El brusco descenso del precio internacional del petróleo impacta negativamente en la actividad de nuestras cuencas productoras. Las buenas noticias vienen por el lado de la reducción del costo de las importaciones de gas, lo que significa un alivio en el déficit de la balanza comercial energética del país. La gran incógnita es cómo afectará la actual coyuntura a los proyectos en curso en materia de hidrocarburos no convencionales.
La caída en el precio internacional del petróleo, que perdió el 60 por ciento de su valor en tan solo 18 meses al pasar de 100 a 40 dólares por barril, encendió la luz de alarma en los principales actores locales de esta industria. Al mismo tiempo, aunque pueda parecer paradójico, la sensible baja en los valores del gas y del GNL ha permitido reducir nuestra factura de importación y aliviar nuestras cuentas externas. En este contexto, la decisión del Gobierno es volver progresivamente a los precios de referencia internacionales y evitar las distorsiones que existieron en los últimos años en nuestro mercado interno.
Petróleo: una solución coyuntural
Como un paliativo temporario a la sensible baja del petróleo en el mercado internacional, la decisión del gobierno de Cristina Fernández de Kirchner fue establecer un “precio sostén” para el crudo producido localmente, política que ha sido mantenida por la actual administración de Mauricio Macri. En el caso del petróleo Escalante, producido en la cuenca del Golfo de San Jorge, el mismo asciende a 54,90 dólares; en tanto que para el crudo Medanito, producido en la cuenca Neuquina, se estableció en 67,50 dólares. La diferencia estriba en que este último es más liviano, en tanto que el Escalante posee mayor densidad y es menos apto para las refinerías locales, por lo que su saldo exportable alcanza prácticamente el 40 por ciento de la producción de la cuenca del Golfo de San Jorge. Con este paraguas provisorio, tal como advierten Laura Daicz y Gabriel Monlezún en un reciente informe del Centro de Economía Internacional (CEI) dependiente de Cancillería, “aquellos productores que suministran el mercado interno se encuentran cubiertos por precios que duplican a los precios internacionales. Esto permite alivianar las pérdidas provenientes de exportaciones, a las que se destina casi el 15% de la producción, y cuyo precio de venta no alcanza a cubrir los costos internos”. Se trata de una medida coyuntural, ya que los expertos coinciden en que el país debe salir paulatinamente de la política de subsidios que primó durante los últimos 15 años y volver a la referencia de los precios internacionales. Provisoriamente, tras el acuerdo alcanzado en enero por el ministro Juan José Aranguren y el gobernador chubutense Mario Das Neves, también se estableció el programa de estímulo a la exportación de petróleo crudo excedente tipo Escalante proveniente de la cuenca del Golfo de San Jorge, vigente hasta el 31 de diciembre de 2016. Allí se estableció una compensación de 10 dólares, de los cuales 7,50 serán aportados por la Nación y 2,50 por la provincia de Chubut. Ello, siempre y cuando el valor del crudo de Brent no supere los 47 dólares. El objetivo, tal como establece en sus considerandos la Resolución 21/2016 del Ministerio de Energía y Minería, es “estimular la inversión en exploración y explotación tanto para maximizar los esfuerzos a fin de mantener estable el empleo como, asimismo, para descubrir nuevos yacimientos que permitan recuperar las reservas que aseguren el futuro abastecimiento doméstico”. Por su parte, las cuatro grandes compañías que operan en dicha cuenca, Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, YPF y la chilena Sipetrol, se comprometieron a garantizar la estabilidad de los trabajadores de ese sector durante seis meses, lapso durante el cual no habrá despidos ni suspensiones. Tal como aseguró el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Chubut, Jorge Ávila, “hasta el 31 de julio tienen que estar todos los equipos trabajando”. “No entramos en una ley de emergencia económica, no renunciamos a paritarias y mantenemos por seis meses toda la estabilidad laboral de nuestra gente”, se congració el titular del gremio, al tiempo que hizo votos para que “el barril pueda subir y mantenerse estable en al menos 40 dólares” en el mercado internacional. 
Gas: el fin de los subsidios
Mientras tanto, en el caso del gas, a partir de la pérdida del autoabastecimiento la factura de importación no ha parado de crecer a lo largo de la última década. Las buenas noticias vienen ahora por el lado de las compras externas. En lo que se refiere al gas importado desde Bolivia, cuyo valor surge de una fórmula polinómica que toma en cuenta una canasta de combustibles y se ajusta periódicamente, el precio pagado por Argentina durante el primer trimestre de 2016 fue de 3,89 dólares por millón de BTU –frente a los 8,34 del primer trimestre de 2015– y se estima que se mantendrá en esos valores, lo que significaría un ahorro de poco más del 50 por ciento para el corriente año respecto de 2015. La otra fuente de suministro, particularmente durante el período invernal, es el gas natural licuado (GNL) regasificado en las terminales flotantes de Bahía Blanca y Escobar. Para este año se estima que el precio se ubicará en torno a los 6 dólares por millón de BTU, frente a los 15 o 17 dólares que se llegó a pagar en los últimos años. Además, a partir del próximo mes de mayo, cerca del 20 por ciento de esas compras serán sustituidas por la importación de gas desde Chile utilizando la infraestructura ociosa de los Gasoductos Norandino (que recogerá el GNL regasificado en las instalaciones de Mejillones) y GasAndes (que hará lo propio con el GNL regasificado en la terminal ubicada en la bahía de Quintero). De esta forma, estaríamos accediendo al mercado spot asiático de GNL a través del Pacífico, cuyos precios se ubican actualmente en torno a los 4,50 dólares por millón de BTU. Mientras tanto, para incentivar la producción de los operadores locales, se mantiene en vigencia el Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural que establece un precio de 7,50 dólares por millón de BTU. Se prevé que este precio sea acompañado en el futuro por ajustes en otros segmentos de comercialización del gas ya existente. En ese sentido, cabe mencionar el aumento del precio en boca de pozo destinado al suministro de gas natural comprimido (GNC), al pasar de 2,48 a 3,50 dólares por millón de BTU. Por su parte, el precio que pagan en promedio las distribuidoras de gas domiciliario pasaría de 2,09 a 4,70 dólares por millón de BTU. La meta que se persigue con este realineamiento es sincerar los precios en nuestro mercado interno e incentivar la mayor producción local de gas, que en la última década disminuyó de 52.156 millones de metros cúbicos en 2004 a 41.483 millones en 2014, último dato disponible. “El autoabastecimiento es clave; no es indiferente producir localmente que importar”, afirmaba el especialista en temas energéticos Daniel Gerold, titular de G&G Consultants, en un seminario de la sección argentina de la Sociedad de Ingenieros en Petróleo (SPE) que tuvo lugar en julio de 2015. Este analista admitía que “no hay soluciones rápidas ni baratas” y sugería la aplicación de “incentivos fiscales específicos para la nueva inversión”.
