29/10/18

Energía: frente al desafío del autoabastecimiento

El Gobierno prevé bajar las importaciones de gas y petróleo por la mayor producción en Vaca Muerta. Según los expertos, falta mucho.


Yacimiento en Vaca Muerta perteneciente a YPF.

A 9 años de perder el autoabastecimiento energético, la Argentina se esperanza con la posibilidad de limitar las importaciones de gas y petróleo, que representaron en 2017 un déficit de casi US$3.300 millones. En forma gradual, las inversiones en Vaca Muerta comienzan a dar frutos, especialmente en la producción de gas no convencional, que ya representa un tercio de la oferta total. El Gobierno prevé equilibrar importaciones y exportaciones para el año próximo, pero analistas sectoriales advierten que el pronóstico es arriesgado.

“Es muy difícil equilibrar la balanza energética. Actualmente, el 15% del consumo de gas son importaciones. Lo mismo que el 15% del gasoil y el 6,5% de las naftas. Un aumento en la producción podría reducir la brecha, pero no alcanza para dar vuelta la balanza”, interpreta Gerardo Rabinovich, vicepresidente del IAE General Mosconi. La discusión surge por datos promisorios que hablan de una recuperación en los niveles de producción y la reapertura de las exportaciones de gas a Chile, interrumpido en 2007 por la crisis energética.

El Gobierno cree que la Argentina puede ser un país exportador y que dentro de 5 años podrían generar ingresos al país por US$15.000 millones, como resultado de las inversiones comprometidas en Vaca Muerta. En septiembre, según el Indec, las exportaciones de combustibles y energía crecieron 122,2% en forma interanual, lo que permitió reducir el déficit de US$243 millones a US$108 millones. La tendencia cambió. Sube la producción y las ventas al exterior se recuperan fuerte, pero el autoabastecimiento energético perdido en 2011, es más promesa que realidad.

Los entendidos sostienen que la Argentina cuenta con abundantes recursos propios (petróleo y gas) y que llegaron inversiones. Pero describen que el panorama del sector es más complejo y que llevará tiempo no depender de las importaciones para abastecer el consumo local. Estadísticas del IAPG (Instituto Argentino del Petróleo y el Gas) son reveladoras. En 2017, la producción de petróleo alcanzó los 27,8 millones de m3, casi 10 millones menos que 10 años atrás. En gas, la producción cayó en ese lapso de 50,5 millones de m3 a 44,6 millones registrados el año pasado. El déficit de la balanza energética alcanzó su punto máximo en 2013: el saldo negativo entre exportaciones e importaciones alcanzó los US$6.900 millones. Por el contrario, el mayor superávit fue en 2006, con un saldo favorable para la Argentina de US$6.080 millones, para ir cayendo a lo largo de los años por el declive en la producción, la falta de estímulos para invertir y una suba drástica en un consumo favorecido por las tarifas subsidiadas.

Los entendidos coinciden en que Vaca Muerta tiene un enorme potencial. Se trata de una colosal fuente de combustibles no convencionales, hundidos sobre una superficie de unos 30.000 kilómetros cuadrados, que abarca casi la totalidad de Neuquén, parte de Mendoza, La Pampa y Río Negro. La existencia de recursos no implica una mayor oferta. “Desarrollar Vaca Muerta requiere de una inversión anual de US$20.000 millones”, aclara Rabinovich. Muy lejos de los US$4.583 millones que estima el IAPG para este año. “Inversiones existen, pero no en la dimensión requerida”, insiste el especialista.

El gas, al igual que la electricidad, representa un acertijo ya que la producción corre en paralelo al consumo. La complejidad es su almacenamiento para su uso en los picos de demanda, durante el invierno, o para exportar los excedentes. “El gas tiene los problemas de la estacionalidad y el transporte. Frente a eso hay dos opciones: usar gasoductos o se lo puede comprimir como GNL (gas licuado)”, explica el consultor Hugo Giampaoli, de Giga Consulting.

El principal bache es el gas, lo que representa una paradoja, ya que el 74% de los recursos no convencionales de Vaca Muerta son gasíferos. Datos de la consultora Abeceb estiman para este año una producción de casi 47,8 millones de m3, insuficiente para hacer frente a una demanda de 57,4 millones de m3, que es compensada con importaciones. “Existe un déficit en el invierno de entre 20 y 30 millones de m3 diarios. Pero en el verano sobran entre 15 y 20 millones”, remarca el titular de la consultora Oleumpetra, Luis Stinco.

“En invierno falta gas y siempre va a faltar. Los recursos gasíferos en Vaca Muerta existen, pero la cantidad efectiva depende de las inversiones que se efectúen”, intercede Daniel Gerold, de G&G Energy Consulting. Para este experto, la Argentina tiene mayores probabilidades para equilibrar la balanza energética incrementando las exportaciones de petróleo y electricidad. “Con el precio del barril de crudo en torno a los US$76, los desarrollos productivos en la actualidad son rentables”, dijo.

El aporte de los hidrocarburos no convencionales se viene incrementando año tras año. En la actualidad representa el 12% del total de la producción petrolera y el 33,6% del gas. Sin embargo, la ecuación de rentabilidad para las exportaciones de gas son más limitadas. Rabinovich explica que para eso se requieren “inversiones en transporte, licuefacción, buques metaneros y, sobre todo, llegar a los mercados con precios competitivos. En Europa, el millón de BTU se paga US$7 y en Japón, entre 8 y 9. Nosotros partimos con US$4 en boca de pozo, a lo que hay que agregar todo el resto”.

Entre enero y agosto de 2018 se produjeron 18.748.411 m3. La mayor productora es YPF (8.567.689), seguida por Panamerican Energy ( 3.907.471) y Pluspetrol (1.057.573). En la producción gasífera (31.278.816 de m3), YPF también lidera, con poco más de 10 millones de m3, pero la sigue muy de cerca Total Austral (casi 8 millones de m3). Más atrás aparecen Pan American Energy (3.540.255) y Tecpetrol (2.101.000). Actualmente, el combustible no convencional representa el 20% de la producción de YPF. El resto proviene de los yacimientos convencionales (50%) y de la recuperación de viejos pozos.

En Vaca Muerta, YPF tiene concesionados 12.450 kilómetros cuadrados. En 2012 inauguró el Orejano X2, su primer pozo de shale gas y es la que marca el camino de la industria.

El riesgo país y los renovables

La crisis impactó también en los proyectos para producir energía renovable (solar y eólica), un emblema de la actual administración. José Luis Sureda, el ex secretario de Hidrocarburos de Juan José Aranguren, explica, dice que el objetivo inicial era cubrir con renovables el 8% del consumo eléctrico en 2019. “Hoy no llega al 3%”, señala. El panorama cambió, sobre todo por la suba de tasas. El ex funcionario sostiene que “los renovables son inversiones a 20 años” y que las proyectos ya adjudicados “tienen dificultades para conseguir financiamiento”. De todos modos, Sureda subraya que en eólica y solar “es la energía del futuro, no genera polución y el costo de mantenimiento es muy bajo”.

Fuente: Clarín