inversiones, sin depender del monto total de inversión.

5. Inversiones en las Provincias y Acuerdo de las Provincias sobre impuestos.

5.1. Se establece un 2,5% sobre el proyecto aprobado que reciba beneficios que los inversores deberán destinar a las Provincias en donde se realice la inversión. Adicionalmente a ello la Nación aprobará inversiones particulares en dicha provincia.
5.2. Las Provincias acuerdan no incrementar las alícuotas de Ingresos Brutos por encima del 3%.
5.3. Las Provincias o Municipios no crearán nuevos tributos ni crearán nuevos, salvo tasas retributivas de servicios y las contribuciones de mejoras o incremento general de impuestos.
5.4. Las Provincias se comprometen a no incrementar el impuesto a los sellos, ni aplicarlo sobre los instrumentos financieros que sirvan para estructurar los proyectos de inversión o para garantizarlos.

lunes, 22 de septiembre de 2014

Ping pong de preguntas y respuestas sobre YPF, precio de los combustibles y no convencionales

La política oficial parece ser apostar a YPF como caballito de batalla que revierta el déficit del resto de las empresas. En julio, tuvo éxito. Pero, ¿es sustentable esa política?

La idea de que YPF puede resolver por sí sola el déficit energético argentino no solo no es correcta sino que es perjudicial para la propia empresa. La tendencia es al crecimiento en el market share de YPF, tanto en el downstream como en el upstream. Si esa tendencia se profundizara e YPF marchara a cuasi-monopolizar el mercado de hidrocarburos en Argentina habrá dos perdedores: la empresa y el país. El caso de PEMEX (México), ahora en plena reforma y apertura al capital privado, muestra que la gran empresa estatal monopólica se vuelve ineficiente e improductiva y termina perjudicando al país.

La otra cara del mismo problema, es que de otorgársele preferencias a YPF S.A. se destruiría todo incentivo de otras empresas privadas para competir en igualdad de condiciones con la petrolera estatal. Ello también le infligiría un daño para muchos imperceptible a YPF dado que esa empresa podrá obtener activos no por su eficiencia y competitividad sino simplemente por privilegios pre establecidos por ley subsidios.

Cuando el mandato de la eficiencia deja de ser la guía de la acción de una empresa pública, otros actores (internos y externos a la empresa) se sentirán libres de presionar al aumento de costos para extraer rentas extraordinarias de una forma muy perjudicial para la empresa, como ocurrió en el pasado. Debe alertarse que ese sería el comienzo del fin de la nueva YPF S.A. Paradójicamente, poner a YPF en un pie de igualdad con las otras empresas privadas será la política más beneficiosa para la salud de la ahora nueva petrolera de mayoría estatal.    

Respecto de la sustentabilidad de los buenos resultados actuales de producción de YPF, aquella dependerán fundamentalmente del financiamiento. Y claro está que la macroeconomía actual no ayuda. YPF tiene principalmente cuatro fuentes de financiamiento para sus inversiones: 1º) Cash-flow de su downstream (naftas y gasoil), 2º) Financiamiento local, 3º) Financiamiento externo y 4º) Inversiones directas de socios (contratos estilo Chevron/Dow/Petronas).

1º) Como se observa en el cuadro Nº1, las caídas de ventas en gasoil vinculadas a la baja actividad económica (que se espera persista o se agudice en lo que resta del año) comenzaron a mostrar sus efectos desde abril y se profundizó con el correr de los primeros meses del año en el agregado de todas las marcas (-3,7% en 1ºSem.’14/1ºSem.’13), mientras que YPF pudo sostener un leve incremento de +2,9% en junio-‘14/jun-’13 aunque mantiene una caída semestral de -1,4%. 

En el caso de las naftas, el impacto se comenzó a sentir en marzo, principalmente en lo que respecta a la nafta Premium o ultra. El incremento de volumen entregado por YPF de nafta súper (+6,5%, junio-‘14/jun-’13) podría ser explicado por dos fenómenos: 1º) Una sustitución de Premium a Súper de los propios clientes de YPF y, 2º) Una sustitución realizada por clientes que no eran de YPF anteriormente pero que migran a cargar en sus surtidores por las diferencias de precios relativas con otras empresas. Sin embargo, la elasticidad precio de la demanda (la sensibilidad de la demanda a los incrementos de precios) podría estar impactando no solo en las empresas competidoras de YPF sino en las ventas de la propia petrolera estatal. Mientras que las cantidades vendidas por YPF de súper se incrementaron en la comparación interanual de junio (+6,5%) ésta resultó menor al porcentaje que arrojó el incremento semestral (+9,2%), lo cual muestra un camino descendente en los incrementos de ventas. Por su parte la Premium/Ultra de YPF sufrió un duro impacto de ventas en la comparación interanual de junio cayendo +8%.

Las incógnitas son si el desplazamiento de Premium a Súper mejoró o no la rentabilidad de YPF en ese segmento y si la súper seguirá con incrementos cada vez menores. En resumen, se percibe que los ingresos por generación de cash-flow del downstream del mercado y en particular de YPF están encendiendo señales de alerta mostrando su límite en lo que hace al posible sendero de incrementos de precios futuros sin que se vean compensados en sentido contrario por caídas en los volúmenes de ventas.

