El desarrollo de Vaca Muerta pasa por el petróleo

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La economía de los hidrocarburos es un ejercicio intelectual fascinante que atraviesa transversalmente múltiples disciplinas como las ciencias políticas, las ciencias

sociales, la geología, la geopolítica, el derecho, la tecnología y por supuesto las ciencias económicas propiamente dichas.

Escribe Ing. Gerardo Rabinovich (*)

Nuestro país ha entrado desde hace un tiempo en una discusión apasionante enfocada en qué hacer con los extraordinarios recursos que se encuentran alojados principalmente en la formación geológica conocida como Vaca Muerta, como desarrollar su potencialidad y cuáles podrían ser sus beneficios para nuestra sociedad, que en los últimos años ha perdido su capacidad de autoabastecerse energéticamente, pero que además se encuentra en una encrucijada económica de la cual le cuesta salir.

Un informe de la Energy Information Administration de los Estados Unidos despertó la ambición en la industria petrolera y en la política nacional al revelar que nuestro país albergaba recursos de petróleo por 27 mil millones de barriles (27 Gb), siendo el cuarto en el mundo en esta materia detrás de gigantes petroleros como Rusia, Estados Unidos y China, y el segundo en materia de gas natural con 802 trillones de pies cúbicos (Tcf), frente a los 12,4 Tcf de reservas probadas que registra actualmente.

Poder transformar estos recursos en reservas probadas y ponerlos en valor transformaría a la Argentina en una nueva provincia petrolera de alcance mundial, con todo lo que ello implica en impactos económicos, sociales, políticos y ambientales. Semejante producción solo podría tener como destino los mercados internacionales.

Sin embargo, no parece fácil lograr poner en valor estos recursos. Las actuales barreras estarían concentradas en reducir los costos de producción en estos yacimientos, mejorar la infraestructura y las condiciones de evacuación de la produccion que permitan exportar en condiciones competitivas con precios que hoy rondan, en el caso del petróleo los 70 – 75 u$s/barril, y presentan una gran volatilidad y fuerte incertidumbre sobre los precios futuros.

A ello tenemos que agregar que la matriz energética argentina tiene una participación del gas natural cercana al 53%, y que importamos aproximadamente el 25% del gas que se consume en nuestro país. Sumado a las importaciones de combustibles genera un fuerte déficit en nuestra balanza comercial, que es un factor importante en las trabas que tenemos para nuestro desarrollo económico: necesidad de dólares para pagar las importaciones, enormes subsidios heredados del kirchnerismo generadores de déficit fiscal, inflación y pérdida de todas las señales de precios que razonablemente podrían orientar decisiones de inversión y consumo.

Esta particularidad especifica de la Argentina, que la lleva a ser uno de los países con mayor penetración del gas natural en su matriz energética y la continua caída de sus reservas probadas llevó a pensar que era prioritario acelerar el desarrollo de la producción de gas no convencional para de esa forma reducir e incluso eliminar las importaciones, volver al autoabastecimiento perdido y superar las restricciones que impone hoy el sector energético a la economía.

Para ello se instrumentaron distintos programas, desde el Gas Plus, el Plan Gas en sus distintas versiones hasta llegar al sendero de precios de la Resolución 46/2016 y sus normas complementarias que actualmente se encuentra en discusión.

El Plan Gas Plus, implementado durante la administración de Cristina Kirchner en 2008 ya comenzaba a prever que los volúmenes de gas producido que excedieran una producción base previamente definida recibiría remuneraciones superiores para incentiva la mayor extracción. El largo congelamiento de precios llevó a la industria petrolera a presionar al Gobierno para que mediante subsidios pudiera mejorar sus ingresos y poder hacer frente a inversiones costosas, fundamentalmente el desarrollo de yacimientos no convencionales de petróleo y gas natural.

Sin embargo, los distintos planes para incrementar la produccion de gas natural fueron elaborados en base a necesidades planteadas entre el Estado y la industria petrolera sin considerar las reglas básicas de la economía del gas natural. Que dicen estas reglas básicas y como se han desarrollado la mayor parte de la provincias gasíferas del planeta?:

1) Para desarrollar un yacimiento de gas es necesario en uno de los extremos contar con una demanda relativamente estable que permita amortizar las costosas inversiones en desarrollo de yacimiento e infraestructura; el factor de utilización mínimo de esas instalaciones para lograr un rendimiento adecuado del capital invertido no debe ser inferior al 70% de su capacidad;

2) En el otro extremo del sistema gasífero, el productor debe certificar sus reservas probadas de forma de asegurar el suministro del gas natural durante la duración de un contrato de largo plazo;

3) Para unir ambos extremos se requiere un contrato donde se definen las relaciones entre las partes y se establecen clausulas típicas de esta industria: precio base, clausula “take or pay” o “delivery or pay” con flexibilidad semestral o anual, plazos del orden de 20 a 25 años; fórmula de reajuste del precio en base a una canasta de productos petroleros que serán sustituidos por el gas natural (el más usual es el fuel oil), y otras. La puja por la captura de la renta se concentra en el establecimiento del precio base;

De esta forma se desarrollaron yacimientos tan importantes como los de Siberia Occidental que vinculan a Rusia con Europa; los de Mar del Norte, esencialmente los grandes yacimiento de Noruega y Gran Bretaña, Holanda (Groningen), las cadenas de licuefacción en Argelia, en Qatar, y otras instalaciones actualmente en operación o construcción.

