Transcript La renta petrolera argentina: su importancia y distribución

Lineamientos de una nueva
política para la exploración y
producción de hidrocarburos
Por Daniel Gustavo Montamat
Comité Nacional UCR
26-08-10
Tabla de contenidos
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El concepto de renta del petróleo y el gas natural
La renta del petróleo y el gas en la Argentina.
Apropiación y distribución
La propiedad de los hidrocarburos en la Argentina y
la renta
Regímenes alternativos de explotación y renta de
los hidrocarburos
Propuesta de exploración y producción basada en la
renta
El negocio petrolero
“La característica económica básica del
negocio petrolero es calcular el valor
de las reservas que razonablemente se
espera encontrar, y compararlo con el
riesgo y con el costo de explorarlas, de
desarrollarlas, de producirlas y de
comercializarlas” La energía argentina:
otra víctima del desarrollo ausente
Ingresos petroleros y
curva de producción
Curva de producción anual de petróleo
yacimiento tipo
Miles de barriles/año
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
Año
Producción anual de petróleo
Renta bruta en función del
costos marginal de corto plazo
Renta Bruta Total Producción de Petróleo
70,0
60,0
u$s/bbl
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
Año
Costos Operativos de Producción
Renta Bruta Total
La renta neta toma en cuenta la
reposición de reservas
Renta Petrolera
60,0
Miles de u$s
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
Año
Renta Propiamente Dicha
Costos de exploración y desarrollo y exploración improductiva
Costos Operativos de Producción
22
23
24
25
26
27
Renta potencial y renta
apropiable
Precio y año de abandono
Ejercicio sin impuestos
100,0
90,0
80,0
u$s/barril
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
4
9
14
19
Año
Costo operativo de extracción por barril
u$s 50 por barril
u$s 20 por barril
u$s 80 por barril
24
29
Cálculo de la renta argentina:
precios de referencia
800
U$S
600
400
200
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009*
Precio Referencia Internacional Petróleo (U$S/m3)
Precio Referencia Regional Gas (U$S/Mm3)
Precio Venta Promedio Petróleo Mercado Doméstico (U$S/m3)
Precio Venta Promedio Gas Mercado Doméstico (U$S/Mm3)
Cálculo de la renta: costo medio
total del BEP
Costo medio total por barril
30,00
US$ por barril
25,00
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
2002
2003
2004
Costo BPE
2005
Costo BP
2006
2007
Costo BGN
2008
2009
Renta anual up-stream de
petróleo y gas natural
Renta total del petróleo y gas argentino
Total período 2002-2009 MMUS$ 95.691
30000
25811
MM U$S corrientes
25000
20000
15000
13978
14240
2006
2007
12967
10175
10000
5000
7873
4786
5861
0
2002
2003
2004
2005
Año
2008
2009
La participación del petróleo y
el gas en la generación de renta
Renta del petróleo y el gas
2002-2009
30000
mil lones de U$S
25000
20000
11812
15000
3851
10000
5000
0
1272
3513
1373
4488
2002
2003
1505
4594
7185
1912
6368
8263
10128
9646
2004
2005
2006
2007
renta petróleo
renta gas natural
13999
5782
2008
2009
La renta total generada por el
petróleo y el gas natural
Participación del gas y el petróleo en la renta
total 2002-2009 (MMUS$ 95.691)
33503, 35%
62188, 65%
petróleo
gas natural
La distribución de la renta generada
por el petróleo y el gas natural

Government take
– Provincias (regalías, impuesto a los ingresos
brutos, canon)
– Nación (retenciones, impuesto a las ganancias –
coparticipable-)