Cuadro Nº1. Cantidades vendidas de combustibles en Argentina y variaciones porcentuales



Precios al público:
Precios promedio mensuales de todas las empresas en Capital y resto del país. Se toma el precio promedio de Diciembre 2013 como base de comienzo del año 2014.




2º) Respecto del financiamiento local, la incertidumbre provocada por las actuales condiciones macroeconómicas hacen muy difícil la emisión de deuda por parte de empresas energéticas y en particular YPF. Los incrementos en el riesgo país, la prima de riesgo cambiario y la expectativa de devaluación de la moneda argentina resultan en tasas en pesos esperadas en el mercado demasiado altas para ser convalidadas por YPF. La última colocación de YPF en el mercado local reflejó ese menor apetito de los inversores, dadas las tasas imperantes en el mercado local por efecto de las nuevas políticas del BCRA. Salvo por un financiamiento vía entidades del sector público como ANSES, Banco Nación y mayores erogaciones recibidas mediante el Plan Gas (subsidio al gas excedente para alcanzar los US$7,5 que fue incrementado en $12.000 millones en la última ampliación presupuestaria reciente) no se observan sino dificultades en este flanco.       

3º) La incertidumbre macroeconómica hace que se vuelva muy difícil para YPF incursionar nuevamente en los mercados de capitales internacionales a las tasas que estaba consiguiendo en el exterior en dólares, al menos en el corto plazo. A la incertidumbre sobre el riesgo país y el default técnico se suma el riesgo propio del negocio, el cual está hoy muy discutido por las dudas sobre la cuantía de la rentabilidad de las inversiones en no convencionales en el corto plazo ya que pequeños cambios en la tasa de endeudamiento impactan fuertemente en la Tasa Interna de Retorno de los proyectos, de por sí no demasiado elevadas por los altos costos operativos, la productividad promedio de los pozos y las restricciones económicas imperantes a nivel local.

4º) Será muy difícil para YPF y para las provincias poseedoras del dominio original de los hidrocarburos conseguir inversiones directas de socios en este contexto, más allá de cambios en las leyes sectoriales que incluye el polémico “carry” de las empresas provinciales el cual podrá disminuir solo marginalmente los costos. Pari-passu el incremento del costo del endeudamiento, el costo del capital propio se ha incrementado y hará muy difícil justificar traer dólares o equipos nuevos al país, más allá de inversiones simbólicas para “estar en el negocio” y compras de “opciones” a futuro entrando a distintas áreas con largos plazos de concesión (los propuestos 35 años para no convencionales) a cambio de algún compromiso determinado de inversión no sustancial en el agregado.

¿Por qué funcionó en el sector gasífero y no en el petrolero, que volvió a caer en julio pese al crecimiento de YPF?

Yo no daría una definición apresurada y diciendo que “funcionó”. Lo que hoy “funciona” es la producción de gas y petróleo de YPF. Esta empresa deberá encontrar la economicidad de los nuevos desarrollos para hacer sustentable la explotación. La propia YPF impulsa cambios en este sentido, lo cual es evidente por su interés en bajar costos mediante una reforma de la Ley de Hidrocarburos. El problema es que las variables que siguen y seguirá por algún tiempo siendo una mochila para YPF son las macroeconómicas. 

El incremento en gas es fruto de la inversión de YPF en Vaca Muerta en nuevos yacimientos no convencionales (con 15 pozos de shale y 55 de tight en explotación a junio pasado) los cual están lejos de tener hoy una rentabilidad de mercado razonable como para atraer a inversores privados en una magnitud considerable y es de alguna forma subsidiada por ser una empresa verticalmente integrada (y usar lo que obtiene de la venta de combustibles para la inversión en el upstream), por el financiamiento barato interno de entidades oficiales y de una gran inyección de dinero del Plan Gas, del cual nadie conoce exactamente que volúmenes se le remuneran a YPF a US$7,5MMBTU y cuál es la tasa de declino teórica que usan para los cálculos. Para hacer sustentable económicamente la producción de gas no convencional YPF debe aun transitar por un buen tiempo la curva de aprendizaje y tener mejores condiciones macroeconómicas para mejorar su acceso al financiamiento internacional a tasas razonables.

A contrario sensu, parece más sustentable en términos económicos el crecimiento de la producción no convencional de petróleo de YPF (con 210 pozos de shale y 4 de tight en explotación a junio del corriente), más basado en condiciones objetivas de mercado (que podrían mejorar bastante si no existieran las retenciones a las exportaciones petroleras) que en subsidios discrecionales.  

¿En qué lugar deja a las petroleras privadas, que no tienen asistencia oficial como si la tiene YPF?

Las petroleras privadas están en una posición de “desensillar hasta que aclare”, solo invirtiendo sus utilidades retenidas (ya que no pueden remitirlas al exterior) en proyectos no convencionales para estar presentes en el negocio, principalmente en tight mas que en shale gas, proyectos que son mayormente remunerados a US$7,5MMBTU por ser gas “nuevo”.

