Sábado, 16 Dic 2017
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  • Despegue para el gas local y nuevos desafíos para el petróleo

    Daniel Gustavo Montamat, exsecretario de Energía y extitular de YPF S.E.

    El panorama 2018, luego de un 2017 de estancamiento. ¿De las restricciones de oferta a la búsqueda de oportunidades para hacer crecer la demanda doméstica y externa?

    En 2017, la demanda de gas se ha estancado (por cuestiones climáticas e incidencia de la recomposición tarifaria), pero también se ha estancado su oferta (vencen este año planes p/us para la producción convencional y están pendientes inversiones comprometidas en gas no convencional). La producción ya había crecido un 4 por ciento en 2015 y 4,9 por ciento en 2016. Si se despejan algunas incertidumbres asociadas a los precios del gas convencional, la producción nacional de gas en 2018 va a volver a crecer y, en poco tiempo, de las restricciones de oferta pasaremos a la búsqueda de oportunidades para hacer crecer la demanda local y externa. Hay posibilidades de agregar valor petroquímico al gas, de analizar proyectos de almacenaje subterráneo, de profundizar la sustitución en el transporte, y están las oportunidades del mercado regional con el que ya tenemos interconexiones existentes. La recuperación productiva nacional del gas se explica principalmente por el comportamiento de la Cuenca Austral y de la Cuenca Neuquina. El mayor aporte productivo del sur está relacionado con el desarrollo de un yacimiento convencional offshore (Vega Pléyade). La recuperación de la producción neuquina viene del aporte de nueva producción no convencional (tight y shale gas). Una primera lectura de los datos físicos puede sugerir que, aunque el gran potencial de recursos gasíferos está entre los no convencionales (el 77 por ciento de los recursos de Vaca Muerta son gasíferos), no hay que descartar sorpresas en la geología relacionadas con nuevos yacimientos convencionales. Para ello es fundamental que las compañías que invierten y asumen riesgos tengan señales de largo plazo en los dos determinantes clave de la renta: los precios y los costos. El gas natural todavía no tiene un precio de referencia internacional. Cuando los flujos de gas por barco (GNL) se intensifiquen habrá un mercado internacionalizado y allí surgirán referencias internacionales para el gas, como las que hoy existen en el mercado petrolero. Si la Argentina desarrolla su potencial, puede interactuar en ese mercado global del gas que se viene con compras y ventas; pero, por el momento, como importadora, es tomadora de los precios del gas importado o de los precios de los combustibles que lo sustituyen. La oferta local fue estimulada con precios que remuneran la producción incremental pero, en promedio ponderado (gas nuevo y viejo), recibe alrededor de US$ 5,10 por millón de BTU (por debajo del costo del GNL regasificado). Ya se definió un horizonte de precios decrecientes para estimular la producción de Vaca Muerta (converge a US$ 6 en 2020), y hay planes de contractualizar la oferta y de avanzar en una liberación gradual de precios donde compitan las distintas cuencas. El reto mayor está en los costos. Allí se trabaja en acuerdos de productividad para reducirlos y estimular inversiones. De la inversión local y extranjera depende la consolidación de este proceso. Y es de la recuperación del gas desde donde vendrá el empuje de la recuperación petrolera. Dicha producción viene cayendo desde 1998, y este año tendrá una caída pico de entre el 7 y el 8 por ciento. La caída sistemática de la producción petrolera durante tantos años se debe a la baja exploración, a su vez relacionada con la política errática de precios que tuvo el sector a partir de la implantación de retenciones a la exportación y el divorcio con las referencias de precios internacionales. La intervención discrecional y los precios políticos llevaron a explotar lo que estaba en producción sin la debida reposición de reservas (varias bombillas en el mismo mate). La baja exploración y la baja tasa de recuperación de reservas in situ consumieron el stock de reservas probadas y afectaron los niveles productivos. Cuando los precios internacionales cayeron, el `barril criollo` intentó palear la caída e incentivar producción. Hoy, el barril medanito cotiza US$ 55 (en tres años bajó un 30 por ciento) y el Gobierno ha explicitado la intención de acoplar los precios internos a los internacionales. Con referencias internacionales de precios de las que seremos tomadores (y que preanuncian un barril de entre US$ 50 y US$ 60), no hay otra opción que trabajar en productividad y costos, de manera que la actividad asegure renta a apropiar y a repartir para estimular inversiones. En las cuencas maduras es posible reducir la declinación mejorando la recuperación asistida. La producción de petróleo no convencional se beneficiará de las instalaciones, infraestructura y curva de aprendizaje del gas no convencional. Esto reducirá costos y sumará nuevos desarrollos productivos de shale oil. Si ganamos la batalla del gas natural, tenemos grandes posibilidades de reactivar la producción petrolera. Así fue en los Estados Unidos. Por último, pero no menos importante, despejadas las señales de precios y con costos que viabilicen el negocio, hay que aumentar la inversión exploratoria. Las reservas del talud continental en una plataforma marítima subexplorada todavía son un mito que la investigación geológica deberá despejar.

    El Cronista