Por Rubén Chorny
Daniel Montamat
Vaca Muerta se perfila en la política argentina como eventual tabla de salvación, del mismo modo que en otras épocas lo habían sido las buenas cosechas y, más recientemente, la soja.
Cuando casi al asumir el Presidente Mauricio Macri invocaba una lluvia de inversiones, miraba más allá de los vientos de cola pampeanos para posarse en los que soplan por las áridas y rocosas estepas patagónicas, pletóricas de hidrocarburos.
Tenía tan en claro que la llave del éxito estaba en poner a funcionar el mega yacimiento, que había suscripto casi a libro cerrado, junto a otros candidatos, como Julio Cobos, Sergio Massa, Ernesto Sanz, Hermes Binner y Margarita Stolbizer, un documento de consensos básicos para una política de Estado sectorial que elaboró un denominado Grupo de Ex Secretarios, integrado por: Emilio Apud (estuvo en 2001), Julio César Araoz (en 1989/90), Alberto Enrique Devoto (2002/ 3), Alieto Guadagni (marzo y agosto 2002), Jorge Lapeña (1983/88), Raúl Olocco (junio y julio 1989) y Daniel Montamat, ex director de Gas del Estado (1985-86); director y presidente de YPF S.E (1987-89), y secretario de Energía de la Nación en el gobierno de Fernando de la Rúa (1999-2000).
Esta multipartidaria de expertos en energía publicó 23 ensayos con propuestas entre 2009 y 2016, los cuales constan en el Libro “Consensos Energéticos 2015: La Política para salir de la Crisis Energética”.
Y en noviembre de 2017 la Cámara Alta reconoció esa contribución “al diálogo democrático y a la formulación de políticas de Estado en el sector energético” entregándoles a los miembros del Grupo de ex Secretarios el diploma de honor “Senador Domingo Faustino Sarmiento”.
Economista, contador público y abogado cordobés, Montamat no se conforma con lucir la plaqueta en su oficina de la consultora que lleva su nombre y apellido, sino que irradia optimismo al invocar un proyecto que anda dando vueltas por YPF para convertir a Vaca Muerta en un fuerte exportador mundial de gas natural licuado.
El potencial de ingresos de divisas por los excedentes que dejará el abastecimiento doméstico y regional involucraría unos US$ 10.000 millones al año a partir de 2030, se entusiasma.
Pero además el filón en danza implica dejar de pagar los US$ 3.000 millones que insumen actualmente las importaciones de gas para cubrir los picos invernales, a la vez que la Tesorería alivie el déficit fiscal dejando de emitir el equivalente de US$ 5.000 millones para los subsidios económicos presupuestados el año que viene.
Conspicuo asesor de compañías del sector, consultor del Banco Mundial y del Banco Interamericano de Desarrollo, lo mismo que de investigación de foros internacionales vinculados a la energía, despliega los argumentos en que basa sus buenas nuevas para la revista Mercado.
Petróleo para hoy, gas para mañana
–¿Ahora le toca a Vaca Muerta para esperanzar a los argentinos con vientos de cola en la economía, como sucediera con la soja?
–No estamos hablando de nada nuevo. Argentina viene de una trayectoria de hidrocarburos de más de un siglo, en cuyo recorrido a los recursos convencionales se les agregaron los no convencionales, como los de Vaca Muerta. Pero se trata del mismo petróleo o gas: en todo caso, la diferencia la ha ido haciendo la tecnología de explotación.
–Es cierto, muchas veces se había polemizado sobre si éramos un país petrolero o con petróleo, se habló de revoluciones petroleras, pero ahora el presidente de Estados Unidos puso el tema en valor durante su visita a la Argentina y aparecen nuevas terminologías, como shale, fracking, etc…
–Veámoslo en números. La potencialidad de los no convencionales respecto a los convencionales es muy grande para las reservas, que aún no son probadas, porque para eso se necesita entrar a producir con rendimientos que justifiquen la viabilidad comercial de lo que se está explotando. En total tenemos contabilizados 170.000 millones de reservas recuperables entre petróleo y gas: 143.000 millones son de shale gas y 27.000 millones de petróleo. Vaca Muerta tiene mucho más gas que petróleo, pero resulta que la participación del crudo dentro del total de los no convencionales es muy relevante: de los 70.000 millones de barriles calculados en total en el megayacimiento, 76% es shale gas, aunque hay 16.200 millones de barriles de shale oil, que representan una porción significativa dentro del crudo que hay en la cuenca. Consta en el informe del Departamento de Energía de Estados Unidos, al que todos nos remitimos.