El problema es bastante simple: en una industria en la cual el capital (propio y de terceros) es el principal insumo, su costo, influido fuerte y negativamente por la situación macroeconómica deja con pocas posibilidades a sus actores para motivar mejoras (más inversión, incremento de la rentabilidad de los nuevos negocios, etc.) a nivel microeconómico con precios atados a la discrecionalidad de la autoridad de aplicación (conseguir que el gas se remunere a 7,5 y…conseguir cobrarlo porque hay bastante demora en ello actualmente).

¿Cómo repercute todo esto en los actuales niveles de importación energética, que muestran un balance energético negativo?

El objetivo planteado en la ley que estatizó YPF es alcanzar el autoabastecimiento. Objetivamente, y a pesar de los denodados esfuerzos de YPF, la poca claridad regulatoria del sector y el deterioro aun mayor de la situación macroeconómica hizo que hoy estemos más lejos que en ese momento de conseguir el autoabastecimiento. Para ser específico, mientras que el saldo comercial energético en 2012 (año completo) fue de US$ - 2.803 millones, en 2013 alcanzó los US$ -6.295. En el corriente año, aun con una recesión que volvió negativos los pronósticos de crecimiento del PBI, el déficit comercial energético se prevé similar o apenas menor al del año anterior.

Si se observan las cifras actuales (ver debajo) la preocupación aumenta ya que ni siquiera la recesión hace bajar ya el déficit comercial energético, contribuyendo muy negativamente a la situación de  balanza de pagos y a la falta de dólares que estamos atravesando a nivel macroeconómico.

En lo que respecta a las importaciones, saldo comercial energético y crecimiento del PBI, la comparación es la siguiente (fuente INDEC):

Importaciones energía 1º semestre 2013: US$6.126                                                                           
Saldo comercial energía 1º semestre 2013: US$-3.295                                                                      
(Con un crecimiento PBI, 1º semestre 2013/1º semestre 2012: +5,8%).

Importaciones energía 1º semestre 2014: US$5.964                                                                         
Saldo comercial energía 1º semestre 2014: US$-3.256                                                                        
(Con un crecimiento PBI, 1º semestre 2014/1º semestre 2013: -0,8%).


sábado, 20 de septiembre de 2014

Comentarios al Proyecto de Ley de Hidrocarburos del P.E.N

(Publicado en Carta Energética Año VI, Volumen Nº 22, Septiembre 2014, Montamat & Asoc.).

Por Mauricio E. Roitman

El pasado 16 de septiembre se firmó un acuerdo federal de hidrocarburos entre el Estado Nacional y los gobernadores de la OFEPHI. Dicho Acuerdo, enviado al parlamento en la forma de proyecto de ley, consta de dos anexos, uno que da forma a programas fiscales y tributarios estables y homogéneos a ser aprobado también por las legislaturas de las provincias firmantes y los municipios correspondientes (Anexo I), y otro que incluye las reformas a la ley 17.319. En particular, las modificaciones se refieren principalmente a los siguientes temas: 1) plazos para exploración y explotación diferenciados por tipo de yacimiento, 2) mantenimiento de alícuotas de regalías; aportes de la industria mediante responsabilidad social empresaria y del Estado Nacional para infraestructura, 3) mecanismos de adjudicación de áreas por licitación competitiva, 5) mecanismos de promoción de inversiones, y 6) promoción de una legislación ambiental uniforme.

Dentro de las modificaciones que propone el proyecto enviado al parlamento se destacan dos aspectos. El primero es el relativo a los cambios en los plazos para la exploración y explotación de los distintos tipos de yacimientos. El segundo es el derecho que se otorga para que un concesionario de una explotación convencional solicite dentro de su área una nueva concesión no convencional. A continuación se presenta un breve análisis de estos.

1. a) Acortamiento de los plazos de los permisos de exploración.

Actualmente, la ley Nº 17.319 establece en su artículo 23 un plazo básico conformado por tres períodos de 4, 3, y 2 años respectivamente, y un período de prórroga de hasta 5 años. Para las exploraciones en la plataforma continental cada uno de los períodos del plazo básico se puede incrementar en un (1) año.

El proyecto (art. 1º) divide el período de plazo básico en convencional y no convencional y los acorta respecto de la ley actual. En convencional, el plazo básico incluye dos períodos de 3 años cada uno, y luego un período más de prórroga por 5 años. En no convencionales, el plazo básico también incluye dos períodos pero de 4 años cada uno, y un período de prórroga de 5 años. De igual manera que en la ley vigente, para las exploraciones en la plataforma continental cada uno de los períodos del plazo básico se puede incrementar en un (1) año.

El cambio es positivo para evitar que quien obtiene un permiso especule con un negocio de tipo inmobiliario y porque intenta que las inversión exploratoria sea más agresiva. Sin embargo, existen dos problemas que subyacen a esa iniciativa. El primero es que no resuelve el mal uso de las cesiones de áreas, que han sido las herramientas utilizadas para monetizar la renta obtenida con los permisos a empresas sin experiencia petrolera. El segundo problema es que impone una mayor carga financiera a los proyectos ya que una mayor inversión exploratoria en menor tiempo requiere una mayor capacidad para financiar las amortizaciones de capital que se generan.

