El Mercado Petrolero Argentino en el período de post-deva luación Matías Lacabanne 1 Tesis de grado “El Mercado Petrolero Argentino en el período de Post-devaluación. El camino hacia la importación” Autor: Matías Lacabanne Correo electrónico: [email protected]Tutor: Lic. Alejandro Rofman Junio, 2008 Seminario de Integración y Aplicación, Facu ltad de Ciencias Económicas, Universidad de Buenos Aires
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Mercado Petrolero Argentino - El camino hacia la importación Julio de 2008
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El Mercado Petrolero Argentino en el período de post-devaluación Matías Lacabanne
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1. Introducción
La crisis política de Diciembre de 2001 fue el reflejo de una profunda crisis económica que tuvo
como principal e inmediata consecuencia a la caída de la Ley de Convertibilidad y la abrupta
devaluación del peso en más de un 300%, con el consiguiente deterioro del salario real. El paquetede medidas paliativas implementado mediante la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen
Cambiario 25.561 logró compensar sólo parcialmente dicho deterioro a través de la pesificación de
las deudas y el congelamiento de las tarifas de los servicios públicos.
En este contexto, que tornó mucho más atractivo al mercado internacional por el efecto riqueza
negativo generado por la caída del salario real doméstico, el gobierno implementó una serie de
medidas tendientes a asegurar el abastecimiento del mercado interno de hidrocarburos, apoyadas
principalmente en la aplicación de derechos de exportación y el control de los precios internos. Pero
el Mercado Petrolero Argentino sufrió cambios drásticos como consecuencia no sólo de estas
circunstancias políticas y económicas internas generadas a partir de la caída del Régimen de
Convertibilidad, sino también de factores externos que, conjuntamente, produjeron modificaciones
profundas en las pautas comerciales y regulatorias en que se desarrolla la industria.
Tales cambios se reflejan en el crecimiento de un 535 % en el valor internacional del Western Texas
Intermediate (“WTI”), crudo tasador para las operaciones de compraventa en el continente
americano, que pasó de 19,7 usd/bbl promedio en Enero de 2002 a 125 usd/bbl en Mayo de 2008. A
su vez, el desvío respecto de los valores promedio para cada año pasó de 3,2 usd/bbl en 2002 a 12,8
usd/bbl en 2007 y 13 usd/bbl en lo que va del año 2008, lo que marca un entorno de mayor
volatilidad en el mercado. Esto implica a priori un contexto muy favorable para los saldos externos
de los países exportadores netos de petróleo, pero a su vez un fuerte sesgo inflacionario para la
economía mundial dado el aumento de las paridades de exportación y su correlato de precios en el
mercado interno.
El contexto externo se caracterizó en todo el período por una tendencia permanente al alza del nivel
de precios de largo plazo. En esta realidad contribuyeron de forma significativa las expectativas
negativas sobre la oferta mundial generadas por las guerras en medio oriente, la política exterior
estadounidense, la parálisis de la industria venezolana, las catástrofes climáticas que afectaron el
corazón de la industria petrolera norteamericana y, más recientemente, el alza sostenida del
crecimiento de los países emergentes asiáticos - fundamentalmente China e India - que explican más
de la mitad del crecimiento esperado en la demanda de petróleo para los próximos treinta años.
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inferior a los aproximadamente usd/bbl 125 en que actualmente cotiza el WTI. A valores
incrementales de WTI, esto implica una renta decreciente en la exportación para las empresas
productoras ya que las regalías petroleras se pagan en base a un porcentaje fijo del 12% sobre el
valor F.O.B. de la exportación antes de retenciones, dado lo establecido en el art. 6° de la Ley 25.561
según el cual “en ningún caso el derecho a la exportación de hidrocarburos podrá disminuir el valor en boca de pozo para el cálculo y pago de regalías a las provincias productoras”. Esto ha generado
grandes conflictos entre las empresas productoras que reclaman al gobierno una modificación al
esquema actual que permita eliminar las costosas imperfecciones técnicas de la actual legislación.
