Energía: ¡Es el gas estúpido!

    Por Rubén Chorny

    El barril de petróleo por debajo de US$ 50 termina de apagar las luminarias de la gran revolución de los hidrocarburos no convencionales que proclamara Estados Unidos y a la que se acopló la Argentina de las grandes reservas cordilleranas del shale, con la reestatizada YPF batiendo el parche. Solamente los grandes yacimientos de shale ya en operaciones en el país del norte, aguantan el vendaval. Pero no es tiempo de nuevas y riesgosas inversiones.
    El árbol de un convenio celebrado con la estadounidense Chevron para explotar el área más rica del país en esos recursos enquistados en las rocas montañosas no dejó ver el bosque que, disipada la nube “saudí” del oro negro, hoy dejó al descubierto el desinfle del precio: que de los recursos no convencionales que albergan los 30.000 kilómetros cuadrados que comprende una de las principales reservas del mundo, Vaca Muerta, 80% es gas y solo 20% restante, petróleo.
    Es la buena noticia que rescatan desde los escombros del exitismo analistas privados, como el titular de la consultora Montamat y Asociados: “Como Vaca Muerta no va a ser el boom petrolero que se anunció y muchos esperaban en el corto y el mediano plazo, sino que ha quedado en un stand by petrolero, con una ralentización de la curva de aprendizaje iniciada, posiblemente se aceleren las respuestas en la producción de gas natural. Al cambiar las señales de precios, ahora nos damos cuenta que hay mucho más gas que petróleo”.
    Se trata del ex secretario de Energía, Daniel Montamat, quien recuerda que “la ecuación energética argentina es mucho más gasífera que petrolera y que por ahí se tendría que haber empezado”.
    Y si un dato le da la razón es que la Argentina se ha ido convirtiendo en el mayor comprador de gas natural licuado de todo el continente: este año desembolsará unos US$ 5.000 millones nada más que por este concepto, lo cual se hace sentir en las divisas que le cuesta al país el déficit de la balanza energética: US$ 6.400 millones en 2014, que este año se reducirá a 4.500 millones pero gracias al menor costo internacional del petróleo que se importa y a que se pinchó la poca exportación que había.
    La debacle del crudo no solo afectó el valor de las acciones de YPF, que ahora en total representaría unos US$ 11.000 millones según estimó el diario Clarín para comparar que estaría cerca de lo que se le pagó a Repsol, sino que descapitalizó políticamente al presidente y CEO de la compañía, Miguel Galuccio, un reconocido profesional de los menesteres petroleros internacionales, quien jugó todas las cartas iniciales de su gestión al desarrollo petrolero, ya que preveía el escenario de un barril a más de US$ 100 que atraería inversiones de los jugadores más fuertes a seguir los pasos de Chevron.
    En ese sentido, Montamat explica que “conseguir socios estratégicos es mucho más manipulable en el petróleo, al poder garantizarse la venta de flujos al mercado exterior, además que otra serie de cosas, como cepos o divorcios cambiarios, tornaban más difícil encarar una política basada en el aprovechamiento del gas; por ende, YPF tuvo que fijar la prioridad en el shale oil y empezar a recorrer la curva del aprendizaje. Hasta que se vino abajo el precio del petróleo”.
    Mientras cavila alternativas de inversión en gas para atravesar al menos dos años de barriles deprimidos, y espera que le suene el teléfono con una llamada de los próximos moradores de la Casa Rosada, Galuccio afirma contar con “fundamentos muy sólidos para crecer” para los que invoca a socios que puedan desarrollar yacimientos gasíferos en Neuquén, como los rusos de Gazprom.