1. b) Establecimiento de plazos de concesiones de explotación diferenciados.

El proyecto establece los siguientes plazos para las concesiones de explotación en su artículo 9º:
a) 25 años para convencionales (art. 35, Ley 17.319, para todo tipo de concesiones).
b) 35 años para no convencionales (No estaba en la Ley 17.319).
c) 30 años para explotación costa afuera (No estaba en la Ley 17.319).

Esta modificación, junto con la conversión de áreas convencionales en no convencionales, resulta una de las más polémicas y al mismo tiempo las que menos atención recibieron en la negociación entre YPF y los gobernadores de las provincias petroleras.

Si bien los proyectos de inversión mejoran levemente su Tasa Interna de Retorno (TIR ) y su Valor Actual Neto (VAN) cuando se extiende el plazo de las concesiones no convencionales de 25 a 35 años, no parece resultar esa la variable fundamental que determina la decisión de hundir capital como inversión. El alto costo del capital –propio y de terceros-, por alto riesgo país, de default, político y regulatorio, hace que los flujos futuros de fondos, una vez descontados, sean muy castigados y casi irrelevantes para evaluar la factibilidad del proyecto. La razón tampoco parece surgir del distinto perfil productivo de los pozos: las inversiones más importantes y la producción obtenida son ambos de gran magnitud al comienzo del período mientras que esta última rápidamente declina, estabilizándose en valores bastante más bajos durante largo tiempo. Es decir, tanto los costos como los ingresos determinantes del proyecto se dan al comienzo.

Operadores y empresas de servicios petroleros han comentado que para traer equipos a Argentina deberían tener tasas de retorno de entre 25% y 30% en dólares. Ello hace que las tasas internas de retorno (TIR) requeridas por los proyectos de no convencionales no resulten suficientes para atraer inversión privada de riesgo en la cuantía necesaria. 

La búsqueda de un entorno macroeconómico apto para los negocios, con baja inflación y libre de restricciones cambiarias, y la baja de costos operativos mediante la inversión en infraestructura estatal –Ej.: transporte por ferrocarril para agentes de sostén y sistemas de acueductos para provisión de agua- deberían figurar antes en el ranking de prioridades.

Otra variable de relevancia e impacto en la factibilidad económica de los proyectos, soslayada rápidamente de la discusión pero planteada correctamente por los gobernadores, es el tema del precio en boca de pozo del petróleo y el gas. La separación del precio interno del internacional mediante derechos de exportación (petróleo) o regulación (gas), bajó los ingresos por regalías de las provincias y la base imponible del impuesto a los ingresos brutos con cuantiosas pérdidas para esas jurisdicciones, sin adentrarnos en el contrafáctico de calcular la caída de inversión que ello indujo en los últimos años.

Volviendo al plazo, su extensión no es gratuita. Se está cediendo un derecho económico sobre un recurso natural que posee una valuación de mercado. Esa valuación del “derecho a” o de la “opción de” surge de las licitaciones competitivas, las cuales no se harán si hay plazos más largos, prórrogas, prórrogas de prórrogas y transformaciones de concesiones convencionales en no convencionales como propone el proyecto. La negociación bilateral de estos casos no competitivos (Empresa – Estado Concedente) le evita a la empresa tener que revelar su verdadera valuación del derecho a adquirir. El perdedor de la renta es quien ejerce el dominio originario del recurso, al tiempo que tampoco tiene una garantía que en este entorno macroeconómico prosperen las inversiones.

Si lo que se quiere motivar es más inversión hoy, dada las condiciones macroeconómicas imperantes, la extensión de los plazos no lo logrará en forma sustancial ya que no afectará significativamente la factibilidad económica de los proyectos. Sin embargo, de volver a una situación de estabilidad macroeconómica con esos derechos otorgados se estarán transfiriendo cuantiosas rentas a su propietario por el solo hecho de poseerlos. Esa renta potencialmente transferida es la que quiere ofrecer YPF para hacer atractivo el negocio como forma de contrarrestar el costo que la inestabilidad macroeconómica le infringe a sus proyectos. Con estabilidad macroeconómica y sin restricciones a la disponibilidad de divisas no hay necesidad de esa renta extraordinaria, arrancada a los poseedores del dominio originario.

Asimismo, un marco regulatorio de reglas generales (no particulares y discrecionales como sigue proponiendo este proyecto), donde YPF deba competir de igual a igual con los otros actores privados sin privilegios, no solo redundará en incentivos al crecimiento de la inversión de aquellos sino también de la propia YPF. Una empresa estatal que no compita y que por ende pierda interés en mantener sus costos a raya dará lugar a rentas que querrán ser aprovecha-das por grupos de interés vinculados a la actividad que harán cada vez más complicada la su gestión en el futuro, como ya ha ocurrido en reiteradas ocasiones. El caso de la reforma del mercado petrolero mexicano, intentando desmantelar el monopolio de la estatal PEMEX, es una lección más para entender que el norte de este proyecto es equivocado.

2. Se otorga el derecho para que un concesionario de explotación convencional solicite dentro de su área una nueva concesión para proyectos no convencionales.