El impacto en los hidrocarburos no convencionales 
Uno de los mayores interrogantes, en el escenario actual de bajos precios de los hidrocarburos, es qué ocurrirá con la explotación de nuestros recursos no convencionales de gas y petróleo. De acuerdo a la información suministrada por el Departamento de Energía de EE.UU. en base a un estudio de la consultora Advanced Resources International (ARI), Argentina es el tercer país con mayores recursos técnicamente recuperables de shale gas –con 801,5 billones de pies cúbicos– y el cuarto en materia de shale oil –con 27.000 millones de barriles de petróleo equivalente–. Según esa misma fuente, nuestro país se encuentra hoy entre los tres que lideran la explotación de este tipo de reservorios a nivel mundial, detrás de EE.UU. y Canadá. Ahora bien, las inversiones y costos que deben afrontarse son significativamente mayores que en el caso de los hidrocarburos convencionales. “Argentina cuenta con recursos, infraestructura y una importante experiencia en materia hidrocarburífera para hacer frente a estos desafíos, en un mercado doméstico en el que actúan los principales players mundiales”, afirmaba KPMG en un informe publicado en 2015, en el que admitía que “la reciente caída de los commodities energéticos, explicada en parte por el incremento en la producción de gas y petróleo no convencional en EE.UU. y por el menor dinamismo de la demanda, está jugando en contra de las perspectivas de desarrollo del sector”. En este sentido, tal como afirmaba el documento del grupo de exsecretarios de Energía reunidos el IAE “General Mosconi” en abril del año pasado, “Vaca Muerta no es una fuente de riqueza inmediata, y se encuentra en etapa incipiente de inversión (se está explorando qué es lo que existe y se puede producir); hay varias empresas que están investigando varios sectores de la cuenca y hay algunos pozos con buenos niveles de producción”. Por el lado del gas, por ejemplo, cabe destacar el desempeño del denominado tight gas –gas de arenas compactas– que ya representa el 20 por ciento del total extraído en la cuenca Neuquina. Se trata de reservorios más parecidos a los tradicionales, aunque con menor permeabilidad y porosidad, que requieren fracturas hidráulicas de menor magnitud que en el caso del shale. Aun considerando estas ventajas, cabe señalar que cada pozo de tight requiere de una inversión de entre 7 y 13 millones de dólares, según la compañía que se consulte. En el caso del shale oil, en abril del año pasado, durante una conferencia de la industria energética que tuvo lugar en Punta del Este, el entonces titular de YPF, Miguel Galuccio, reconoció que la producción de petróleo no convencional dejaba de ser rentable con un barril a 50 dólares. Por otro lado, aseguró que el proyecto de perforación de pozos verticales en el área Loma Campana –explotada en sociedad con Chevron– era rentable con un precio del barril de 84 dólares. Siguiendo este razonamiento, su desarrollo podría quedar demorado ante la actual coyuntura. Más aún, si consideramos que el alejamiento de Galuccio de la empresa –que se hará efectivo el próximo 30 de abril– obedeció a sus cortocircuitos con el ministro Aranguren, quien había alertado que el endeudamiento de YPF duplica actualmente su margen operativo.
Un horizonte muy complejo
En momentos en que el Gobierno busca por todos los medios sincerar los precios de la economía y poner fin a la política de subsidios generalizada en el sector energético, la industria de los hidrocarburos tendrá que abrocharse los cinturones. Para evitar una paralización de las operaciones en las cuencas productoras, hasta el momento se ha optado por soluciones temporales. Sin embargo, con precios que difícilmente recuperen la cotización de hace dos años cuando el petróleo llegó a superar la barrera de los 100 dólares, las compañías se verán obligadas a rever sus planes de inversión y priorizar aquellos proyectos que aseguren niveles de rentabilidad aceptables. “Así como los últimos años –durante los cuales el precio del petróleo fue superior a su valor de equilibrio– dieron lugar a la aparición de una nueva generación de productores, es probable que esta nueva estabilización en torno al valor histórico conlleve a la expulsión del mercado de los productores menos eficientes”, afirmaban Laura Daicz y Gabriel Monlezún en el informe que citamos más arriba. Si bien nuestro mercado se ha caracterizado por la presencia de grandes actores internacionales con suficientes espaldas financieras, en un escenario internacional tan volátil la incógnita a develar es qué tan dispuestos estarán a seguir arriesgando su capital en la exploración y explotación de recursos que tienen un alto potencial pero requieren, al mismo tiempo, de costosas inversiones.
