Después de un 2017 con uno de los niveles de producción energética más bajos de la última década, los indicadores del presente año muestran una lenta pero sostenida recuperación, con horizontes favorables de cara al futuro. Tres especialistas en la materia nos cuentan cuál es el panorama actual y las expectativas para el sector en los próximos años.
Con una producción de petróleo y gas convencional que viene declinando en forma sostenida desde 1998 y 2004 respectivamente, el país dejó en 2011 de ser exportador neto de energía e inició una senda decreciente que encontraría su punto máximo en 2013, cuando el déficit alcanzó los 6.902 millones de dólares, y se evidenció la gravedad de la crisis energética originada, principalmente, en la falta de inversiones durante toda una década, a la par de un aumento sostenido en la demanda doméstica.
Con la asunción del nuevo gobierno y, a pesar de una serie de medidas que incentivaron la inversión (como el fin del cepo cambiario, un tipo de cambio más favorable para ingresar inversiones, la autorización al giro de dividendos al exterior y la liberalización en el precio de los combustibles), no se logró revertir la menor producción, que se vio afectada principalmente por la estrepitosa caída del precio del crudo entre 2015 y 2016. Recién este año se inició un leve repunte en la producción de hidrocarburos.
Según el economista de ABECEB Javier Cao, “en lo que es petróleo, si se mira el balance de lo que han sido estos dos años de gestión macrista, la producción bajó. Pero eso estuvo muy asociado a lo que fue el impacto de la crisis internacional del petróleo que se tradujo, principalmente en 2016, en una caída fuerte de la inversión y la producción. Luego, 2017 también fue un año malo, al estar relacionado a la caída de la inversión en 2016. Recién ahora se está volviendo a terreno positivo, lo cual es algo que también hace mucho que no pasaba. Salvo un crecimiento mínimo en 2014, venimos de hace más de una década con variaciones negativas acumuladas”.
La explotación de yacimientos no convencionales concentrados en la región de Vaca Muerta está empezando a cambiar este panorama. Si bien tanto el petróleo como el gas no convencional aún representan una fracción menor sobre el total de la producción (12,9% y 35,5% respectivamente) su incidencia es cada vez mayor y la potencialidad de los recursos por extraer podría inclinar la balanza. Tal es así que desde YPF estiman que la puesta en producción del 15% de Vaca Muerta podría cubrir la totalidad del déficit energético.
De acuerdo a datos de la Secretaría de Energía, la producción de gas natural registró en julio un crecimiento del 7,1% en la medición interanual, al alcanzar los 132,1 millones de metros cúbicos por día, mientras que la de petróleo se incrementó 2,1%, con un promedio de 483.500 barriles diarios. En los primeros siete meses del año, la obtención de gas natural acumuló un alza del 4,9% respecto del mismo período del año anterior y la de petróleo mostró una suba de 1,9%.
Este crecimiento está siendo liderado por los hidrocarburos no convencionales. En total, la producción no convencional de gas natural (shale + tight) mostró en julio una expansión interanual del 42,3%, al alcanzar los 46,9 millones de metros cúbicos por día. A su vez, la producción no convencional de petróleo totalizó en julio un crecimiento interanual del 34,2%, con un promedio de 62.200 barriles por día. En los primeros siete meses del año la producción de gas y petróleo no convencionales aumentó un 25,4% y un 29% respectivamente en relación al mismo período del año pasado.
Para el economista y ex Secretario de Energía Alieto Guadagni, “este año hay un hecho nuevo, que es el acelerado desarrollo de las energías no renovables y, en el caso de hidrocarburos, del shale gas, sobre todo en la cuenca neuquina. Es probable que a fin de año la producción de gas nuevo sea casi el doble que la de fin del año pasado. Eso sería lo más promisorio”.
El especialista destacó la importancia de los yacimientos de Vaca Muerta en el panorama energético nacional y se mostró optimista respecto al avance de los proyectos extractivos en la zona, principalmente en lo que refiere a la producción de gas: “La explotación viene bien. Hay un programa de inversiones definido, son varias las empresas que están interesadas y las perspectivas desde el punto de vista potencial son altas. Es necesario que se concreten las inversiones pero ya están ocurriendo porque mes a mes está aumentando la producción”.