El proyecto, en su artículo 5º, otorga el derecho para que un concesionario de explotación convencional pueda solicitar, dentro de su área, una nueva concesión para proyectos no convencionales siempre que comprometa las inversiones necesarias.

Esta cesión de derechos es perjudicial para las provincias, las cuales podrían licitar nuevamente las áreas al vencimiento de las actuales concesiones o establecer algún tipo de acuerdo para licitarlas antes. Mediante ese procedimiento las jurisdicciones provinciales podrían establecer nuevas condiciones para capturar renta petrolera en el período siguiente.

Por ejemplo, llevando esta potestad al límite YPF estaría en condiciones de seguir haciendo acuerdos como el de Chevron que le permitan prorrogar algunas de sus concesiones que vencen en el 2027 hasta el 2072 (35 + 10) sin permitir una nueva licitación provincial de esas áreas. Esto vacía las facultades provinciales en materia de ejercicio del dominio originario por varias décadas y traslada la captura de renta potencial de las provincias a la empresa. Sumado a ello, aparece la eliminación de las limitaciones estructurales a la cantidad de permisos de exploración y concesiones de explotación mediante sendas modificaciones a los artículos 25 y 34 de la ley 17.319 (art. 2º y 8º del proyecto), que de hecho YPF venía incumpliendo. El resultado es menos información de cuanto el mercado valúa esos derechos, menos competencia, menos transparencia y menos renta para las provincias.

La paradoja es que mientras el artículo 11 del proyecto establece que los permisos y concesiones serán adjudicados mediante licitaciones competitivas, el mismo proyecto habilita más mecanismos como los comentados antes para evitarlas.


martes, 20 de mayo de 2014

Invierno 2014, entre luces y sombras

Montamat y Asociados (Carta Energética, Nota Editorial, Año VI. Volumen Nº 20 | Marzo 2014)

Históricamente, el período estival sometía sin piedad a la red de alta tensión del sistema interconectado nacional a los mayores requerimientos de potencia y energía que podían esperarse. Según fuesen las políticas de desarrollo del sistema, llevadas adelante por los funcionarios políticos de turno, mejor o peor asesorados por algún grupo de técnicos propios o agrupados a tal fin, se avanzaba con la instalación de unidades de generación eléctrica y las falencias aparecían en el transporte de alta tensión o eventualmente en la red de distribución; o bien, la red eléctrica estaba allí, disponible, pero las unidades generadoras (algunas por demoras históricas en su construcción, otras por pésimos programas de mantenimiento) no permitían satisfacer la demanda con el estándar de calidad que ésta esperaba.

En los últimos años, el sistema se encuentra en una situación que hace complejo el trazado de paralelos con la historia. De manera oficial desde el año 2003, tenemos planeamiento estatal central para detectar las necesidades de expansión en todos los niveles del sistema, sin embargo, la cruda realidad es que si entramos jerárquicamente, nivel por nivel, ese planeamiento muestra las peores facetas del “mal” planeamiento centralizado.

Generación y Demanda

Desde hace años, el núcleo esencial de los incrementos en la oferta de generación de energía eléctrica pasa por la instalación de centrales térmicas de ciclo combinado. La instalación de estos equipos cerca de la demanda concentrada en Litoral y Gran Buenos Aires, liberó al sistema de ampliaciones de transporte, pero ante la creciente dificultad para abastecerlas de gas natural como principal combustible, hemos escalado a consumos de gasoil en cantidades siempre crecientes, cada vez más costosas para la nación. Paradójica-mente, se han ampliado los gasoductos troncales para abastecer de gas a estas usinas, aunque durante casi medio año las mismas no disponen ni del gas natural (aunque tengan contratos firmes con productores del mismo), ni de su correspondiente transporte en los sistemas de las empresas Transportistas de Gas.

Otro actor importante de la generación térmica son las centrales nucleares, entre ellas la CN Atucha II está siempre allí, a punto de ingresar, casi en servicio…finalmente, con buenos deseos, compensará parte de la energía de la salida de la CN Embalse para su extensión de vida útil, y parte de la irregularidad de una CN Atucha I que tiene más que ganada una jubilación digna.

En el otro extremo de la escala de los módulos de generación tenemos que en el marco de las Resoluciones SE 1836/2007 y 220/2007, el sistema recibe el soporte de pequeñas unidades de generación llamadas “móviles” y “delivery” que apuntan a resolver problemas estructurales de manera urgente en los niveles de subtransmisión y distribución. A un costo increíblemente elevado, son un remedio casi peor que la enfermedad, son tan costosas que su uso vacía los recursos económicos que deberían racionalmente destinarse a resolver problemas de la red y a instalar generación económicamente más racional. Cabe des-tacar que de los 7.600 MW adicionales instalados en la última década, cerca de 1.500 MW corresponden a este tipo de generación; es decir, el 20% de lo recientemente instalado se opera únicamente con gasoil (presentando los mayores costos de operación del sistema) y el repago del capital invertido no ha resultado para nada insignificante para los costos del sistema.

