Nicolás Dromi. Consultor en energía. Director de Diligentia S.A
La noticia del descubrimiento de un importante yacimiento de gas no convencional en Neuquén merece ser recibida con optimismo y requiere el esfuerzo de un análisis sereno, despojado de grandilocuencias y mezquindades, para ponderar sus efectos a corto y mediano plazo. Según la información brindada por YPF, el hallazgo de gas en arenas compactas elevará el stock de reservas de 6 a 16 años, estará disponible gradualmente en volúmenes comerciales a partir de los próximos 3 años, y por sus dificultades extractivas necesitará de fuertes inversiones para su explotación, las que redundarán en un mayor precio a pie de pozo del que hoy cobran los productores de gas convencional.
En el corto plazo, la consecuencia más elocuente es el “efecto llamada” que comienza a observarse entre las compañías productoras, tras la señal inequívoca de que el Gobierno está dispuesto a premiar el esfuerzo exploratorio con precios acordes a los valores internacionales. Una vez más, YPF traza una huella señera sobre la que vendrán Apache, Exxon, Pluspetrol y Petrobras, entre otras empresas que ya han anunciado su voluntad de llevar dólares y equipos hasta la región. Esto se traducirá en la revitalización de un sector que venía muy deprimido generando distensión social, fuentes de trabajo y riqueza, focalizadas en las cuencas productivas. Las provincias ya paladean la expectativa de mayores ingresos por regalías.
En el mediano y largo plazo, veremos una sustitución gradual de importaciones de gas natural y combustibles líquidos por mayores volúmenes de gas “nacional”, aunque el proceso será lento vistas las cantidades en juego: Argentina consume una media diaria anual de alrededor de 80/90 millones de m3 de gas natural (50% de la demanda energética total), cubiertos con una menguante producción local de gas convencional, importaciones de Bolivia de hasta 5 millones de m3 y regasificación de cargamentos de gas licuado importados en Bahía Blanca por otros 10 millones de m3 diarios.
Mientras tanto, el emprendimiento de YPF junto a la minera Vale prevé extraer apenas unos 2 millones de m3 por día, que están directamente asociados al proyecto que la compañía brasileña está desarrollando en Mendoza. Por eso el mayor valor del descubrimiento de YPF reside en su carácter simbólico y pionero. Si continúa el actual clima de señales de precio y distensión política, podemos prever un salto geométrico de nuevos volúmenes de gas no convencional en los próximos meses. Las petroleras saben que las perspectivas geológicas de la cuenca son alentadoras y hay clientes dispuestos a pagar gas más caro si hay seguridad de suministro.El mayor precio del gas no convencional será trasladado inicialmente a la demanda industrial, que lo negociará libremente con los productores en una banda que iría de 4,5 u$s / MMBtu (según la cotización actual del índice de referencia de Nueva York) a 7,5 u$s / MMBtu (precio pagado a Bolivia). Más caro que los 2,5 u$s / MMBtu que vienen pagando por un gas sujeto a cortes; pero algo menor a los 6-8 u$s / MMBtu que paga el Estado por el gas regasificado en Bahía Blanca con destino al consumo residencial subsidiado, y es mucho más barato que los 18 u$s / MMBtu que las industrias pagan por el gasoil que utilizan para sustituir el gas en momentos de restricciones.
Tras la emergencia y la “pesificación energética” de 2002, las industrias han venido recibiendo con razonable continuidad un insumo subsidiado, a menos de la mitad de su valor internacional. Este hecho, junto a una política de tarifas residenciales que ha beneficiado a la población metropolitana conectada a la red, explica en gran medida el declive del gas convencional en Loma de La Lata. El costo de la veloz recuperación económica está a la vista: entre todos hemos consumido unos 17 a 20 años de reservas de gas barato en apenas ocho años. Y si bien la demanda superó a la oferta de gas, nunca sufrimos un colapso energético. Deberíamos preguntarnos cuántos puntos del crecimiento acumulado del PBI desde 2003 corresponden al acceso ilimitado que tuvimos al “gas barato”.
Ahora ingresamos a un ciclo de energía más cara, por escasez de gas convencional, mayores costos de producción local y crecientes importaciones a valores de mercado; pero esto no tiene por qué provocar un impacto negativo. Evitemos estériles discusiones de coyuntura, hay superávit fiscal para pagar las importaciones y hay nuevo gas esperando su extracción. Ganemos tiempo y meditemos cómo articulamos una nueva estructura productiva y con la protección del tejido económico y social para un reparto equitativo de sus costos y beneficios.
El Estado jugará un rol clave administrando las ecuaciones del nuevo escenario, eligiendo y cuidando a los sectores sociales y productivos que siguen mereciendo el beneficio de los subsidios, y estableciendo y vigilando las reglas de juego entre las petroleras y sus compradores. Hay mucho trabajo por delante. Los inversores comienzan a golpear la puerta. El desafío es seguir creciendo con un nuevo equilibrio energético. Comencemos y en un lustro disfrutemos de los objetivos cumplidos.
