Los cuatro grandes desafíos que enfrenta Vaca Muerta

Vaca Muerta tiene el potencial de lograr un superávit comercial energético, proveer energía abundante y, además, sumar un vector de crecimiento a la economía

 

Por Paulo Farina Socio de Economía & Energía

 

Los excelentes resultados obtenidos en Vaca Muerta volvieron a poner en el centro de la escena la oportunidad que significa para el país la producción de hidrocarburos. Vaca Muerta no sólo tiene el potencial de lograr un superávit comercial del sector, sino también contribuir a revertir el deterioro de la balanza comercial en su conjunto. Su explotación a gran escala contribuiría a acelerar la inversión y por lo tanto el crecimiento económico. Por último, pero no menos importante, y de lograr energía abundante y a precios competitivos, se abre para el país un vector de crecimiento adicional con las industrias relacionadas aguas abajo, como la petroquímica.

 

Este es el camino que se encuentra transitando el país. No obstante los desafíos son todavía mayores.

 

En primer lugar hacía falta demostrar que los recursos no convencionales que informes de la Agencia de Energía de Estados Unidos ubicaba como la tercera reserva de gas y cuarta reserva de petróleo del mundo, podían ser extraídos con las técnicas modernas de perforación horizontal y fractura hidráulica; a costos que la producción resulte económicamente viable. Los resultados en cuanto a producción inicial y expectativa de recupero total por pozo, que son las dos métricas más utilizadas, muestran resultados iguales o superiores a los obtenidos en Estados Unidos. A su vez, si bien todavía con un costo mayor al internacional, y especialmente al precio pagado por la demanda local, la curva de aprendizaje se aceleró.

 

El siguiente desafío es desarrollar el mercado para absorber la producción creciente, incluyendo la infraestructura necesaria para su transporte, que es el principal cuello de botella actual. En cuanto al petróleo, resulta más clara la salida exportadora, aun cuando el Gobierno limita coyunturalmente las autorizaciones de exportación, que permiten mantener abastecido el mercado local sin la presión sobre los precios que significaría liberar las exportaciones. En cambio, en el mercado de gas natural se da la siguiente paradoja: en la actualidad, Argentina importa alrededor de 25% de su consumo anual, y sin embargo sobra gas natural. Expliquemos esta contradicción. El país tiene firmado con Bolivia un contrato hasta 2027 por un suministro promedio en todo el año de 19 Mm3 por día. Esto es, 15% del promedio de gas consumido en el país, con la obligación de aumentar esa compra a 27 Mm3/d. A su vez, el aumento de consumo residencial de gas estacional de invierno es abastecido a través de dos terminales regasificadoras de gas natural licuado. Esto representa en promedio anual otro 8% al 10% de la demanda. Estos compromisos contractuales, la falta de capacidad de transporte desde Vaca Muerta y el impedimento a regular la oferta local de gas entre el verano e invierno para acomodar la mayor demanda determina que en la actualidad exista gas excedente en la época de menor demanda –que explica la decisión de volver a exportar a Chile– y falte suministro de gas en invierno.

 

En tercer lugar está la cuestión de precio, en un contexto difícil del mercado local que podemos llamar el trilema imposible: El Gobierno está obligado a reducir subsidios, pero la fatiga tarifaria limita el traslado a tarifa de los aumentos, mientras necesita respetar los contratos firmados para mantener los incentivos a la inversión. En particular, la resolución 46 que mediante un subsidio posibilitó aumentar la oferta de gas no convencional. Estos tres objetivos no se pueden cumplir simultáneamente, al menos no con un solo precio y en un mercado unificado, sino que siguen requiriendo la intervención del estado para administrar tanto los precios como la asignación de la oferta de gas.

 

En cuanto al mercado internacional de gas, éste está en pleno desarrollo, donde los principales competidores de Argentina son Estados Unidos, Australia y Qatar. Las inversiones para producir gas natural licuado son cuantiosas, y requieren normalmente contratos de largo plazo que garanticen un flujo mínimo de ingresos para poder obtener financiamiento. El costo de licuefacción –convertir al gas en gas licuado– por si solo suele promediar entre 2,5 a 5 US$/MMBTU, que es más que el precio pagado por su extracción aun en los tres países antes mencionado. El precio internacional, tanto si se toma Europa como Asia, son muy atractivos, pero el precio local se obtiene de descontar a estos precios el costo de licuefacción antes mencionado, más el costo de transporte en buque, dando un precio neto –netback en inglés–, que difícilmente supere los 3 US$/ MMbtu. Esto es, menos al precio de venta local e inclusive menor
al costo de extracción actual.

 

Si se mira el precio pagado por las usinas de generación eléctrica –el comprador que tradicionalmente ha demandado el gas incremental–, en la actualidad promedia 4,2 US$/MMBTU. Sin embargo, la expectativa de que el incremento de demanda sea cubierto por las energías renovables limita el potencial nuevo mercado, además de poner presión a la baja al precio. En última instancia, existe la incertidumbre de si habrá suficiente demanda incremental para promover simultáneamente la expansión renovable con el objetivo de cumplir la meta de satisfacer el 20% de la demanda eléctrica y la mayor producción de gas.

 

Por último, el Gobierno debe decidir cómo compatibilizar las decisiones de expansión de transporte eléctrico y de gas. Cómo lo estructure no es neutral. En el primer caso el anuncio fue desarrollar las líneas eléctricas a través de PPP con garantía del Estado, y un precio promediado a toda la demanda, por lo que su costo no es parte del precio de la oferta de electricidad renovable. En el caso del gas se sigue discutiendo las alternativas, pero si como se espera, la expansión no será parte del servicio público, su costo deberá ser agregado al precio de venta de gas local, que hace que las usinas que compren este gas incremental no puedan competir con la oferta renovable. Efectivamente, de cómo resuelva el Gobierno este punto quedara definido el impulso o no a las energías renovables.

 

Como se puede ver, los resultados auspicios en la producción de Vaca Muerta son recién el primer paso. Todavía quedan por resolver desafíos importantes, entre ellos cual será el mercado que pueda absorber la mayor producción, a qué precio, y más que nada si éste será suficiente para dar los incentivos necesarios una vez que se reduzca el subsidio actual. Por último la cuestión de la infraestructura de transporte –actual cuello de botella– no es menor. La decisión que tome el gobierno definirá si sigue o no el impulso a las energías renovables tal cual se había diseñado en los dos primeros años de gestión.

 

Las últimas precisiones del Gobierno han indicado que la opción elegida es promover la exportación de los recursos no convencionales, tanto petróleo como gas. Aun si esta es la opción elegida como solución a la paradoja descripta y repuesta al trilema imposible, la coordinación entre el sector público y privado será clave, mientras siguen existiendo restricciones a la exportación o los precios locales sean insuficientes para sostener la expansión local.

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