En paralelo a esta realidad en la generación, la demanda de energía eléctrica parece decidida a continuar con su crecimiento y, para delinear el cuadro de situación los requerimientos invernales son tan extremos como los del verano, en gran parte debido a la intensa instalación de unidades de refrigeración y calefacción eléctricas en las principales áreas urbanas, sumado a una política de tarifas y subsidios que han materializado un verdadero ejemplo de mala escuela regulatoria.

Y ahora viene el invierno

Esta situación de mayor escasez de energía en el horizonte, aunque quiera interpretarse como un éxito de la política redistributiva que lleva adelante el estado nacional, es vista puertas adentro con enorme preocupación. La frase … “tenemos que pasar este invierno antes de empezar a pensar en el próximo verano”... dejó de tener, si alguna vez lo tuvo, un gesto relajado, para plasmar la sensación de navegar hacia el iceberg sin mucho cuidado. Esto también, refleja lo que lentamente todos los actores fueron percibiendo, el sistema llegó a su límite, en su capacidad para generar, transportar y distribuir.

El cuadro de situación, a esta altura de su desarrollo tiene solamente dos posibles alivios, por un lado tenemos que la demanda del invierno no llegue a los valores extremos del verano, 25.000 MW es el número que desvela a los despachos, se lo mira como un límite difícil de abastecer, que requeriría contar con una gran logística de combustibles y con una buena disponibilidad de la generación térmica. Por el otro lado, que las tareas de repotenciación y recuperación del parque térmico lleven a buen destino. Lo que no puede ignorarse es que se repotencian y recuperan generadores con más de 40 años de funcionamiento, donde todos los circuitos eléctricos y termodinámicos han cubierto la vida útil esperada en cualquier otro lugar.

Una pequeña luz en el camino

Durante marzo, el Servicio Meteorológico Nacional planteó una frase que sonó a bálsamo en los oídos del sector, puede que el próximo sea un invierno con temperatura superiores a las medias históricas. Si este pronóstico se cumple, y ninguna instalación de generación o transporte falla, crecerá la esperanza de vida más o menos sin grandes sobresaltos para la industria eléctrica. Falta ver si esta pequeña cuota de alegría, no trae peores problemas para el verano, todavía nadie sabe qué tan húmedo va a ser el año hidráulico que va a comenzar y con qué recursos vamos a contar para el “más allá” del invierno 2014.

El fin de la historia

La esperanza de incorporar unidades para incrementar la oferta de potencia quedó entonces concentrada en las obras de repotenciación y recuperación de las viejas turbinas de vapor y algunas turbinas de gas más modernas, principalmente en:

 Central Puerto, donde las TV's 5 y 6 están terminando sus reparaciones luego de experimentar fallas muy importantes;
 Central Costanera, en las TV's 1 y 2 en una marcha contra reloj para sumar 200 MW en la costa de Buenos Aires, y sobre todo recuperar urgentemente el Ciclo Combinado de 800 MW Mitsubishi cuya TV sufrió una importante avería y que, hasta aquí, se supone puede recuperarse para antes del invierno, 
 Central PlusPetrol Norte, TG's 1 y 2 permitirían recuperar 220 MW pero estarían volviendo al servicio en junio, ya en el filo del invierno;
 Central Pilar, la recuperación del Ciclo Combinado que se encuentra fuera de servicio desde septiembre de 2013 y que ya debería haber ingresado;

Quedaran pendientes dos movidas muy importantes, la intervención mayor en la Central Piedrabuena en Bahía Blanca (600 MW) y la extensión de vida útil del Ciclo Combinado de Agua del Cajón (450 MW), aunque ambas funcionan parcialmente, la poca estabilidad de sus sistemas hace que su disponibilidad no resulte ninguna garantía para el abastecimiento.

El papel de las renovables en este marco de desinversión y falta de planificación

Sin ser la solución mágica del problema, la instalación de centrales de generación renovable podría haber apuntado a mitigar dos de los problemas: la importación de combustibles y el preocupante nivel de potencia disponible del sistema.

Sin embargo, lejos quedó el "interés nacional de la generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables" sancionado en Ley 26.190 del año 2006. Con el Programa GENREN su buscó alcanzar el 8% del consumo de energía eléctrica nacional, sin embargo, a pesar de los altísimos precios por los que se licitaron los contratos de energía, de los 1000 MW licitados originalmente solo 150 MW se habilitaron. Por otro lado, la sanción de la Resolución SE 108/2011 no potenció la instalación de gran cantidad de MW adicionales renovables debido, en gran medida, a la discrecionalidad con la que avanzaron ciertos proyectos. Como consecuencia, en 2013 la participación de dichas tecnologías no llegó al 2% del consumo nacional.