La alícuota nominal de retenciones ronda el 200% en los actuales niveles de WTI. Es importante
remarcar sin embargo que la alícuota efectiva que se aplica al exportar surge de considerar el
siguiente artilugio matemático:
d = [1 - ( 1 / (1 + D) ]
Siendo “d” la alícuota efectiva y “D” la alícuota nominal fijada por la legislación vigente. Así, una
tasa nominal del 20% se traduce en una efectiva del 16,7%, una tasa nominal del 25% en una
efectiva del 20% y una tasa nominal del 200% en una efectiva del 66,7%. Es decir que actualmente,
por cada barril de petróleo exportado, el estado nacional se apropia del 66,7%. Si a esto se le
adiciona el pago de regalías a los gobiernos provinciales, la distribución de la renta petrolera queda
conformada de la siguiente manera:
Distribución de la renta petrolera
Retenciones; 66%
Net Back exportador;
22%
Regalías petroleras;
12%
Gráfico 1
Es decir que para un WTI de 125 usd/bbl, y un precio FOB de 117 usd/bbl - descontando un
aproximado de 8 usd/bbl en concepto de calidad y flete -, esto implica que por cada barril exportado
el estado nacional se apropia vía retenciones de 77,7 usd/bbl, las provincias de 14 usd/bbl, y las
empresas productoras de 25,3 usd/bbl sin considerar las cargas impositivas por Ingresos Brutos y
Ganancias.
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(ii) El aumento en la demanda:
De los aproximadamente 102.000 m3 de crudo que se producen diariamente, aproximadamente
93.000 m3 son consumidos por refinerías del mercado interno, proporción que ha ido aumentando en
el período de la mano de la reducción de los saldos exportables. Este incremento es consecuencia delfuerte crecimiento de la demanda de combustibles, cuya producción aumentó sólo a un ritmo del
1,3% anual, pasando de 48.647 m3/día en 2002 a 51.728 m3/día en 2007.
El mercado de combustibles se concentra mayormente en cuatro empresas que dominan más del 95%
del mismo. Dos de ellas, Petrobrás e YPF están verticalmente integradas ya que refinan petróleo de
su propia producción, y la participación de esta última representa más de la mitad de la oferta de
naftas y gas oil.
Participaciones de mercado de Empresas refinadoras de petróleo
YPF S.A.; 54,60%
SHELL; 14,50%
PETROBRAS; 14,10%
ESSO; 12,10%
OTRAS; 4,70%
Gráfico 6
La producción de combustibles de las refinerías se divide en naftas y gas oil. La variación interanual
en el período es muy cambiante si se analiza cada subproducto en particular. Dentro del mercado de
naftas, la común cayó un 60%, la súper un 6% y la ultra creció un 71% lo que marca fuertes cambios
en la matriz de consumo. De todas maneras, en términos generales la oferta de naftas cayó en el
período en un 9,4%. Por el lado del gas oil, la producción creció un 16%. Sin embargo, su demanda
en el período creció a un ritmo muy superior como consecuencia principalmente del aumento en las
necesidades de combustible para las cosechas, que actualmente representan aproximadamente el 30%
de la demanda, del aumento en los requerimientos para el parque automotor y, por último y más
recientemente, de los incrementos en la demanda de gas oil con destino a industrias y generación
eléctrica.
En el año 2002, el país contaba con un superávit en la producción de gas oil de un 8,5%.
Actualmente, la situación se revirtió drásticamente hacia un déficit en 2007 de más del 7%. Esto se
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particularmente nocivo desde el punto de vista de los incentivos a la inversión e incorporación de
nueva oferta, ya que el productor no sólo deja de ganar sino que pierde con precios internacionales
en alza.
Así, la política de control de precios que ha seguido el gobierno trae aparejada una importantefricción en las fuerzas del mercado ya que los precios máximos tienden a provocar escasez. Precios
inferiores a los de mercado incrementan artificialmente la demanda al mismo tiempo que desalientan
la oferta. En este esquema el faltante consecuente de este desfase entre oferta y demanda debe ser
cubierto por el Estado a través de la inversión pública y la asignación de subsidios al sector
productivo y a la demanda.