    Miguel Galuccio

    Onda petroquímica

    De todos modos, ya la petrolera con control estatal está en marcha en El Orejano el principal proyecto de desarrollo a escala de shale gas, en sociedad con la filial argentina de la petroquímica estadounidense Dow Chemical. Tiene 17 pozos en producción (11 verticales y seis horizontales) y durante este año se terminaron ocho perforaciones (cuatro verticales y cuatro horizontales). Está previsto que complete 11 pozos para diciembre para lo cual trabajan a full cuatro equipos de perforación de última tecnología y uno de terminación.
    Montamat atribuye a los alertas tempranos emitidos por varios técnicos y especialistas, como él, la reorientación estratégica hacia el gas natural que encaró YPF.
    Aunque abre otros interrogantes que le tocará al próximo Gobierno resolver: al representar el gas 54% de la energía primaria que usa el país (la secundaria, que es la eléctrica, es de generación térmica cuyas máquinas procesan también gas natural) cualquier suba de precios determinaría una reestructuración de precios y tarifas de ambos servicios, con reducción o no de subsidios, y la Casa de la Moneda en estado de alerta.
    Si bien el GNL puede considerarse un commodity, la producción local –aún en proyectos caros como el shale– es más competitiva: con US$ 7,50 el millón de BTU –el valor máximo que hoy reciben las petroleras a la producción incremental de gas–, la explotación no convencional es rentable, con lo que “la producción doméstica sería menos costosa que la compra de GNL, que hoy –tras el sacudón global que produjo el desplome del barril de crudo– cotiza US$ 9,61 por millón de BTU y que se llegó a pagar US$ 13,6 el año pasado”.
    Saca más cuentas: “El promedio que hicimos con los distintos tipos da US$ 3,9 el millón de BTU. A Bolivia le estamos pagando esa unidad técnica US$ 5,4, que ha bajado bastante en el último trimestre. Como aún estamos importando por barco en alrededor de US$ 10/11, se podría dar en materia de gas un incentivo a los precios internos y no desbordar el costo de oportunidad de terminar pagando por el gas más de lo que saldría importarlo. Eso explica el intento de reorientar flujos de inversión hacia el gas natural”, señala.

    Referencias internacionales

    Exhorta en materia de petróleo, nafta y gas a retomar las referencias internacionales de precios. Menciona al respecto que “en gas natural ya hubo otra señal en la última reunión de Scioli con los gobernadores de las provincias petroleras, donde dijeron que fijarían un precio para un gas de base que tenía en cuenta el precio de 2014, de US$ 5 el millón de BTU, y con el incremental a US$ 7,50, el promedio ponderado daría cerca de los US$ 6”.
    Pone de relieve que no se haya mencionado si esa mejora en el precio del gas natural va a generar mayores regalías para las provincias, “pero alguien lo tendrá que pagar: si no se traslada a tarifas del consumidor esos van a ser más subsidios y esta cuenta es el principal rubro del déficit presupuestario”, advierte.
    El titular de YPF abre el abanico hacia la provisión del insumo a la industria petroquímica y decidió comprar acciones de Petroken y Petroquímica Cuyo. No es el único. La compañía norteamericana Dow en El Orejano tiene el mismo objetivo. Puso en marcha un plan de expansión de su planta de Bahía Blanca con miras a convertirse en el principal abastecedor de plásticos del Mercosur. Y la provisión de un insumo clave como el gas de Vaca Muerta podría garantizarla. “De acá a 2030, la Argentina podrá convertirse en un líder regional petroquímico porque podría proveer productos a países vecinos que no tienen acceso a la materia prima”, expuso Galuccio invitado por Latin Finance.
    Pero la voltereta en el aire no llega a disimular que hubo un achique de costos en la industria petrolera que afectó 1.000 puestos de trabajo en toda la Patagonia en los últimos cuatro meses. Hay quienes sostienen que en lo que va del año se perdieron alrededor de 3.000, de los que unos 600 están siendo relocalizados con fórceps entre las empresas y el Gobierno.