El desarrollo de las cadenas de licuefacción ha permitido que el transporte de gas natural se realice a través de buques metaneros, bajo la forma de Gas Natural Licuado (GNL) para luego ser regasificado en los centros de consumo. Esta innovación tecnológica proporcionó más flexibilidad a la industria del gas natural, permitió la constitución de un pequeño mercado spot, que ha crecido con el tiempo, pero aun no le ha dado la categoría de commodity que ostenta el petróleo y sus derivados.

Estas leyes de la economía del gas natural han sido hasta ahora ignoradas para el desarrollo del gas no convencional, y en particular el de Vaca Muerta. Desde los orígenes del Plan Gas la industria exigió un precio alto para el desarrollo del yacimiento, invocando elevados costos, y lo fijó en 7,5 u$s/Mbtu en principio para todo el gas producido. Esta condición fue luego limitada en 2016 exclusivamente al shale gas de Vaca Muerta y luego extendida a la cuenca Austral. El valor estaba muy por encima de los precios que se pagaban hasta ese momento, y su justificación estaba ligada a la sustitución del producto importado antes que a las necesidades de desarrollo del yacimiento.

Sin embargo, una de las condiciones de la economía del gas no se cumple en los yacimientos no convencionales, entre ellos Vaca Muerta, y es que las empresas no pueden garantizar el suministro en contratos de largo plazo ya que el proceso de certificación de reservas probadas requiere condiciones que es difícil reunir por ahora en los campos de shale. Allí reside la dificultad en el desarrollo del gas en Vaca Muerta.

Si pudiera ser superada, entonces se abriría las puertas a un fuerte despegue de esta industria. en primer lugar en el mercado local: por ejemplo Metrogas estaría en condiciones de realizar un contrato de largo plazo asegurando la compra de 19 millones de m3/día en promedio (1), e importantes márgenes de flexibilidad entre consumos mínimos y máximos considerando clausulas del tipo “take or pay”, que permitiría el desarrollo del yacimiento de Fortín de Piedra por Tecpetrol con un buen margen de seguridad y a un precio que si fuera de 4 u$s/Mbtu, dejaría ingresos al productor cercanos a los 1.000 millones de u$s anuales.

De manera similar, en otras explotaciones no convencionales de gas natural (2) la concreción de contratos de largo plazo (20/25 años) daría previsibilidad al desarrollo de los campos de gas natural no convencional, con demandas que pueden provenir de distribuidoras o centrales eléctricas. De esta forma comenzaría a tomar cuerpo un mercado de gas natural competitivo, con la posibilidad de incorporar mercados secundarios, transar productos financieros, etc.

Pero el verdadero desarrollo de los yacimientos de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta será posible si se logra una explotación industrial de los recursos de petróleo.

El petróleo se transa libremente en los mercados internacionales, no requiere de contratos de largo plazo ni tampoco de costosas infraestructuras de transporte, y poner en valor una recurso de 27 mil millones de barriles haría que la Argentina esté en condiciones de exportar alrededor de 800 mil barriles/día y abastecer el mercado interno simultáneamente durante 20 años. A los precios actuales de alrededor de 70 u$s/barril, los ingresos para el complejo petrolero y para el país podrían alcanzar los 20 mil millones de u$s/año.

Los riesgos de estas operaciones son en parte inherentes a la industria petrolera, ya que tiene que producir a costos competitivos para alcanzar los mercados internacionales a los precios que estos fijan cotidianamente, y por el otro son exógenos debido a la alta volatilidad de los precios petroleros en el mundo.

El desafío de desarrollar los yacimientos de hidrocarburos no convencionales en la Argentina reside en lograr que la industria produzca petróleo en forma competitiva y sea capaz de alcanzar los mercados internacionales, ello proveerá de una importante masa de recursos a la economía

nacional, en particular adecuados flujos de fondos para que las empresas petroleras desarrollen sus operaciones de explotación, mejoren sus indicadores de competitividad y bajo estas condiciones también contribuyan al desarrollo de la producción de shale gas para el mercado interno.

El acceso del gas natural al mercado internacional es más difícil, ya que se prevé en los próximos años el ingreso de importantes capacidades de licuefacción (Australia, Rusia, Estados Unidos con su shale gas), pero la habilitación de un sistema contractual de largo plazo hacia el mercado interno le daría una salida razonable a esta producción, complementando la explotación petrolera y mejorando el margen de seguridad de abastecimiento de nuestro país.

En estas condiciones, es razonable pensar en volver al autoabastecimiento, mejorar la balanza comercial energética y hacer de esta actividad superavitaria uno de los pilares de nuestro crecimiento económico. Por lo menos durante una transición larga de dos décadas en la que los recursos limpios y renovables comiencen a marcar el paso de una nueva era energética en el planeta.

 

(*) Gerardo Rabinovich es Vicepresidente 2° Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”

Estas reflexiones son a título personal y no comprometen las opiniones de otros integrantes del Instituto Argentino de la Energía o la posición institucional que solamente es expresada por sus órganos directivos

 

(1) De acuerdo a datos del ENARGAS, este fue el promedio de entregas en 2017 con un máximo de 22,7 millones de m3/dia en agosto y un mínimo de 17 millones de m3/dia en enero. El gas entregado por cuenta de terceros fue en promedio en ese ano de 12,9 millones de m3/dia.

(2) Se encuentran operando actualmente Loma Campana, La Amarga Chica y El Orejano (YPF), y Aguada Pichana Este (Total), además de la mencionada Fortin de Piedra y otros 25 proyectos esperando iniciar operaciones productivas.

 

 

 

 

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