LUCIANA PAZ

El sector de los hidrocarburos de la Argentina cierra un año repleto de vicisitudes, marcadas la mayor parte de ellas por las dificultades macroeconómicas en materia cambiaria, fiscal y monetaria. A pesar de ello, o por ese contexto, hubo novedades de distintos signos en estos 12 meses.

+ El mejor ejemplo de este escenario oscilante fue lo ocurrido con Vaca Muerta: la Cuenca Neuquina tuvo 11 meses de curva incremental de fracturas, tuvo su "Abril Negro" en el que la actividad se desmplomó a cero a raíz de un conflicto sanitario provincial e intrasindical que produjo pérdidas por US$ 27,5 millones. 

+ El ejercicio 2021 del oil & gas no ofreció sorpresas en cuanto a la factura externa del gas. La ronda para el suministro invernal realizada por Integración Energética Argentina Sociedad Anónima (IEASA) en mayo atrajo poco a los ofertantes y el invierno se cerró con 56 embarques de GNL que significaron al fisco más de US$ 1.000 millones, que el país compró a un promedio de US$ 8,33, precio bastante menor al que hoy impera en los mercados mundiales.

+ Al cierre del año el gas argentino sigue en alza y el no convencional produce un 22% más que en febrero de 2020.  La proyección de precios para 2022 duplica a los pagados el año que termina y las importaciones serían similares en dinero. Según el Centro de Inteligencia de Petróleo y Gas de GlobalData, el gas natural es casi el 60% de la oferta de hidrocarburos del país. Y el aporte del fracking hará que crezca otro 9%.

+ El gobierno apuesta a esquivar la escasez y el encarecimiento global gracias a Vaca Muerta y al Plan Gas.Ar que aseguró en su lanzamiento un precio interno de US$ 3,5 MMBTU. En la última ronda de este Plan, adjudicó 3.000.000 m3/día de gas adicionales a Pampa Energía, Pluspetrol y Tecpetrol, a US$ 3,43 a partir de mayo 2022. El objetivo es ahorrar US$ 220 MM en compras de GNL que hoy ronda los US$ 17. El Plan Gas.Ar, de noviembre 2020, ha sido, según el gobierno, una "política exitosa". A fin de 2021 habían realizado 9.400 fracturas: YPF (3.456 etapas), PAE (759), Shell (730), Tecpetrol (700), Vista (699), Pluspetrol (360), Exxon (297), Total (145), Chevron (84) y Pampa Energía (35), concentran la mayor parte del dinamismo en Vaca Muerta. 

+ En el último trimestre maduró el proyecto de pipelines para transportar el fluido de Vaca Muerta. El proyecto contempla el primer tramo  del Gasoducto Néstor Kirchner y del Sistema Transport.Ar, el Estado promete invertir US$ 2.500 MM más otros US$ 1.500 MM en transporte. Todo para incrementar la capacidad en 24.000.000 m3/día y ahorrar US$ 1.465 MM/año. Además de compensar el declinamiento de Bolivia.

AF y CFK: El doble comando del país, determinante en el rumbo energético

+ El Plan Gas.Ar prevé sustituir hasta 2024 30.804 MMm3 con un ahorro para el país de US$ 9.274 millones. 

+ En 2021 cerraría con un primer ahorro de US$ 1.150 millones y un aporte de 2.777 MMm3 (metros cúbicos) por encima de la proyección declinante encontrada al inicio de la gestión.

+ El petróleo también cierra 2021 con cifras crecientes. Según la Secretaría de Energía: 553.000 bpd, mientras se verifica la desaceleración de la producción convencional. Neuquén ha consolidado su liderazgo en petróleo, desplazando a Chubut, tras crecer un 21% con respecto a 2020. Y Tierra del Fuego le sigue tras un 25% de incremento de petróleo.  PAE tenía a la fecha en San Jorge 44 equipos de perforación, workovers y pullings. De ellos, 42 en Cerro Dragón, el yacimiento de petróleo más importante del país, con un promedio de 13.500 m3/día de petróleo y 7.500.000 m3/día de gas.

+ Chubut y Santa Cruz pasaron de 235.000 bpd de petróleo a principios de 2018 a 203.000 bpd.  CGC (fortalecida por los activos ex Sinopec) logró un incremento de más del 50% (de 59 MM boe a 90 MM boe). 

+ Mientras tanto, en el midstream TGS duplicó la capacidad de recepción y estabilización de los condensados provenientes del gas natural. La empresa transporta el 60% del gas que connsume Argentina a través de más de 9.000 km de ductos y una capacidad contratada en firme de 82.4 MMm3/d.