    Menos equipos en los campos

    El especialista de Montamat & Asociados, Horacio Lazarte, aseguró que, a excepción de YPF y de la Pan American Energy de los Bulgheroni, “todas las otras empresas no solo frenaron la perforación, sino que comenzaron a evidenciar una merma importante en los niveles de extracción de petróleo”.
    “Hay yacimientos en los que la producción se contrajo 20%. A punto tal que en 2015 apenas se exploraron 28 pozos cuando el año pasado esa cifra había sido de 36. Es la primera vez desde septiembre de 2011 que decae el total de equipos destinados a la perforación”, completó.
    Hasta la china Sinopec, pese a los convenios entre Estados, dejó a 300 operarios sin trabajo por haber desafectado sus dos equipos en Vaca Muerta.
    No se ve en el horizonte de la presente década que se despeje de restricciones, como lo certifica el documento titulado “El panorama de la energía: una mirada al 2040”, presentado en la Facultad de Derecho de Buenos Aires. Vaticina que “la producción de Vaca Muerta y otras formaciones no convencionales no alcanzará volúmenes significativos hasta 2020 y en algunos casos hasta 2025”. Y estima que “Latinoamérica registrará para entonces un crecimiento de 75% en su demanda de energía, de la cual 65% seguirá dependiendo del gas y el petróleo, con particular crecimiento del primero para el sector industrial y de generación de electricidad”.
    Desentendida de cualquier avatar de la coyuntura, la estadounidense Exxon simula escenarios de no menos de 20 años en adelante. Su hipótesis de trabajo es que, como la región crecerá en 125 millones de habitantes hacia 2040 y se incrementará 150% el PIB, “se abre un gran desafío para las empresas que deben proveerles la energía”.
    Montamat le resta grandilocuencia: “Nada más que con 10% de Vaca Muerta no solo nos autoabasteceríamos de gas al finalizar la década, sino que podríamos pasar a exportar algunos flujos a Chile por los caños que están vacíos. También con Uruguay y Brasil hay conexiones que no están siendo utilizadas”.
    En principio celebra como una buena señal del CEO de la petrolera estatal argentina el anuncio de que el uso de arena local en reemplazo de la importada permitirá reducir en 10% el costo de perforación en el megayacimiento no convencional Vaca Muerta para fines de 2016.
    Es que en un momento de baja generalizada en los precios, que la perforación de un pozo en la Argentina cueste el doble que en EE.UU. es motivo de preocupación y por eso cualquier lápiz con la punta bien sacada y las mejoras en la infraestructura en las zonas de explotación, en la tecnología y en los recursos humanos, que se requieren en cantidad y altamente capacitados para esta industria, son temas de permanente tira y afloje entre el gobierno nacional, las provincias y las petroleras.
    Evitar la importación de energía y aliviar la cuenta corriente del balance de pagos a través de un aumento de la producción de shale oil demandaría inversiones en pozos, equipos de perforación, sets de fractura, instrumentos en la superficie y oleoductos troncales en torno de los US$ 60.000 millones en el período 2015–2030.
    Montamat previene que la macroeconomía será la que dé la orden de largada al ciclo productivo en ciernes para Vaca Muerta, porque hasta que no haya certidumbre sobre el dólar, el cepo y remisión de utilidades el panorama no variará demasiado del actual.
    Que no es tan tremenda si se toma en consideración el reciente anuncio del jugo que está dando el superpozo Loma Campana 992, si bien Galuccio advirtió que “estos pozos nacen con una producción y tienen una curva de declinación. No va a producir lo mismo en cinco meses sino que se va a manejar para que entre en una etapa de producción racional y asegurar un fluido constante a lo largo de toda su vida útil que estimamos podría ser de unos 30 años”.

    Sustitución de importaciones

    Pero para cuando comience a andar la rueda gasífera, Montamat avizora una primera etapa en la que aumentará la oferta y, consecuentemente, se podrán dejar de importar el fluido que viene en barcos a razón de US$ 10/11 el millón de BTU. Y si el de producción propia alcanzase para proveer a las usinas térmicas, estas podrían sustituir al gasoil que importan para atender la demanda de electricidad (salvo en los picos de consumo), y concentrarse en sus clientes tradicionales: el transporte, la industria y el agro.
    Lo cierto es que la formación Vaca Muerta cuenta con características que la posicionan dentro de los mejores prospectos de shale en el mundo desde el punto de vista de su estructura. Sus reservas estimadas recuperables ascienden a 583 TCF de Shale Gas y 19.7 billones de barriles de Shale Oil.65.