Alta tensión

21 de Agosto de 2018 - Patricio Ballesteros Ledesma

 


Con precios y tarifas en alza, las inversiones en el sector energético empiezan a dar resultados. El sector de hidrocarburos reactiva la producción de petróleo y gas con fuerte impulso en la extracción no convencional. El desafío de revertir el déficit energético y la primera exportación de gas a Chile en 11 años. El avance de los proyectos en renovables.

Como cualquier otra persona, un país necesita energía para funcionar, alimentar sus industrias y generar empleo. El problema es que, en los últimos años, la demanda energética creció mucho más que la oferta y, como las inversiones locales no se hicieron por no ser rentables, se recurrió a la importación de las más diversas fuentes. Además, precios y tarifas subsidiados permitieron seguir brindando el suministro, que no estuvo exento de cortes domiciliarios reiterados y paradas de emergencia en las fábricas y, cuando había picos de consumo, pedir prestado a los vecinos. Algo similar ocurrió con el combustible que, por factores externos e internos, tuvo épocas de escasez por la baja producción local de crudo y gas, y tuvo que ser paliada con compras al exterior.

Aunque todavía el panorama no es muy diferente, en los últimos años se vienen bajando los subsidios de precios a la producción de hidrocarburos, al mismo tiempo que se liberan los de los contratos y en las estaciones de servicio. El objetivo es que las regulaciones las establezca más el mercado que el Estado. También se ofrecen estímulos para atraer interesados en la cuenca neuquina y exploraciones off shore en el litoral marítimo, que tienen un enorme potencial pero demandan enormes inversiones de largo plazo. Al mismo tiempo, en el sector eléctrico y del gas, la actualización de las tarifas a los usuarios está cambiando la ecuación de las empresas para hacer las inversiones fijadas en los contratos de concesión de los servicios. Como declaró a FORBES Argentina en la edición de abril Alejandro Macfarlane, CEO de Camuzzi, la mayor distribuidora de gas del país: “A diferencia de la electricidad, donde se castiga con multas a los cortes, en el gas hay una obligación por contrato de ejecutar las inversiones comprometidas de acuerdo con la tarifa fijada de antemano”.

Ahora se vive una etapa en la que el esfuerzo por pagar los reiterados aumentos de las facturas tiene que verse reflejado en mejoras de calidad, a partir de nuevas obras y mantenimiento de las redes existentes. Y que el suministro de ambos fluidos llegue a cada vez más localidades que hoy no cuentan con estos servicios básicos. También hay una nueva producción en ciernes que traen las fuentes renovables, como la eólica y la solar, que para poder acercar la zona de producción a las áreas de consumo conlleva más inversiones en redes de transporte y distribución descentralizadas. Argentina pasó de exportadora a importadora de energía, con un saldo negativo creciente durante años que tiene que resolver, al menos para consumir solo lo que produce.


El mes pasado, sorprendió el anuncio del ministro Javier Iguacel y su par chilena Susana Jiménez, en Santiago, del inicio de exportaciones de gas excedente de Vaca Muerta a ese destino en octubre tras 11 años de veda, además de las futuras líneas de interconexión eléctrica entre ambos países.

Cambio de tendencia

Argentina mantiene en su matriz primaria la relación de un 80% de combustibles fósiles que muestra el resto del mundo, con una diferencia positiva: la mitad corresponde hoy al gas natural y un 35% a derivados del petróleo. Esta alta proporción del fluido se deriva de la mínima utilización de carbón y la existencia de abundantes recursos en el subsuelo. Esta conformación de las fuentes tiene su correlato en la matriz de generación eléctrica que, si bien mantiene el gran aporte del gas natural para las centrales térmicas, suma el componente hidroeléctrico, que ronda el 30% anual con fluctuaciones estacionales. El resultado es una matriz mucho más baja en emisiones de CO2 que otros países: por ejemplo, en el marco del G-20, Argentina ocupa el puesto 19 con la emisión del 0,77% del total y con 192,41 millones de toneladas liberadas al ambiente. No es un consuelo, si bien marca una distinción.
Tras años de caída, las perspectivas del upstream mejoran de forma progresiva gracias a las medidas que buscan apuntalar la inversión y empiezan a mostrar resultados productivos. “Mientras el déficit energético comienza a remitir lentamente, con un promedio de US$ 3.000 millones de desbalance comercial de la cuenta de combustibles y energía desde 2016, la explotación de hidrocarburos y sus derivados comienza a dar algunas señales de reactivación, apoyada en las potencialidades naturales y técnicas que ostenta el país”, señala Diego Calvetti, socio líder de Petróleo y Gas en KPMG Argentina (más sobre la mirada de este especialista en las páginas 66 y 67).

