Argentina podría convertirse en un actor en el mercado global de gas natural mediante el desarrollo de su gigantesco yacimiento de esquisto denominado Vaca Muerta, pero antes debe enfrentar una serie de desafíos para incluir la búsqueda de nuevos puntos de venta para la creciente producción, señalaron analistas citados por Platts.
"Argentina tiene un gran potencial en gas", dijo Daniel Montamat, asesor del Ministerio de Energía de Argentina, en el Foro de Integración Energética Regional de la Organización Latinoamericana de Energía desarrollado en Buenos Aires.
El país sudamericano posee reservas de petróleo y gas de 4.000 millones de barriles equivalente de petróleo (boe) y reservas probables de 9.000 millones de boe, mientras que los recursos de petróleo y gas de esquisto suman 170.000 millones de boe, de los cuales casi el 80% es gas, aseguró Montamat.
El tamaño y la calidad de los recursos han atraído a compañías como BP, Chevron, Dow Chemical, Total y otras que, junto con la estatal YPF de Argentina, están empezando a desarrollar proyectos en Vaca Muerta. La obra ha sido comparada con las de la cuenca del Pérmico en Estados Unidos.
La producción de petróleo y gas de esquisto aumentó un 26% a 75.700 bpe/d en agosto en Neuquén, lugar donde se desarrolla la mayor parte de la obra, según los últimos datos del Departamento de Energía, Minería e Hidrocarburos de esa provincia.
Se espera que los proyectos aumenten la producción total de gas de Argentina a 142 millones de m3/d en 2023 y 185 millones de m3/d en 2025, según las previsiones del señalado Ministerio. Eso sería de 122 millones de m3/d este año, según muestran sus datos.
El gran desafío en el futuro es encontrar puntos de venta para apuntalar un desarrollo masivo de los recursos: "Tenemos que decidir si queremos desarrollar los recursos para el mercado nacional o regional, o si vamos a convertirnos en un actor en el mercado mundial del gas", agregó Montamat.
Si el objetivo es alcanzar la producción de 140-150 millones de m3/d, entonces los suministros deben exportarse a Sudamérica, dijo Montamat. Pero si el país quiere elevar la producción a 190 millones -200 millones de m3/d o incluso 250 millones de m3/d, tendría que vender gas por vía marítima al mercado mundial, señaló, recomendando optar por este último camino.
Sin embargo, cómo llegar a los niveles de producción más altos es una gran pregunta que enfrenta la industria.
Argentina está comenzando a salir de un declive en la producción que lo dejó con un déficit de gas del 25%, pero las condiciones para hacer negocios en el país aún no son lo suficientemente estables como para un rápido despliegue de capital. La inflación marca un 23%, según los datos del Gobierno, y los costos laborales siguen siendo altos, en gran parte debido a la presencia de fuertes sindicatos.
Roberto Ferreira da Cunha, director de la firma de investigación IHS Markit, dijo que el capital extranjero está entrando lentamente debido al alto costo de hacer negocios en Argentina. Esto significa que el país continuará teniendo que importar gas, probablemente durante los próximos 10 años.
Otro desafío para expandir la producción es construir ductos para manejar el crecimiento y encontrar capacidad de almacenamiento para manejar la volatilidad de la demanda local.
El consumo de gas de Argentina aumenta en invierno para la calefacción y se hunde en el verano, lo que significa que sin capacidad de almacenamiento las empresas tendrían que cerrar pozos durante ocho meses del año, un elemento disuasivo de la inversión en Vaca Muerta.
Un tercer desafío es reducir el costo del desarrollo de Vaca Muerta para que sea más competitivo frente a los suministros importados. "Si es más barato que el GNL importado, el shale gas de Argentina podría absorber la demanda", dijo Ferreira da Cunha.
Mauro Chávez, un analista de Wood Mackenzie, dijo que el objetivo debería ser producir gas de Vaca Muerta a US$3/MMBtu. Eso sería inferior al precio promedio de entre US$4/MMBtu y US$5/MMBtu este año. Se están haciendo progresos para impulsar la productividad del yacimiento, señaló.
En bloques como Dow Chemical y El Orejano de YPF y Fortin Piedra de Tecpetrol, los pozos horizontales perforados en los últimos meses "tienen una productividad acorde con las mejores obras de teatro en Estados Unidos", aseguró Chávez.