En la misma línea, el ex Secretario de Energía y director de YPF Emilio Apud destacó la reactivación de actividades en Vaca Muerta. “Está tomando ritmo, al entrar en producción varios yacimientos concesionados a empresas como Tecpetrol, YPF, Chevron, Pan American Energy (PAE), entre otras, luego de transitar la curva de aprendizaje y ejecutar varios pozos piloto. La producción de gas, en particular por Vaca Muerta, este año permitirá un incremento superior al 15%. En petróleo también hay un incremento, aunque de menor magnitud que en gas, y se espera en 2019 duplicar el crecimiento actual”, detalló.
Entre los factores que permitieron este mayor crecimiento, los especialistas destacaron la recuperación del precio internacional del petróleo y la reducción de los costos de explotación, sobre todo en los recursos no convencionales.
Según Cao, “se había empezado a hablar de Vaca Muerta con el precio del petróleo arriba de los 100 dólares porque era una época en la que parecía que era negocio sacar petróleo de cualquier forma. Cuando vino la crisis se dejó de hablar y parecía que se había caído. Y ahora, un precio un poquito más alto, aunque no en el nivel que estaba antes, sumado a la baja de los costos de producción, está permitiendo de nuevo hacer rentable la explotación”.
De esta forma el flujo de inversiones y actores en la región es cada vez mayor. “En Vaca Muerta el actor históricamente fue YPF, que metió toda la inversión cuando nadie lo hacía. A partir de 2015, empezó a verse una participación muy grande de actores como PAE y Total Austral. Y el año pasado tuvo un impacto muy grande en la inversión el proyecto en Fortín de Piedra que está desarrollando Tecpetrol, que apareció casi de la nada porque prácticamente no estaba poniendo plata en Vaca Muerta y terminó siendo uno de los primeros proyectos de desarrollo masivo de gas, pasando de invertir 5 o 6 millones de dólares a 750 millones de un año a otro”, detalló el analista.
Según el Secretario de Energía Javier Iguacel, entre las proyecciones de mediano plazo para Vaca Muerta figura “duplicar en cinco años la producción de gas y de petróleo. En el primer caso llegaría a 260 millones de metros cúbicos por día, lo que permitiría exportar 100 millones diarios. En el caso del petróleo, la producción diaria sería de un millón de barriles y se exportaría la mitad”.
Más allá de las estrellas del sector
Si bien el gas y el petróleo no convencionales vienen siendo las estrellas del sector energético, hay otros productos que encuentran mejores perspectivas en el actual contexto.
Por ejemplo, Apud indicó que en energía eléctrica se vienen logrando grandes avances. “Luego de año y medio de normalizar institucional y legalmente el sector, en el último año se han comenzado a ver resultados positivos. Después de firmarse las revisiones tarifarias integrales con las empresas distribuidoras, se concretaron inversiones que redujeron al 40% los cortes y se espera llegar a la normalidad del servicio en 2020”.
En cuanto a las energías renovables, el especialista aseguró que se está ampliando la capacidad de generación cerrando ciclos abiertos y concretando centros de generación eólica y solar comprometidos en las licitaciones del plan RenovAr. “Este año se incorporarán unos 1.000 MW entre eólica y solar. Este programa es un aliciente interesante para instalar este tipo de energías, desaprovechadas hasta ahora no obstante la calidad internacional de nuestros recursos de viento y radiación solar”, explicó.
Para Guadagni, “las energías renovables son el sector más dinámico no sólo en Argentina sino en todo el mundo y en nuestro país tienen buenas perspectivas la energía eólica y solar, de forma tal que hay diversos programas de inversión en diversos lugares y se van concretando gradualmente. La expansión va a ser importante y hay que tener en cuenta que hasta ahora la importancia era mínima”.
De acuerdo a Cao, la mayor inversión en energías renovables marca un cambio en la percepción de los inversores hacia este gobierno a diferencia del anterior. “La inversión renovable requiere mucha más confianza en el pago futuro, porque vos estás poniendo toda la plata junta al principio, con lo cual este sendero exitoso marca que algún cambio en la forma en que se percibe al marco regulatorio y al gobierno ha habido. Eso creo que ha sido la principal novedad y la principal noticia positiva, porque además se necesitaba un tipo de inversión en energía eléctrica que apuntara no sólo a incrementar la potencia sino también a diversificar la matriz energética, por lo menos para dejar de consumir todos combustibles fósiles”.