6. Inversión pública y subsidios – El gas natural
A fines de 2004 el Estado Nacional decidió por medio de la ley 25.943 la creación de la empresaestatal “Energía Argentina S.A.” (ENARSA), dotada con la titularidad de las concesiones de
exploración de hidrocarburos en la plataforma continental argentina, que conformó el vínculo a
través del cual el gobierno argentino firmó un convenio marco para la compra a Bolivia de gas
natural por un plazo de veinte años, acuerdo que fue suscripto entre ENARSA e YPFB, empresa
estatal de energía boliviana. Asimismo, ENARSA se ha asociado con la empresa estatal venezolana
PDVSA para realizar exploraciones en Venezuela y ha lanzado más recientemente una convocatoria
a licitación para la construcción de una planta de regasificación de GNL (gas natural licuado)
proveniente de Trinidad y Tobago para la provisión de gas al Polo Petroquímico de Bahía Blanca
durante el período invernal.
De forma paralela, el decreto 180/2004 creó un Fondo Fiduciario para atender las necesidades de
financiamiento de inversiones en transporte y distribución de gas. Por el lado de la demanda, la
Resolución SE 415/2004 modificada por la 624/2005, aprobó el Plan de Uso Racional del Gas que
promueve beneficios para quienes ahorren en el uso del gas y establece cargos adicionales en caso de
exceso respecto de períodos anteriores. Asimismo, se homologaron sucesivos acuerdos con los
productores, que establecen senderos de precios máximos para el gas natural y, por último, se puso
en vigencia un complejo sistema de alicientes para procurar el cambio de la matriz energética
nacional hasta ahora claramente influenciada por el gas natural.
Estas medidas paliativas son el reflejo de que el país se encuentra en una difícil situación en el área
de abastecimiento energético. Sus sistemas de provisión de gas natural y electricidad se encuentran al
límite de las reservas operativas y, consecuentemente, de su capacidad de abastecimiento. Esto tiene
una incidencia directa en el mercado de combustibles líquidos dada la necesidad de reemplazar gas
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No obstante, existen proyectos con miras al incremento de la oferta de gas natural que buscan liberar
saldos líquidos y gaseosos producidos internamente durante el invierno. Al respecto, el Reglamento
General del Programa de Energía Total establece entre sus objetivos el de “..garantizar el
abastecimiento de los recursos energéticos, se trate de combustibles líquidos o gaseosos, que sean
demandados tanto por el aparato productivo como por el conjunto de la población, durante el año2008, en todo el territorio de la REPÚBLICA ARGENTINA, debiendo también continuar incentivando
la sustitución del consumo de gas natural ylo energía eléctrica, por el uso de combustibles
alternativos para las diferentes actividades productivas ylo la autogeneración eléctrica". Para la
consecución de este objetivo fundamental, además de la sustitución de gas natural por combustibles
líquidos, el programa establece la construcción, mantenimiento, gestión y administración de un
sistema para regasificar gas natural licuado mediante un buque regasificador y abastecer de dicho
fluido al mercado argentino. Dicho barco comenzaría a suministrar ocho millones de metros cúbicos
diarios (Mm3/d) de gas natural adicionales al país a un precio que rondaría los USD 13-16 por millón
de BTU (unidad de valor energético). El déficit sería también financiado por el Gobierno Nacional, ya
que el gas natural se vende en el mercado interno a cerca de USD 1,0 por millón de BTU para el
consumo residencial y a hasta USD 2,50 por millón de BTU para el consumo industrial. El gas entrará
a la red de distribución de Argentina a través de un muelle de le empresa Compañía Argentina Mega
S.A. en el puerto de Bahía Blanca, y permitiría suministrar aproximadamente un 7% de la producción
nacional, supliendo así los faltantes del gas natural proveniente de Bolivia.