+ Los combustibles líquidos continuaron y continuarán atenazados por las políticas anti inflacionarias. El ENARGAS mantuvo pisadas las tarifas residenciales de gas en línea con su hermano regulador eléctrico ENRE, lo que aquejó a balances e inversiones de las distribuidoras. De cara a 2022, las perspectivas de salir del freezer son exiguas, aunque su cruzamiento con el peso de los subsidios del fisco forma parte de la agenda de negociación con el Fondo Monetario Internacional (FMI). 

+ Mientras que en el Area Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se continuaba debatiendo sobre cuánto aumentar las tarifas de electricidad después de más de dos años de congelamiento, en el interior del país la mayoría de los gobiernos provinciales ya había autorizado incrementos que van desde el 6,5% al 35%.

+ A mediados de mayo, la novedad fue el proyecto de ley sobre "Zonas Frías" que baja hasta 50% las facturas de gas en más de 50 municipios bonaerenses y en las provincias de Mendoza, San Juan, San Luis y Salta.

+ El grifo regulador se abrió un poco en agosto: el ENRE autorizó aumentos a Edenor y Edesur del 3% para unas 11.500 empresas clientes. El gobierno extendió en noviembre hasta el 30 de abril de 2022 el congelamiento de las tarifas eléctricas. Hasta fin de noviembre, el fisco nacional había asignado subsidios al mercado eléctrico por unos US$ 900.000 millones, lo cual posibilitó que los usuarios paguen menos del 30% del costo real de la electricidad.

+ YPF acaba de advertir que un fallo adverso en Estados Unidos podría llevarla al default. La empresa mixta que hoy vale en la bolsa US$ 1.500 millones y teme sentencias por los juicios de Burford y de Maxus por US$ 5.000 MM, aseguró por otra parte que no es bueno aumentar el precio de la gasolina, una declaración más política que empresarial. 

+ En 2021, los combustibles en los surtidures subieron 28,3%, casi la mitad de la inflación argentina. 

+ Como telón de fondo de meses marcados por la política, transcurrió el debate por una Ley de Hidrocarburos que primero se confeccionó y después buscó consensos al compás de las mayores fortalezas o debilidades de sus máximos mentores, el neuquino secretario de Energía Darío Martínez y el santacruceño presidente de YPF Pablo González. El rol de YPF, con su protagonismo en el mercado y sus pasivos, y las recurrentes pujas de jurisdicciones entre la Nación y las provincias de la OFEPHI, sobre todo con Neuquén, seguirán siendo el telón de fondo de una norma que danzó al compás de las expectativas electorales parlamentarias recientes.

+ Además, no ha sido un año más para las petroleras que viven la ola mundial de las descarbonizacion, el Net Zero y los anuncios globales de ir a electromovilidad sin emisiones de CO2. Un objetivo políticamente correcto pero que en los países pobres y emergentes complica. Como en Argentina, cuya matriz energética es 75% fósil. Las vísperas de la cumbre de Glasgow han puesto de manifiesto estas contradicciones. Y el último semestre del año ha derivado en un contexto de encarecimiento y escasez del gas, que tendrá sus coletazos en el mercado doméstico.

+ La cohabitación entre las estrategias energéticas del país y las visiones ambientalistas en la sociedad y en el gobierno se vieron en los planes para la exploración y explotación offshore. La alianza de YPF con Equinor y la convocatoria a otras compañías chocó con los conocidos reparos en la coalición gobernante.

+ A la tensión climática se suma en Sudamérica la megasequía que ha puesto en jaque a Brasil. Aquí, la  Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) dio un dramático balance  hidroeléctrico: entre enero y octubre se generaron 18.844 GWh. En 2020 había sido de 23.522 GWh) y 2019 (27.761 GWh). Caídas de 19,88 y del 32,12%, respectivamente. El Plan Gas, el año record de energías renovables y el buen ejercicio nuclear no alcanzaron a compensar la caída. Por eso, el fueloil para generación había acumulado hasta octubre un incremento del 91% respecto de 2020 y de 251% versus 2019. Y el carbón un 106% y 307%, respectivamente. 

En síntesis, múltiples desafíos para un país de menú abundante de energías pero con rezagos de infraestructura, incertidumbres para la inversión y políticas públicas cambiantes que en el segundo año de la pandemia se hicieron más evidentes y, seguramente, seguirán siendo visibles para todos y todas.

* Directora de EnerNews