Aspectos jurídicos y contractuales de la industria petrolera. Dario G. Lamanna
◦ Medición, lectura, facturación y cobranza
• La naturaleza económica de la actividad:
◦ Grandes inversiones en activos fijos
◦ Existencia de subaditividad de costos: los costos de prestar el servicio con una sola empresa son menores que hacerlo con más de una
◦ La subaditividad de costo es condición necesaria y suficiente para la existencia de un monopolio natural
◦ Los monopolios naturales deben ser regulados de forma óptima para maximizar el bienestar social
• La naturaleza jurídica del servicio público:
◦ Posee características de universalidad, principios de libre acceso y no discriminación
Cuadro 2. Estructura de la industria
Fuente: elaboración propia.
3. Situación de las actividades de refinación
de petróleo (downstream)
La industria petrolera se encuentra dividida en tres grandes sectores: upstream, midstream y downstream. La actividad de refinación, también llamada downstream, se refiere usualmente a las actividades de refinamiento de petróleo crudo, ya sea que se trate de crudo liviano, pesado o extrapesado, en función de su grado API, aunque también incluye las actividades de comercialización y distribución a través de las redes de estaciones de servicio.
Las actividades del midstream se refieren en general al transporte de petróleo crudo, gas natural, productos, subproductos y derivados, a través de ductos o cañerías de conducción.
En los países de América Latina y El Caribe la actividad del downstream o refinación reviste especial importancia, tanto por su impacto en la economía doméstica como por el nivel de inversiones requeridas en este sector.
En su artículo «Situación y proyección de la refinación petrolera en América Latina y el Caribe»,2 Pablo Javier Deheza da un panorama del estado que guarda la industria de la refinación y las proyecciones de esta para América Latina y el Caribe (ALCA).
Según el autor, esta región posee 20% de las reservas probadas de petróleo en el mundo, con 12% de la producción mundial de crudo y 10% del consumo mundial de petróleo y derivados, pero solo contribuye con 6.4% de la capacidad mundial de refinación, lo que explica por qué la región es una importadora neta de derivados del petróleo: en 2012 la región exportó 4.4 mbd de crudo y 0.77 mbd de derivados, e importó 0.4 mbd de crudo y 2.0 mbd de derivados.
En los últimos años «la actividad de la industrialización de los hidrocarburos se ha concentrado de manera significativa en la región de Asia sobre el océano Pacífico. En contrapartida, Norteamérica y Europa han visto reducida su participación». Aunque ALCA ha aumentado su capacidad de refinación en términos absolutos, su participación porcentual en relación con el mundo ha disminuido. El diésel, la gasolina y el fuel oil (combustóleo) contribuyen con 80% del valor energético de la producción de derivados de ALCA.
Para Deheza, Brasil, México y Venezuela son los tres países que encabezan en ALCA la capacidad instalada para la refinación de petróleo, y por lo tanto la producción de derivados. Según datos de OLADE, entre los tres procesaron 2,116 millones de barriles diarios de crudo en 2011, pero solo Venezuela logra cubrir con producción nacional su demanda, mientras que México y Brasil son importadores netos de derivados. A una menor escala, Argentina, Colombia y Ecuador también logran equilibrar su producción con su demanda interna.
En la mayoría de los países de la región, existe un déficit de capacidad de refinación por falta de inversiones en el sector downstream. Ello origina además que muchos países exporten petróleo y luego importen derivados y gasolinas para cubrir ese déficit del mercado.
Deheza enlista algunos de los principales proyectos para aumentar la capacidad de refinación en ALCA:
• Brasil (Petrobras) tiene planeado aumentar su capacidad de refinación en 1.2 mbd, aumentando su capacidad actual en 50% para 2020.
• Venezuela (PDVESA) tiene proyectos por 0.57 mbd adicionales, además de mejoras en algunas de sus refinerías ya existentes.
• México (Pemex) busca ampliar su capacidad en 0.5 mbd mediante la reconfiguración de su parque actual, pues en 2014 abandonó el proyecto de construcción de una nueva refinería. En el caso concreto de México, Deheza sostiene que aún llevando a cabo la reconfiguración de las refinerías existentes, el país debería de construir en las próximas dos décadas una nueva refinería de tamaño adecuado para cubrir el déficit de gasolinas y otros refinados.
4. Casos de hidrocarburos no convencionales (shale oil, shale gas, tight gas)
El panorama energético ha cambiado sustancialmente en las últimas décadas. El crecimiento demográfico y económico, la demanda de energía tanto de las industrias como de la población, y el agotamiento de los recursos petroleros convencionales han reconfigurado tanto las estrategias de obtención de los recursos como la manera en que se enfrenta el futuro de la industria en el mundo.
Los hidrocarburos de yacimientos no convencionales son una expresión general usada para fuentes de petróleo y/o gas tradicionalmente más difíciles y complejas de extraer que los hidrocarburos de yacimientos convencionales, como son el petróleo y el gas, y que necesitan de soluciones tecnológicas más sofisticadas para el desarrollo adecuado de estos recursos.
El desarrollo de los recursos naturales no convencionales, conocidos como shale gas, shale oil y tight sands, son el principal desafío de la industria petrolera regional, y en particular de países como Argentina, Colombia y México, dado que son la llave para asegurar el autoabastecimiento interno. Esto representa además un cambio de paradigma en el sector de la energía y los recursos naturales de cada país, por la potencialidad del recurso y el tamaño de las reservas de petróleo y gas.
Existe un gran potencial de recursos no convencionales en América Latina. Por ejemplo, Argentina, a través de su empresa estatal YPF S.A., ha comenzado hace unos años a desarrollar estos recursos naturales no convencionales en la formación geológica conocida como «Vaca Muerta», en la provincia de Neuquén, asociándose con importantes empresas internacionales para este proyecto, que representaría en el futuro cercano un incremento de 40% de su producción de petróleo y gas.
Para comprender cómo funcionan los recursos no convencionales, y los mitos que existen sobre su extracción, tomaré los datos del libro El abecé de los hidrocarburos en reservorios no convencionales, del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas IAPG (López Anadón et al., 2015).
En pocas palabras, los autores afirman que estos hidrocarburos de reservorios «no convencionales» son los mismos que se han explotado tradicionalmente, aunque el tipo de roca en donde se encuentran es diferente, por lo cual también cambian las técnicas para su extracción. Por ello, se utiliza una técnica llamada «fractura hidráulica» (fracking es el término en inglés, en español también se le suele llamar «estimulación hidráulica») que desde hace más de setenta años ha permitido mejorar la permeabilidad de los reservorios convencionales.
En los Estados Unidos, los hidrocarburos presentes en formaciones shale se vienen explotando masivamente la última década, con resultados tan exitosos que están cambiando el paradigma energético de ese país e, incluso, le han permitido convertirse en los últimos años en la nación con las mayores reducciones en emisiones de dióxido de carbono a la atmósfera, debido al reemplazo del carbón por el gas.
Para comprender la diferencia entre los reservorios convencionales y los no convencionales, y las diferencias para su explotación, los autores del texto de referencia apuntan:
En los reservorios o yacimientos convencionales, las características porosas y permeables de las rocas que los conforman permiten que los hidrocarburos contenidos en sus poros microscópicos fluyan bajo ciertas condiciones