Asimismo, existen expectativas respecto de la posibilidad futura de abastecimiento a partir del
descubrimiento de importantes reservas por cuatro billones de pies cúbicos de gas natural en laPlataforma Deltana de la Faja del Orinoco en cuya producción participaría ENARSA en sociedad con
la venezolana PDVSA. A principios de Mayo de 2008 dichas compañías suscribieron un acuerdo
marco para la constitución de una empresa mixta de transporte y licuefacción de gas natural
proveniente de la plataforma. La nueva compañía contempla el desarrollo, construcción y operación de
un tren de licuefacción de gas natural de 4,7 millones de toneladas al año que funcionará en el
Complejo Gran Mariscal de Ayacucho (Cigma), ubicado en la ciudad de Güiria, ubicada en el estado
de Sucre. Esta empresa también se encargará de la construcción y operación de un gasoducto para el
transporte de gas natural desde el bloque 2 de Plataforma Deltana hasta Güiria, para alimentar el
mencionado tren. De esa manera, será responsable de la adquisición, transporte y procesamiento de
gas natural para transformarlo en Gas Natural Licuado (GNL), así como de su comercialización en el
mercado internacional. PDVSA tendrá una participación de 60% en la empresa mixta, mientras que
Enarsa tendrá sólo el 10%. El porcentaje restante corresponderá a terceros asignados por la industria
petrolera venezolana.
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8. Tendencias a futuro en la provisión y refinación de petróleo crudo
Entre los proyectos de incremento de la oferta interna de petróleo crudo, el más importante es el
anunciado por la empresa Pan American Energy LLC a partir del hallazgo de reservas petroleras en el
área Cerro Dragón, ubicada en la provincia de Chubut. Las nuevas reservas alcanzarían los cien mil barriles por día, lo que permitiría incrementar un 15% la producción en el largo plazo. Es importante
remarcar que la concesión del área vencía en el año 2017 pero su renovación fue aprobada por la
Legislatura de Chubut en el año 2007. Esto marca una excepción dentro de la estrategia gubernamental
de dilatar la negociación de las extensiones a los contratos de concesión de las áreas productoras,
política que tiene un fuerte impacto en la inversión en actividades de exploración del sector privado, lo
que queda de manifiesto siendo que el único anuncio importante en términos de incrementos a futuro
de la oferta energética proviene de la única compañía que hasta el momento ha renovado sus plazos y
garantías para la producción de hidrocarburos.
Por otro lado, existen expectativas respecto de la posibilidad futura de abastecimiento de petróleo
crudo a partir del descubrimiento de las reservas petroleras en la Faja del Orinoco cuya exploración
comenzaría en el año 2009, y en cuya producción participaría ENARSA en sociedad con la venezolana
PDVSA. El desempeño de la petrolera estatal argentina en Venezuela forma parte del Memorando de
Entendimiento que ambos países firmaron el 19 de enero del 2006. El acuerdo asocia a ENARSA con
PDVSA en la Faja del Orinoco, aunque también contempla la exploración de dos bloques de la
Cuenca del Golfo San Jorge, en el mar argentino. Según datos de la Secretaría de Energía, las reservas
argentinas se ubican en los 305,72 millones de metros cúbicos de petróleo, mientras que el
descubrimiento de reservas detectado en Venezuela rondaría los 500 millones, aunque de un petróleo
de calidad muy inferior al producido en Argentina dada su gran viscosidad y niveles de azufre que lo
convierten en un crudo muy pesado, con alto contenido de cortes bajos como fuel oil y que exigiría un
tratamiento previo a su importación. La participación de la petrolera argentina en la producción
dependerá de la negociación que lleven a cabo en tal sentido ambos países.