Según las cifras publicadas por el Instituto Argentino de Petróleo y Gas, el
output de crudo de 2017 llegó a su mínimo nivel en la última década (29 millones de m3 al año), pero se espera que la producción crezca un 3% anual promedio hasta 2030 (pudiendo llegar a los 44 millones de m3 al año). Con respecto al gas natural, el comportamiento reciente fue algo diferente: si bien muestra también un desempeño decreciente en la última década, su output comenzó a revertir esa tendencia hace tres años, pasando de una producción anual de 41.000 millones de m3 en 2014 a 45.000 millones el año pasado. En particular, este comportamiento disímil respecto del crudo ha sido el resultado de los programas estatales (como el Plan Gas y el programa Estímulo a la Producción de Gas No Convencional).

La vaca atada

Los escenarios energéticos hacia el futuro toman en cuenta los principales recursos existentes en el país, los abundantes recursos de gas en todas sus variantes y también de las fuentes renovables (eólica, solar, bioenergía). Además, todavía existen significativos recursos de petróleo y gas convencional, estimados por la Agencia de Información de Energía de los Estados Unidos en 2.400 millones de barriles y 0,3 billones de m3 en reservorios probados, que son los que más contribuyen aún a la producción de hidrocarburos y conforman el principal insumo en la generación eléctrica.
Por otro lado, también hay un gran potencial para la exploración off shore, algo que se había intentado en el pasado casi sin éxito y que ahora pareciera resurgir. Según la EIA estadounidense, Argentina posee una de las mayores reservas del fluido en las formaciones no convencionales del planeta (sobre todo shale), y en ella se sustenta no solo el cambio en la matriz energética sino de la economía en general. El descubrimiento de reservas técnicamente recuperables se aproxima a 27.000 millones de barriles de petróleo (8% del total mundial) y 22.700 millones de m3 de gas (11% del disponible a nivel global), una realidad que ubica al país como una de las economías con mayor potencial de producción en este tipo de recurso, que solo es explotado por Estados Unidos, Canadá y China. Por eso el interés de Houston, la capital pionera en estas tecnologías extractivas, pero también de compañías de diverso origen que ya están invirtiendo o planean hacerlo en la cuenca neuquina.

Tan solo en la formación sedimentaria, en Vaca Muerta se encuentra la mayor parte de las existencias totales de shale oil (16.200 millones de barriles) y shale gas (10,9 billones de m3 del fluido), y, si fueran extraídas, permitirían el consumo local de petróleo y gas de los próximos 85 y 150 años, respectivamente. Desde la confirmación de su gran potencial en 2011 hasta hoy, se perforaron más de 860 pozos y la producción asignada a esa formación fue, en marzo último, de 7.600 m3 al día de crudo y 12.700.000 m3 al día de gas, según la Subsecretaría de Hidrocarburos provincial. Pero, a diferencia de Estados Unidos, que en la última década logró una enorme expansión de esta explotación con precios del crudo y gas muy altos, en Argentina se está llevando adelante con un valor local subsidiado para el gas no convencional en boca de pozo de US$ 7,5 por MMBTU y un precio sostén del crudo que ronda los US$ 56 por barril. Otra desventaja: “Con una infraestructura municipal, de transporte y logística inadecuada y obsoleta”, apuntan desde el IAPG.