Corporate Take- (Utilidades)
Consumer Take – (Diferencia entre
precios económicos de referencia y precios
internos sujetos a retenciones y controles)
Distribución de la renta
del petróleo y el gas
Reparto Renta petróleo y gas 2002-2009
Total MM$US 95.691
14036,
15%
27082,
28%
down stream take
54573,
57%
government take
corporate take
Evolución de la
distribución de renta
El subsidio a los
consumos aguas abajo
Sólo parte del subsidio
petrolero fue al consumo final
9.000
Millones US$
7.000
5.000
3.000
1.000
-1.000
-3.000
-5.000
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Total Subsidio Consumidor
Subsidio Upstream
Subsidio Refinación
Renta económica y propiedad
de los hidrocarburos
Dominio
Originario
Dominio útil
(Explotación)
Código Minero
Nación y provincias
privados
Ley 12161
Nación y provincias
YPF y privados
Ley 14773
Nación
YPF y contratistas
Ley 17319
Nación
YPF y contratistas
CN 94 Art. 124 y ley
24145
Nación y provincias
YPF Repsol/YPF y
privados
Ley 26197
Nación y provincias
Repsol/YPF - privados
ENARSA -públicas
Dominio útil y regímenes
de explotación




Empresa Nacional de petróleo y contratos de
servicios petroleros. El riesgo exploratorio es
absorbido por la empresa del Estado. (Méjico, Irán,
Brasil antes)
Empresa Nacional de petróleo y esquemas de
producción compartida. El riesgo exploratorio es
asumido en principio por el privado. (Colombia,
Angola, Plan Houston)
Concesión con presencia o no de empresa estatal.
El riesgo exploratorio es asumido por la empresa.
(Brasil ahora, Noruega, Estados Unidos, Canadá)
Las quimeras del dominio útil y
los regímenes de explotación

EMPRESA ESTATAL PARA APROPIARSE EL ESTADO
DEL 100% DE LA RENTA PETROLERA
– La empresa estatal tiene también que apropiar renta para
reponer reservas. Si dio pérdidas la renta quedó en el
camino de los mayores costos (ñoquis, proveedores,
contratistas) o de precios políticos

LAS CONCESIONES PRIVADAS ASEGURAN LA
REPOSICIÓN AUTOMÁTICA DE RESERVAS
– La empresa privada puede reponer reservas en el país o
en otra geología. Si queda sujeta al oportunismo político
sobreexplota y no explora.
La nueva oferta exploratoria:
previsibilidad en la renta y
estabilidad tributaria

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

Oferta de permisos de exploración en base a unidades de
trabajo y canon de explotación básico que escala en función
de una fórmula explicitada que toma en cuenta el Valor
Económico de las Reservas Descubiertas en condiciones
de ser comercializadas: Cpagar=Cbasico [1+/- x], (siendo x
función del valor económico de las reservas p*q)
Regalías y demás impuestos al momento de la oferta quedan
alcanzados por el régimen de estabilidad fiscal.
La adjudicación tomará en cuenta el resultado de una fórmula
polinómica (unidades de inversión y canon). La ponderación
dependerá del riesgo del área en cuestión (alto, mediano y
bajo riesgo)
El permiso adjudicado y la futura concesión de explotación
estará sujeta a un sistema de control implementado por una
Agencia Nacional de Hidrocarburos que instrumentará
auditorias periódicas independientes.
La explotación hereda la
certidumbre garantizada en la
exploración




Concesiones limitadas en el tiempo. Licitación al
vencimiento con opción a igualar la mejor oferta.
La licitación de concesiones vencidas tomará en cuenta
unidades de trabajo y canon con una ponderación que
explicitará una fórmula polinomica. El canon base ofrecido
escalará según el valor económico de las nuevas reservas
probadas conforme a una fórmula explicitada en la oferta. En
la evaluación de las unidades físicas deberá considerarse el
desarrollo en profundidad de nuevos horizontes productivos.
La Agencia Federal de Hidrocarburos deberá reunir y proveer
la información que elimine las asimetrías informativas.
El llamado a licitación de concesiones vencidas no podrá
anticiparse más de un año de la fecha de vencimiento
Cuidado con la
matemática de la renta. Si
el petróleo y el gas quedan
debajo de la tierra no hay
renta para nadie. El 100%
de 0 es 0. ¡GRACIAS!