De todas maneras, independientemente del grado de certidumbre en las tendencias de la provisión de
petróleo crudo, en el corto plazo el país enfrenta una restricción severa en la capacidad de refinación
disponible para procesar más fluido del que actualmente demanda el sector. Al respecto, la Resolución
14/2008 sancionada por la Secretaría de Comercio Interior, establece que “ Las empresas vinculadas al
sector de refinería de petróleo y derivados del mismo, deberán optimizar su producción a efectos de
obtener los volúmenes máximos de su capacidad ”. El fuerte incremento de la demanda de
combustibles implica que este sólo pueda ser satisfecho con una utilización de la capacidad instalada
de refinación superior al 90%, razón por la cual la Resolución impone la obligación de obtener una
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Gas Oil Nafta Super Nafta Premium GNCMes
$/litro $/litro $/litro $/M3
Dic-06 1,44 1,88 2,00 0,78
Jun-08 1,80 2,35 2,87 0,87
Crecimiento
porcentual
25% 25% 44% 12%
Cuadro 1
Asimismo, existen fuertes presiones del sector privado para aumentar los precios aún más en los
próximos meses, dadas las tendencias a la reducción en las tasas de ganancia del sector por las
presiones de costos, y la insuficiencia en la provisión de combustibles sobre todo en el interior del
país, que obliga a desincentivar nuevos aumentos en la demanda. Así, el desabastecimiento y las
presiones consecuentes al aumento de los valores de venta internos provocados por las ineficiencias de
los efectos de largo plazo de la política de control de precios implementada por el gobierno desde el
comienzo de su gestión, son hoy una realidad cuya solución definitiva dependerá en buena medida deun cambio de rumbo basado en condiciones que incentiven la inversión de riesgo para la incorporación
de nueva oferta, además de incrementos en la producción de las áreas actualmente productivas.
Por otro lado, es importante señalar que el costo de la crisis de abastecimiento es soportado en buena
medida por los sectores de menores recursos, típicamente aquellos sin acceso a redes de distribución
de gas natural o propano aire que deben proveerse de garrafas de butano a precios sensiblemente
superiores a los del gas natural para consumo residencial, y que por los mayores costos de transporte
desde los centros de distribución de combustible deben enfrentar niveles mucho más críticos de
escasez y consecuentemente precios de expendio más elevados. De esta manera, lejos de favorecer a
estos sectores, el modelo energético implementado por el gobierno impone sobre ellos buena parte del
peso de la crisis de abastecimiento, por lo que el cambio de rumbo deberá propiciar la creación de una
estructura de precios más progresiva, que por otro lado favorecería un uso más racional de la energía.
10. Resumen y Conclusiones
Con una economía pujante, el consumo de energía en alza, y señales de precio que estimulan más el
consumo que la producción de recursos energéticos, Argentina sufre la falta de gas oil, dificultades en
el abastecimiento de naftas, cortes de gas y electricidad a industrias y exportaciones en épocas de altademanda residencial, al tiempo que está a punto de perder el autoabastecimiento petrolero.
El conjunto de medidas implementadas a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública y
Reforma del Régimen Cambiario contribuyó a paliar el deterioro del salario real a través del
congelamiento de las tarifas de los servicios públicos y de la imposición de derechos de exportación.
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En un contexto de gran volatilidad y alza de las cotizaciones internacionales, esta política permitió
desvincular parcialmente la industria local del nivel de precios externo, pero sólo a costa de fuertes
desequilibrios internos. Tales desequilibrios se ven fuertemente reflejados en la evolución de los
niveles de oferta y demanda de petróleo crudo. Mientras la producción cayó a un ritmo del 3,1% anual
entre 2002 y 2007, la demanda se expandió a un ritmo del 7% anual, provocando así una drástica caída
en los saldos exportables.
A su vez, el aumento en la demanda interna de petróleo por parte de las refinerías se explica por el
fuerte incremento en la demanda de combustibles, que se expandió a un ritmo del 6,6% anual en el
caso de las naftas y del 7,2% anual en el caso del gas oil. Dicho crecimiento se estima incluso superior
para los próximos años, dada la precaria situación del abastecimiento de gas natural en que se
encuentra el país actualmente, que determina un reemplazo en favor de la utilización de combustibles
líquidos por parte de industrias y centrales térmicas para poder afrontar su actividad económica
durante el período invernal. Asimismo, tal sustitución del consumo de gas y/o energía eléctrica por el
uso de combustibles alternativos como el fuel oil y el gas oil es promovido explícitamente por el
gobierno nacional mediante la Resolución MPFIPyS 459/2007 que habilita una partida presupuestaria
destinada a compensar la diferencia de precio generada por dicha sustitución.