–¿Cómo explica que, con una supremacía de gas casi excluyente en las reservas de Vaca Muerta, el petróleo sea hoy considerado más fácil de exportar?
–Es que en petróleo estamos casi autoabastecidos; la proyección actual es que estamos en un promedio diario de 502.000 barriles, que se usan en su capacidad de refinación y se exporta algo de crudo pesado desde San Jorge. También se ha estado importando algo de liviano, pero empiezan a llegar ahora internamente por la producción no convencional. Las previsiones oficiales indican que se duplicará la producción en los próximos cinco años. Es un objetivo arriesgado pero posible.
En la época de la presidencia de Frondizi, en cuatro años se había triplicado, situación que ahora podría replicarse con un plan de inversión fuerte y siempre que los precios internacionales no bajen de los US$ 50 el barril. Sería relativamente fácil de lograr que esos 500.000 barriles diarios promedio de producción agregados, vayan al mercado internacional para dar vuelta rápidamente el déficit de la balanza comercial energética, que ha estado impactando sobre las cuentas externas. El petróleo es muy manipulable, siempre y cuando el precio internacional siga alrededor de US$ 60. En gas sí estamos pensando más en años en una segunda parte de la década próxima, pero sobre todo por las limitantes de infraestructura que no permiten un desarrollo más intensivo.
–¿Podrán los precios internacionales mantenerse dentro de la banda US$ 60/70 el barril que torna convenientes los planes de inversión actuales?
–Este sería el cuadro de situación: la demanda mundial asciende a 96 millones de barriles, y la OPEP y Rusia van a reducir 1,2 millones diarios. Podemos ver que Rusia y Arabia Saudita se sienten confortables con un precio de 70 dólares, y los frackers americanos, que han ganado productividad y reducción de costos, no quieren que baje de los 60 dólares. Asimismo, Trump jugó para bajarlo, para tonificar la economía, y los chinos coinciden.
–¿Cuáles serían nuestros objetivos prioritarios respecto de la producción de gas?
–El primero, tratar de reducir la importación, que hoy se hace por barco y por Bolivia. Uno de los regasificadores que estaba en Bahía Blanca ya fue despedido, así que queda el de Escobar. El país consume muchísimo más gas en la época del invierno sobre todo por el consumo diferencial, que en promedio año es de un tercio, pero que en invierno llega a superar 50%. Para atender esos picos se importa gas por barco y vamos a tener que seguir haciéndolo, aunque menos, por el crecimiento de la oferta doméstica.
El otro gas que se está trayendo es el de Bolivia. Ya hay excedentes en verano y se ha rehabilitado la exportación regional con Chile, adonde estaremos enviando este verano, reutilizando las instalaciones ya existentes, más gas que el importado de Bolivia. Y en barco será poco y nada. De hecho, generar más tráfico en la región con caños ya hechos es relativamente fácil. Inclusive hay un contrato para reabastecer con gas a la central de Uruguayana, en Brasil. También hay un caño que cruza a Montevideo. A todos se lo habíamos cortado.
–En el plano interno, ¿cómo afectó la devaluación los contratos dolarizados y qué puede pasar?
–Hay cierta preocupación en torno del tema, debido a las restricciones presupuestarias y a que los subsidios están bajo la lupa. Como llegan hasta 2021 se estarían renegociando, lo cual hace que los que se habían inclinado hacia el gas natural no convencional en función del incentivo de la remuneración, se quejen de que le cambiaron las reglas, los planes, los incentivos, y ello podría provocar que se retraiga un poco la oferta.