Concluyendo este breve cuadro, más allá de que una vez más la suerte nos sonría o el azar nos acompañe con la temperatura, y por ende la demanda de energía, más allá que podamos sacarle un poco más de energía a un grupo de centrales que cumplieron con su función, que mejoremos el mantenimiento de algunas unidades que por causas que exceden este artículo han padecido fallas severas y abandono, lo que debería llamarnos a la reflexión es hasta dónde podemos seguir así, cuánto más se puede brindar un sistema eléctrico que muestra parches en todos sus frentes (tanto técnicos como normativos), hasta dónde podemos mantener estos niveles de consumo de combustibles alternativos, tanto por el efecto que su costo tiene sobre los fondos públicos como por la logística descomunal que demanda abastecer de ellos a las centrales. La respuesta, en el interior de cada especialista del sector, está clara: sabemos que esta es una historia cuyo resultado demandará en poco tiempo cambios muy importantes en el sector. La dirección de esos cambios dependerá de dónde quedemos parados tras la crisis que asoma y de cuán bien se planifique el futuro del sector, en un contexto que, en el corto plazo, no parece alentador.



miércoles, 14 de mayo de 2014

El biodiesel: situación actual y perspectivas

    
Lic. Agustín Torroba
Montamat & Asociados

“El uso de aceites vegetales como combustibles para motores puede parecer insignificante hoy, pero con el paso del tiempo será importante como sustituto del petróleo y del carbón.” Rudolf Diesel (1893).

El biodiesel producido en Argentina es un producto agroindustrial derivado del aceite de soja. Para producir este insumo, el complejo sojero debe moler el grano (crushing) originando economías de variedad: del total de crushing se obtiene un 18% de aceite de soja (que luego se convertirá en biodiesel), un 80% de harinas proteicas y pellets (que luego se convertirán en proteínas blancas-leche- y proteínas rojas-carne) y un 2% de residuos.

El aceite de soja se filtra y reacciona con un catalizador base y con un alcohol (en general metanol). Dicha reacción (transesterificación), dará como resultado dos subproductos, biodiesel y glicerina. El biodiesel se mezcla con gasoil y ambos productos forman un bien compuesto. La cantidad de biodiesel en gasoil se denomina “corte”. De esta manera, una proporción de 5% de biodiesel y 95% de gasoil es un corte o “mezcla” denominado B5. Si la proporción fuera 10% y 90% respectivamente, el corte sería denominado B10 y así sucesivamente. El biodiesel puro se denomina B100. Actualmente, la reglamentación nacional fija un corte obligatorio del 10%.

La producción de biocombustibles se inserta dentro de un nuevo paradigma donde los derivados biológicos comienzan, lentamente, a complementar y sustituir a los minerales.

Dentro de este contexto, la producción de biodiesel de soja en nuestro país, tomó un rápido impulso, motivado principalmente por el mercado externo, donde el diferencial de retenciones entre el aceite de soja y el biodiesel favoreció la integración vertical de la cadena de producción.

A pesar del impulso inicial, el sector acusó un estancamiento en su producción en el año 2012 y una caída de la misma del 25% en 2013. En el siguiente gráfico se puede observar el crecimiento inicial del sector y su consiguiente estancamiento y posterior caída.

Gráfico 1: Producción y Exportación de biodiesel de soja (en toneladas)
Fuente: elaboración propia en base a datos de mercado

Para entender las causas de la situación actual del sector, hay que comprender los diferentes esquemas de producción. En primer lugar, se encuentran las grandes plantas de producción integradas verticalmente con la fabricación de aceite (Cargil, Molinos Río de la Plata, Vicentín, Renova, entre otras). Estas empresas fueron creadas, en mayor medida, para destinar su producción al mercado externo. En segundo lugar, se encuentran las grandes empresas que no integran verticalmente su producción, sino que adquieren el aceite de soja en el mercado domestico y lo transforman  en biodiesel (Explora, Patagonia Bioenergy, Viluco, etc). Estas empresas tuvieron un comportamiento dual: en general dedicaban su producción al mercado interno, pero en algunos casos la producción también se dirigió al mercado externo. En tercer lugar, surgieron, estimuladas por el Estado, las pequeñas y medianas plantas de producción, abastecedoras exclusivas del mercado interno.

El sector ha acusado dos fuertes impactos: desde 2012, los precios del mercado interno son ahora establecidos de manera arbitraria (previamente eran fijados mediante una fórmula polinómica) y con un rezago de tiempo considerable, lo que ha provocado rentabilidad negativa durante muchos meses de producción, incertidumbre por no tener precio definido y cierre parcial de algunas plantas. Estos hechos vienen afectando principalmente a las pequeñas y medianas empresas y a las grandes empresas que dedican su producción al mercado interno. El segundo impacto negativo surge en 2013, cuando comenzaron una serie de acusaciones de dumping por parte de la Unión Europea (UE). La situación derivó en una pérdida casi total del principal mercado de exportación del sector al fijarse aranceles del 25%. Este hecho afectó a las grandes empresas exportadoras. Para contrarrestar el cierre de dicho mercado, la Secretaría de Energía decidió incrementar el corte de biodiesel, que por entonces era del 8%, llevándolo a un 10%.

La política de fijación arbitraria y tardía de precios internos provocó, por el lado de la oferta, que no se ofrecieran las cantidades suficientes para abastecer el cupo del 10%, fijado en diciembre de 2013. A esto se le suma, que por el lado de la demanda, las petroleras prefieren adquirir gasoil importado el cual, al estar libre de impuestos (por el artículo 30 del Presupuesto Nacional 2014), resulta más barato que el biodiesel que si tributa dichos impuestos. El siguiente gráfico muestra la caída en el porcentaje real de la mezcla, la cual a pesar de estar fijada en un 10%, no ha llegado a cubrir nunca dicho cupo.