Estos desequilibrios reflejados en excesos de demanda en los mercados de combustibles y gas natural
sin aumentos compensatorios en sus ofertas, son el resultado de la aplicación de precios sensiblemente
inferiores a los de mercado y señales que han desalentado la incorporación de nueva oferta. En este
contexto, los faltantes consecuentes deben ser cubiertos por el Estado a través de la inversión pública y
asignación de subsidios, que necesitan de ingresos fiscales crecientes para poder sustentarse en el
tiempo. A su vez, estos mayores recursos provienen en parte de las retenciones a las exportaciones,
que por un lado han venido aumentando a través del sucesivo incremento en las alícuotas de retención,
pero por otro han disminuido en términos de su base imponible dada la continua caída en los saldos
exportables. Esto muestra el carácter intrínsecamente contradictorio de las políticas implementadas por
el gobierno, que han provocado en el largo plazo efectos diametralmente opuestos a los buscados para
el corto plazo. La política de retenciones a las exportaciones ha demostrado ser eficaz en lo inmediato
para contener los precios internos de los productos gravados pero la presión a la baja que esta ha
ejercido sobre la oferta ha impuesto un cuello de botella para el desarrollo económico, provocando un proceso inflacionario por exceso de demanda, y un nivel creciente del gasto público destinado a
compensar los faltantes que resultan del desfase entre la oferta y demanda.
Esta situación se ve agravada por el hecho de que el país enfrenta niveles críticos de utilización de la
capacidad instalada en materia energética. Los sistemas de provisión de gas natural y electricidad se
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encuentran al límite de sus reservas operativas y las refinerías procesan volúmenes de petróleo en
niveles superiores al 90 % de su capacidad. En este contexto de política energética, y bajo los actuales
niveles de crecimiento en la demanda de combustibles, el abastecimiento petrolero requiere una
ampliación de la capacidad de refinación y el aporte de crudos livianos ricos en cortes intermedios
como el gas oil y las naftas. Dicho aporte sólo podrá provenir de la importación si la oferta interna de
crudo liviano sigue la tendencia decreciente que ha evidenciado en la última década. Bajo los
lineamientos seguidos por el esquema regulatorio actual, la alternativa a este resultado es el
incremento en la importación de los combustibles faltantes, como está ocurriendo actualmente.
El autoabastecimiento sustentable del mercado petrolero argentino exige cambios urgentes en su
dirección estratégica. Como dijo Rubén Sabatini, presidente de la Cámara de Exploración y
Producción de Hidrocarburos (CEPH) en el marco del 20° Congreso Mundial de Energía llevado a
cabo en Roma durante el año 2007, “es casi obvio desde lo político que si la percepción de la
población sobre el recurso energético induce al derroche o se generaliza la idea de que la energía es
barata, el sistema será insostenible en el mediano plazo”. El aumento de las retenciones a la
exportación de petróleo y derivados, el incremento de los costos laborales y los precios controlados
son factores que reducen el mark-up empresario y complican la inversión de riesgo en la exploración
de nuevos recursos. Según Steven Crowell, presidente de Pluspetrol, actualmente “las compañías
disponen de mucha liquidez para invertir y por eso buscan zonas donde las oportunidades sean más
ventajosas. En ese sentido, es claro que hay otras naciones de la región más atractivas que la
Argentina”.
Existen propuestas tendientes a incentivar la exploración en áreas desconocidas que consisten en la
eliminación de las retenciones a los hidrocarburos nuevos. De esa manera, las compañías estarían en
igualdad de condiciones que el resto del mundo a la hora de invertir en el margen. Este mecanismo
ayudaría a incentivar las inversiones de riesgo, como las actividades de exploración en los yacimientos
marginales. Por otro lado, en el sector coinciden en remarcar que en la actualidad existe una gran
carencia en la formación de profesionales técnicos, geólogos e ingenieros, y la estructura operacional
de la industria exige políticas de desarrollo de recursos humanos. Asimismo, resulta fundamental que
se resuelva la prórroga de las concesiones actuales, ya que no resulta viable pensar en generar
inversiones de largo plazo sin garantías mínimas para las compañías del sector de que podrán extender su negocio en el tiempo. Es un hecho que en la Argentina existen reservorios de petróleo y gas por
explorar y desarrollar por lo que hacen falta son incentivos claros en post de nuevos hallazgos en
zonas de riesgo e incorporación de nuevas cuencas productivas.
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