Las mejores perspectivas alcanzan incluso a los hidrocarburos convencionales. Según Apud, “los pozos convencionales ya tienen años y se requiere de inversiones para recuperación secundaria. Antes eso era prohibitivo porque no cerraba la cuenta entre lo que costaba sacar un barril y lo que te pagaban en el mercado, pero ahora eso se está volviendo a reactivar y va a haber saldos exportables de crudo. El incentivo del precio del barril, no obstante los 4 dólares de retención, ha puesto en marcha la actividad en la mayoría de las cuencas productivas del país”.
“Se habla, incluso, de que por ahí la suma de precios más atractivos con un mejor marco regulatorio podría incentivar la exploración en nuevas áreas y, en este sentido, se menciona el offshore, pero eso va a llevar un buen rato. En principio, el motor es Vaca Muerta”, añadió Cao.
Autoabastecimiento y desafíos del sector
Si bien en la actualidad la balanza comercial energética se sigue mostrando deficitaria, la brecha energética se viene acortando año tras año, con excepción del 2017 como producto de la crisis. El saldo negativo acumulado en los primeros siete meses del 2018 se redujo 16,3% con respecto al mismo período del año pasado, y se pasó de un déficit de 2.263 millones de dólares en 2017 a uno de 1.893 millones de dólares en 2018.
Los especialistas consultados por NBS Bancos y Seguros consideran que el país recuperaría el autoabastecimiento energético dentro del próximo lustro.
Según Guadagni, “en el caso del petróleo el autoabastecimiento se va a completar antes y en el del gas es probable que tarde entre 2 y 4 años”.
Apud, por el contrario, estimó el autoabastecimiento en gas en 3 años y en petróleo “tal vez en 5 años”.
Por su parte, Cao señaló que “hay gente que está hablando de que ya para 2020/2021 podríamos estar recuperando el autoabastecimiento. Yo creo que va a tardar un poquito más”.
Respecto a los desafíos que hay de cara al futuro, Guadagni se refirió a la necesidad de remontar la falta de inversión de años anteriores: “Los obstáculos que se vienen presentando para el crecimiento del sector energético surgen de la gran descapitalización que ocurrió en el período anterior, sobre todo el desmantelamiento de YPF propiciado por el gobierno argentino, que introdujo un socio ficticio que no invirtió un peso y obligó a descapitalizar a toda la empresa con una distribución excesiva de dividendos”.
Según el especialista, “hay que pensar que Argentina a fines de la década de 1990 tenía muchas más reservas de gas y de petróleo que hoy. Así que es necesario una política que apunte a mejorar la inversión en exploración y desarrollo”.
Para Cao, las mayores restricciones para el crecimiento en el sector están en la falta de una infraestructura adecuada: “Sin el tren probablemente va a ser muy difícil una explotación como para que Argentina sea realmente un exportadora a gran escala. El tren todavía no se empezó a construir y va a tardar muchos años. También va a haber probablemente que hacer una inversión en gasoductos para sacar la producción y todavía no se está hablando de eso. Si desde el Gobierno hubiera que poner plata para asegurar el desarrollo de Vaca Muerta, la mejor forma no sería bajándole impuestos a las petroleras sino invirtiendo en infraestructura”.
Apud apuntó a lograr mejoras en la competitividad bajando los costos: “Ahora se está negociando el tema del ferrocarril, se están haciendo más rutas, se lograron acuerdos por productividad con los sindicatos en la zona de Vaca Muerta, algo inédito dentro de los acuerdos sindicales en Argentina. Todo eso, de a poco, va a ir bajando los costos y nos va a hacer más competitivos. El yacimiento, el recurso, es muy bueno y eso es lo que alienta a las empresas a jugar algunas fichas acá pero resta mucho todavía por hacer y, sobre todo, tener reglas de juego claras y que nos crean que van a durar. Si se cambian sobre la marcha vamos a volver para atrás”.