Inversiones y proyectos

El Ministerio de Transporte nacional lanzará una licitación internacional con el modelo de Participación Público Privada (PPP) para la construcción de la nueva línea ferroviaria para Vaca Muerta por US$ 500 millones. Por su parte, TGS inició la primera etapa de un proyecto por US$ 800 millones para ingresar la producción de gas de esa reserva al sistema de transporte troncal. Así, en apenas siete años, el país pasó de casi no tener producción de gas no convencional a extraer el 27% del gas natural total desde este tipo de formaciones geológicas, con proyectos piloto y en desarrollo que reciben un precio con subsidio estatal hasta 2021.
Hasta ese entonces, los analistas señalan que el gran desafío de las empresas del upstream y downstream es la reducción de costos, aumentar la eficiencia operativa con innovación tecnológica y lograr acuerdos con el Gobierno (como la reducción o eliminación del impuesto a la transferencia de combustibles), con el fin de reducir el traslado de estos aumentos al siguiente eslabón. De esa forma, estiman, se podría minimizar el impacto de las subas de precios de las naftas, gasoil y GNC, que este año se ajustaron varias veces en el bolsillo de los consumidores, y disminuir su efecto en la todavía incontrolada inflación. YPF tiene el 42% del área en Vaca Muerta, Gas y Petróleo de Neuquén tiene el 12%, y el 46% restante se distribuye entre varias compañías, como ExxonMobil, PAE, Petronas, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, Total Austral y Wintershall. La petrolera con mayoría estatal tiene acuerdos de asociación desde hace cinco años con Chevron en Loma Campana, con Dow en El Orejano, con Petrolera Pampa en Rincón del Mangrullo y Mulichinco, con Bridas en Bajada de Añelo y con Petronas en La Amarga Chica. Al mismo tiempo, firmó acuerdos de cooperación y estratégicos para la zona con PDVSA, YPFB, ANCAP, Statoil y Gazprom. En la consultora PWC, estiman que Vaca Muerta requerirá una inversión de US$ 120.000 millones hasta 2030, lo que implica más de US$ 8.000 millones por año, una cifra que este año ya está próxima a alcanzarse.

Renovables en marcha

Como un complemento estratégico para el sistema energético, es crucial el desarrollo en los recursos renovables, que resultan indispensables para diversificar la matriz y disminuir la huella de carbono. Gracias a la ley de fomento a la inversión en fuentes renovables para la generación de electricidad, que demostraron ser competitivas y sustentables tras el éxito de las rondas de licitación del programa RenovAR, las energías alternativas comienzan a integrarse a las redes. Ya se adjudicaron más de 150 proyectos de inversión en las cuatro subastas públicas, por un total de 4.500 MW de potencia, contratos de adquisición con Cammesa por 20 años y a un precio de entre US$ 51/61 por MW/h. El doble objetivo es incrementar la participación de estas fuentes en la matriz eléctrica nacional, que busca llegar a generar el 20% del total en 2025, y contribuir a reducir las importaciones de combustibles fósiles. En mayo último, 41 de los 147 proyectos ganadores hasta ese momento se encontraban en obra o en actividad, lo que representa una inversión de US$ 2.500 millones y 1.600 MW en términos de capacidad, según datos del MINEM. En particular, cinco de ellos ya empezaron operaciones comerciales y 36 se encuentran en fase de construcción.

¿Cómo afectan a la operación las turbulencias macro de los últimos meses y la caída en la actividad en varios sectores? María Carmen Tettamanti, Directora General de Camuzzi Gas, responde: “En primer lugar es importante destacar que en el sector energético y por su propia naturaleza, los objetivos son trazados siempre a mediano y largo plazo más allá de cualquier coyuntura inmediata. Particularmente en el ámbito de la distribución de gas natural, nos encontramos atravesando un proceso transformador, anclado principalmente en el retorno al Marco Regulatorio y el proceso de normalización tarifaria efectuado, factores que nos han permitido materializar un plan de inversiones que supera los $7.000 millones para el quinquenio 2017-2022. Como parte de ese plan ya invertimos más de $1.000 millones durante el año pasado y en este 2018 estamos invirtiendo $1.800 millones adicionales en más y nuevas obras”.

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