Si el costo de la arena de fracturamiento y la logística se puede reducir, entonces el precio de equilibrio para la producción se acercará a US$3/MMBtu, señaló.
En términos de vender la creciente producción, Chávez dijo que las soluciones a corto plazo incluyen reducir las importaciones de Bolivia, un proveedor de aproximadamente 20 millones de m3/d en el verano, liberando más del mercado para el gas Vaca Muerta. Lo otro sería exportar más gas a Chile, dijo. Chile importó tanto como 20 millones de m3/d en tan solo 2004, pero desde entonces ha instalado dos terminales de regasificación, lo que limita las posibles ventas de Argentina en el futuro, dijo Chávez.
Aun así, dijo que encontrar más puntos de venta para el gas de Argentina podría determinar la futura producción de Vaca Muerta: "Si las empresas ven que la producción no va a tener un mercado, esto podría estancar la inversión ", dijo Chávez.
SILVIA PECO
El Ministerio de Energía resolvió que los usuarios aporten los recursos para el Fondo Fiduciario destinado a consumos residenciales de la Patagonia y otras jurisdicciones.
A los aumentos en las tarifas de gas que están aplicándose desde el 1 de este mes, se le sumará también desde la misma fecha una fuerte actualización del recargo que aparece en las facturas como "Fdo. Art. 75 ley 25.565". Para un consumidor residencial de Capital Federal de la categoría R31, el recargo pasará desde $0,84 a $18,04 por un gasto de 211 metros cúbicos, y de $1,59 a $34,12 por 399 metros cúbicos, lo que significa un incremento del 2.000%.
Esto surge de la resolución 147 del Enargas publicada ayer en el Boletín Oficial. La medida había sido anticipada en la audiencia pública donde se trató el aumento en el valor del gas, cuando el representante del Ministerio de Energía propuso actualizar el recargo para el Fondo Fiduciario que cubre los subsidios a consumos residenciales en las zonas más frías del país, de modo de "financiar en su totalidad" el costo de la tarifa diferencial.
Dicho de otra forma, el subsidio que era afrontado por el Estado nacional para los consumos residenciales de la Patagonia, La Pampa, Malargüe y La Puna, queda a partir de ahora a cargo de la demanda constituida por los usuarios de gas de todo el país, incluyendo residenciales, comercios e industrias (en estos dos casos también en las zonas frías).
Por este subsidio, el Estado nacional gastó en los primeros diez meses de este año alrededor de $3.200 millones, según la información de ASAP, mientras en el mismo período de 2016 había destinado $120 millones. El aumento se explica por el salto que tuvieron las tarifas entre las mismas fechas y porque el Fondo es para compensar a transportistas y distribuidoras por diferencia entre los cuadros tarifarios vigentes y las facturas subsidiadas.
Para determinar el recargo a facturar desde el 1 de diciembre, se aplicará un porcentaje que oscila entre 2,58% y 2,77% según las diferentes regiones del país, sobre el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) para cada metro cúbico facturado a un usuario.
En Capital Federal, el valor PIST es de $3,087 según los cuadros tarifarios aprobados la semana pasada, y el recargo consistirá en un 2,77% de ese precio por cada metro cúbico consumido.
Puede pensarse que un recargo de $34,12 para el consumo de invierno de 399 metros cúbicos de una familia de clase media, es poco significativo. Pero ese mismo usuario va a pagar además desde ahora $170,24 de cargo fijo, mientras hasta noviembre pagaba $104,65, y por cada metro cúbico $5,8388 frente a $4,2740 .
De este modo, por consumo el gasto pasará desde $1.810 $2.499 con un aumento del 38%, pero a esto hay que sumarle los impuestos (ingresos brutos, IVA, Ley 25.413) y el recargo para el fondo fiduciario. La factura final llegará así a $3.256 frente a $2.335 pagado este año, con un alza que roza el 40%.
A esta suba en las tarifas y en el recargo, los consumidores le deben sumar todavía dos cuotas de la factura de invierno que fue dividida en cuatro, y que se terminarán saldando en las boletas de diciembre y enero, por lo que en pleno verano, el gasto por el gas también resultará oneroso.