Gráfico 2: Porcentaje real de mezcla (% de biodiesel en gasoil)

Fuente: elaboración propia en base a datos de mercado

El parlamento se encuentra tratando un proyecto de ley que desgrava parcialmente al biodiesel de los tributos que no paga el gasoil importado. Esto causará una disminución parcial del sesgo negativo por el lado de la demanda de las petroleras. Aún así, si el parlamento aprueba el proyecto en discusión, el biodiesel seguirá estando en condiciones tributarias y de precios desfavorables respecto del gasoil importado, aunque mejor respecto de la situación actual.

Mientras tanto, por el lado de la oferta, hasta que no exista una metodología clara y sin rezagos para determinar los precios, la incertidumbre seguirá provocando que el corte real se encuentre por debajo del corte teórico obligatorio.


A la incertidumbre del mercado interno, se le suman los problemas en el mercado externo, donde la solución no parece avizorarse en el corto plazo. Un sendero de precios razonables establecido en forma no discrecional mediante una fórmula polinómica y un estímulo en el mercado interno (lo cual podría darse con un nuevo aumento en el corte obligatorio) le permitiría al sector aumentar su producción, que hoy se encuentra operando al 40% de su capacidad instalada, y salir de la actual crisis.




jueves, 1 de mayo de 2014

Música con energía

Esto no es solo energía y economía...

Tomate cinco minutos, tomate un té...y escuchá esto:

Nigel Kennedy & Richard Galliano - St Prex Classics Festival 2013
https://www.youtube.com/watch?v=XGIx7o2E8u8

Niguel Kennedy, un loco lindo (BBC):
https://www.youtube.com/watch?v=jLHc9Zovn5Y
https://www.youtube.com/watch?v=SLaqk6Qp3yQ
https://www.youtube.com/watch?v=4cRGefqUIjs

Las cuatro estaciones de Vivaldi, por Niguel Kennedy:
https://www.youtube.com/watch?v=DYvkVqpLX_E

Richard Galliano: Piazzola Forever
https://www.youtube.com/watch?v=mAhebGhFCzc

Nigel Kennedy (28 de diciembre 1956, Brighton, Inglaterra) es un violinista y violista.
Nació en Brighton, East Sussex, descendiente de un largo y prestigioso linaje de músicos. Su abuelo fue Lauri Kennedy, violonchelista británico que tocó en laOrquesta Sinfónica de la BBC, que tocó, entre otros, junto a Fritz Kreisler, Jascha Heifetz y Arthur Rubinstein. Su abuela fue Dorothy Kennedy, pianista, que acompañó a John McCormack, y enseñó a los niños de Enrico Caruso. Lauri y Dorothy se establecieron en Australia, donde nació su hijo, el violonchelista John Kennedy, que fue violonchelista de la Orquesta Filarmónica Real de Sir Thomas Beecham. La madre de Nigel fue Escila Stoner, profesora de piano. Nigel no conoció a su padre hasta que tuvo 11 años. Niño prodigio a quien Yehudi Menuhin pagó sus estudios de violín desde que lo descubrió.
Muy conocido por sus interpretaciones de Las cuatro estaciones de Antonio Vivaldi, de la que llegó a vender más de un millón de discos, convirtiéndose en un récord de ventas en música clásica y por su trabajo con la célebre soprano Sarah Brightman.
Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Nigel_Kennedy

Richard Galliano (Cannes, 12 de diciembre de 1950) es un compositor musical y acordeonista franco-italiano de jazz.
Comenzó tocando el piano y el acordeón con su padre, Lucien Galliano, un italiano asentado en Niza. Después amplió sus estudios con el profesor Claude Noël, que le introdujo en el mundo del jazz. Siguió sus estudios musicales en el Conservatorio de Niza, dirigido entonces por el organista Pedro Cochereau. Allí tomó clases de contrapunto, armonía y trombón.
En 1983, Astor Piazzolla invita a Richard Galliano como primer solista de bandoneón en una comedia francesa inspirada en el Sueño de una noche de verano (de William Shakespeare) con música original de Piazzolla escrita sobre una puesta en escena de Jorge Lavelli. Este fue el principio de una gran amistad entre los dos músicos, que duró hasta la muerte de Astor Piazzolla en 1992.
Ha colaborado, entre otros, con George Mraz, Al Foster, Juliette Gréco, Charles Aznavour, Ron Carter, Chet Baker, Enrico Rava, Martial Solal, Miroslav Vitous, Trilok Gurtu, Jan Garbarek, Michel Petrucciani, Michel Portal, Wynton Marsalis y Toots Thielemans.
Entre otros premios y reconocimientos, ha recibido: el Primer Premio Trofeo Mundial en 1966 (Valencia) y en 1967 (Calais), el Primer Premio del presidente de la República 1968 (Charles de Gaulle), el Premio Django Reinhardt otorgado por La Academia del jazz francés y el Mejor Músico de Jazz del año 1993.
Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Richard_Galliano