FEDERICO ARINGOLI
Para el ministro Aranguren será el hidrocarburo de transición hacia las energías verdes. Neuquén busca aumentar la producción un 30%. Las estimaciones para los próximos tres a cinco años obligan a pensar nuevos mercados para el fluido, incluso más allá de la exportación.
El cliente en el futuro no te va a preguntar de dónde le entregás la energía. Ese va a ser tu problema. El problema es entregarle la energía a tu cliente a un precio competitivo. Ahora si lo traes de una fuente, de otra o de una combinación de fuentes y haces un blend, al cliente no le va importar mucho lo que le digas”. La frase pertenece al presidente de YPF, Miguel Gutiérrez.
El directivo viene postulando desde hace tiempo que la petrolera nacional debe convertirse en una “empresa de energía”. Entiende que los combustibles fósiles son una transición “que no sabemos cuánto va a durar” hacia un nuevo mercado de la energía.
La afirmación coincide con parte de lo que plantea el ministro de Energía, Juan José Aranguren, quien fue a la principal muestra petrolera del país, la Argentina Oil and Gas 2017, y paradójicamente habló del camino hacia las fuentes renovables. También se refirió a una “transición” pero ubicó al gas con un “rol fundamental” hacia “otro tipo de energías más limpias”.
Ya no es novedoso señalar que el gas va camino a convertirse en una suerte de commoditie como lo es el petróleo. Cada vez más sus mercados se ajustan en base a referencias internacionales de precios y su abundancia permite hacerlo crecer dentro de la matriz energética de distintos países.
Los planes de incentivo para el precio del fluido, que empalma con los valores más caros de importación, y la productividad conseguida en los no convencionales, tanto en tight como en shale, abren un nuevo escenario para el país.
En la industria aseguran que, tras cuatro años de mejoras en la producción de gas, y con los ciclos estacionales de consumo del país (en invierno se demanda mucho y en verano muy poco) en la próxima temporada estival existirán sobrantes.
Para el presidente de YPF en cinco años se podría comenzar a hablar de abundancia de gas en el país. Incluso el gobernador neuquino Omar Gutiérrez ya pronostica que para fines de 2018 la Cuenca Neuquina saltará de los actuales 55 millones de metros cúbicos diarios de gas a unos 70 millones de metros cúbicos. Cree que esta puerta sería suficiente para pensar en reabrir las exportaciones del fluido a Chile.
Con esta perspectiva se desarrolló segundo Encuentro Argentino Chileno sobre Integración Energética. De ambos lados se trabaja ya en flexibilizar las condiciones aduaneras para implementar, en primera instancia, un swap que serviría para enviar gas en verano y compensarlo en los meses más fríos del año.
Sin embargo desde el lado chileno todavía hay duras. Aún quedan las marcas por el desplante que hace 10 años significó, tras la pérdida del autoabastecimiento, la suspensión de los envíos de gas desde Argentina. Esto los obligó a montar terminales de regasificación.
Los números que maneja Gutiérrez para sumar 15 millones de metros cúbicos diarios más, un aumento del 30% en casi 15 meses, se apoyan exclusivamente en la producción de cuatro nuevos proyectos que se suman en Vaca Muerta. Las cuentas pueden crecer si se contempla el crecimiento de otros bloques y la llegada de nuevas inversiones.
Hacia 2020, fecha en la que hay coincidencia para marcar una refundación de Vaca Muerta, los números de producción podrían crecer mucho más allá de las estimaciones.
La idea que gira alrededor de ese escenario idílico es la industrialización del gas.
El CEO de Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, Carlos Ormachea plantea desde hace un tiempo que tener como objetivo solamente el reemplazo de las importaciones (un 25 millones de metros cúbicos diarios) es una meta austera. Considera que los no convencionales tienen el potencial para modificar la economía del país con industrialización y exportaciones por fuera de los países limítrofes.
Incluso en los intercambios hacia suelo chileno hay quienes fantasean utilizar las terminales de GNL Quinteros y Mejillones para sacar el gas argentino en barcos.
Por lo pronto los excedentes de gas tendrán como destino la generación eléctrica. Esto serviría para reemplazar el uso de otros combustibles más caros y contaminantes. Incluso en el plan de proyecciones no se descarta la exportación de energía eléctrica también hacia Chile y otros países como Brasil o Uruguay.
Todo por el momento parece parte de una película escrita y dirigida por el buen ánimo y un optimismo a prueba de balas.
En los planes oficiales se da por descontado que los niveles de producción se mantendrán y se sumarán los metros cúbicos que aporten los nuevos proyectos. Sin embargo esta cuenta no parece tan lineal en la industria. “No es lo mismo pasar de 0 a 10 que de 10 a 13 o 15”, suelen explicar desde una de las principales operadoras.
La aplicación de la Resolución 46, que extiende los subsidios al precio del gas hasta 2021, es toda una incógnita. Está claro para los nuevos proyectos, pero no para el denominado “gas viejo” que también –con precios diferenciales– pido elevar la curva productiva y que ahora sin valores retocados podrían dejar de funcionar.
Este tema fue el que sacó a la luz las diferencias entre YPF y Aranguren. El gobierno trabaja en un esquema para contemplar parte del precio de ese gas que no quedaría cubierto, cerca del 20% de la producción nacional, pero a un menor costo fiscal.
El ministro apuntó durante la última Argentina Oil and Gas que en 2015 el Estado subsidió por 5.500 millones de dólares la producción de gas. El planteo es achicar esa cifra y redireccionar los subsidios hacia la demanda.
El acuerdo en el que se trabaja, a poco menos de tres meses de la caída de los anteriores seguros de precio, reclamaría aumentos productivos para ingresar a alguna garantía de precio que podría estar por debajo de los valores que la Resolución 46 garantiza para los nuevos proyectos.
Para el 2018 se espera contar con excedentes exportables. Pero la proyección a cinco obliga a pensar en alternativas que lleven a la industrialización.
El gobernador Gutiérrez estima que a fines del año próximo la Cuenca Neuquina tendrá 15 millones de metros cúbicos más para totalizar 70 millones.
10 años pasaron desde que se dejó de exportar el fluido hacia Chile. A fines del 2018 podría iniciarse una nueva etapa de negocios.
u$s 7,5 es lo que se pagará por millón de BTU a los nuevos proyectos de gas. En el 2021 será u$s 6.
20% del gas que se produce en el país viene de formaciones no convencionales. Las empresas aseguran que para sostenerlo necesitan precios diferenciales.
Las dudas entre las operadoras pasan por saber cómo continuará el precio del gas para los proyectos que hasta ahora lograron mejorar la producción nacional.