Del polo gasífero al sojero
–En la visita de Trump se anunció que Estados Unidos financiará a Tecpetrol, del grupo Techint, un ducto para llevar el gas neuquino al complejo sojero del Paraná…
–El proyecto de tender un gasoducto desde Neuquén a la estación Saturno en la provincia de Buenos Aires, en una primera etapa, y de ahí subir a San Nicolás o Rosario. Tiene que ver con una mayor evacuación hacia el mercado interno. Será una de esas obras vinculadas a la capacidad de los caños que vienen de Neuquén.
El último fue Loma de la Lata II, que se construyó durante la administración de Raúl Alfonsín cuando yo era presidente de YPF. Habría que hacer un nuevo troncal, que la idea es que se empiece el año próximo. Lo que ahora viene es un mayor desarrollo de mercado interno, con más gas vehicular, en las flotas de transporte de las ciudades, más petroquímica, con una expansión hacia los mercados regionales.
–¿Cuánto gas faltaría producir, en consecuencia, para llegar al autoabastecimiento interno y exportar contraestación a la región?
–35 millones de metros cúbicos diarios, ya que este año estaremos produciendo alrededor de 130 millones y la demanda interna y regional se atiende con unos 165 millones de metros cúbicos diarios. Por eso, si se efectúa un desarrollo intensivo para producir 350 millones de metros cúbicos diarios, habría que pensar en vender el excedente en el mercado mundial de gas natural licuado (GNL).
–¿Cómo se llega a semejante excedente?
–Argentina está analizando proyectos para exportar gas por barco (lo que importamos en realidad) al gran mercado que está en el este asiático, que es China. Para eso hay que ser muy competitivos, porque el rival es Estados Unidos. El precio de referencia que tienen es el Henry Hub, que es un anillo norteamericano distribuidor de gas, y los boca de pozo nuestros van a tener que adaptarse a ese valor internacional.
El salto en el aprovechamiento de Vaca Muerta, y de los no convencionales en general, implica ser mucho más intensivo, y en caso de que se logren precios competitivos para llegar al mercado asiático: China, India, Corea del Sur, los valores domésticos del gas natural también van a ser mucho más bajos. Este es el desafío supremo: un gas competitivo para la familia y el desarrollo industrial que nos debemos.
–¿Cuál sería la inversión necesaria?
–Unos US$10.000 millones de inversión sostenida tanto en gas como en petróleo en los próximos 10 años. Entre las plantas de licuefacción, los trenes, involucrarían US$4.000/4.500 millones. Por ahí habría que empezar con un desarrollo intensivo para conocer la cadena de valor y abrir mercados, y así ver si puede haber otros.
Se está hablando con China, que va a constituirse en un gran comprador, de contratos de largo plazo, a 20 años, incluida la financiación. Una característica del shale a tener en cuenta para decidir las inversiones es que la producción declina rápidamente, con lo que tiene un mayor parecido a la minería petrolera. Para sostener el nivel de actividad, el pozo en dos años da un recupero de 65%, lo cual obliga a perforar otro de inmediato para mantener el ritmo de producción y seguir creciendo. Y así sucesivamente. La continuidad es muy importante.
–¿Cuál sería el retorno en las cuentas externas del país?
–Vaca Muerta tiene que ser un instrumento que nos devuelva gas competitivo. Estimamos que podría hacer que la balanza energética dé un superávit de US$15.000 millones, pero aunque fuese la tercera parte de esa hipótesis, o sea que igualara el 2005, en la época de Néstor Kirchner, compro ya. Así había sido hasta que se lo comieron y llegamos a un déficit en 2013 de US$7.500 millones.
–La tendencia de la oferta de energía en el mundo es sustituir el carbón y el petróleo por el gas y diversificar las renovables. ¿En qué punto está la Argentina?
–Hay una transición internacional para aprovechar con el desarrollo intensivo del gas, que es lo que tenemos, e irnos adaptando a que se viene un cambio en el paradigma energético mundial que puede generar algún evento disruptivo, algún cambio tecnológico o un problema climático agravado, y entonces tenemos que estar montados en una ola de las energías renovables, etc.
También un tema de gestión de demanda, que en la transición puede ser competitiva. Algunos desarrollos se enfrentan a las renovables en capacidad con el gas natural, que les puede dar ciclos combinados más baratos porque no son intermitentes. Todo esto lo resuelve el desarrollo del potencial gasífero mientras podamos pensando en el mercado mundial.
