Luego de un panorama 2024 auspicioso, este año tiene por delante desafíos significativos, marcados por la volatilidad del contexto internacional. La caída proyectada en el precio del Brent, que podría impactar fuertemente en las exportaciones, sumada a las incertidumbres generadas por las políticas arancelarias y los cambios en la estrategia de producción de la OPEP+, generan interrogantes sobre el sector energético local.
El economista Nicolás Arceo, director de la consultora Economía & Energía, una de las más especializadas y consultadas en el sector, analiza el impacto de la coyuntura en la sostenibilidad del flujo de caja de las empresas y los niveles de inversión en Vaca Muerta. Aunque el escenario actual no debería alterar las estrategias de inversión a largo plazo, una persistente baja en los precios podría moderar el ritmo de crecimiento.
Además, plantea cómo la competitividad del sector energético argentino se ve también influenciada por factores estructurales, como los mayores costos inherentes al desarrollo no convencional, y por la macro local. Para mantener el impulso y alcanzar las ambiciosas metas de exportación de US$ 30.000 millones hacia finales de la década, será crucial incrementar los niveles de inversión, lo que dependerá en gran medida de la estabilidad de los precios internacionales y del acceso al financiamiento externo.
¿Cómo fue el 2024 y cuál es la proyección al 2025?
El 2024 fue un muy buen año para el sector. La balanza comercial energética terminó con un superávit en torno a los US$ 5.600 millones. Veníamos de un equilibrio en 2023 y un déficit de casi US$ 5.000 millones en 2022, con lo cual hay un cambio estructural en términos de la incidencia del sector energético en el sector externo de la economía argentina. Desde finales de la primera década del presente siglo, Argentina tuvo un déficit persistente en la balanza comercial energética y comenzó a revertirse por dos factores.
Por un lado, el aumento en la capacidad de evacuación de gas natural desde la cuenca neuquina con el desarrollo del shale y el aumento de la capacidad de transporte por la construcción del gasoducto Perito Moreno, lo que permitió suplantar importaciones de GNL, gas natural y combustibles líquidos, que a su vez permitió una disminución significativa en los niveles de importación. Por el otro, por un crecimiento consistente desde el 2017 de la producción de petróleo, en particular del no convencional de Cuenca Neuquina, donde Argentina logró exportar más de 200.000 barriles/día de crudo a fines del año pasado.
¿Y en materia fiscal cómo se tradujo ese aporte?
El sector registró un déficit en términos del PBI de un punto, prácticamente la mitad de lo que teníamos hace un par de años. Esta disminución en el nivel de subsidios está relacionada con la disminución de las importaciones. Se reemplazaron importaciones caras en dólares con gas local más barato y esto permitió bajar los costos de abastecimiento.
Y la apreciación del tipo de cambio permitió aumentar las tarifas en dólares sin que subieran tanto en términos de poder adquisitivo local, determinando que si bien el año pasado teníamos facturas casi un 30% por debajo de las de 2019, en términos de reales de poder adquisitivo local en dólares eran relativamente similares y esto permitió alcanzar una cobertura de las tarifas abonadas por la demanda sobre el costo del suministro relativamente significativo. Terminamos el año con un nivel de cobertura por encima del 80%, tanto en energía eléctrica como gas natural, y eso permitió bajar los subsidios hasta los US$ 6.300 millones desde los US$ 9.600 millones de 2023.
¿Estas cifras terminan de demostrar que Vaca Muerta está haciendo sentir en la macroeconomía, pero ese impacto ya se puede medir cómo le llega a la gente?
El impacto es múltiple. Hay un incremento en los niveles de empleo, en particular en la Cuenca Neuquina. En términos macro, el desarrollo del shale oil y del shale gas en Vaca Muerta permitió bajar los costos de abastecimiento energéticos en la economía muy significativamente. En 2022, el costo de abastecimiento de gas natural -la producción local más las importaciones de gas y de GNL- determinaba un costo de abastecimiento en torno a los US$ 7,6 por millón de BTU.
El año pasado estuvo en US$ 4,8. Porque se reemplazaron importaciones y hay más gas local que es más barato, lo que se traduce en tarifas más bajas. Con lo cual hay un impacto directo sobre el bolsillo de la gente en el corto plazo y un impacto de mediano plazo, que es que el sector energético dejó de ser una carga para el sector externo argentino y comenzó a constituirse en un pilar significativo.
Ya las exportaciones de petróleo el año pasado representaron el 12% de las exportaciones totales, y el sector tiene en balanza comercial del conjunto de la economía una incidencia mucho menor que el sector agropecuario, pero empezó a colaborar con el sector externo argentino. Esa caída en el costo de abastecimiento en conjunto con una política tarifaria que recompuso tarifas permitió bajar significativamente los subsidios a la energía. Desde los US$ 9.000 y pico de millones en 2023 a los US$ 6.300 millones en 2024.
Hoy, Vaca Muerta y la Argentina están acosados por un contexto internacional con una volatilidad importante. ¿Cómo puede afectar?
El año pasado tuvimos un Brent en torno a los US$ 80 por barril y ya los futuros de este año marcaban uno más cercano a los US$ 70. Con estos niveles de exportación, por cada dólar por barril que baja la cotización internacional, las exportaciones se reducen en US$ 100 millones.
Con lo cual una caída de US$ 10 en el precio del Brent tendría un impacto sobre las exportaciones en torno a los US$ 1.000 millones. Más allá de eso, hay dos movimientos que están impactando en el mercado internacional de petróleo. Por un lado, las medidas adoptadas por la administración Trump en materia de aranceles, cuyo impacto sobre una eventual menor demanda de combustibles y derivados de petróleo todavía no está claro cuál va a ser. Más allá de esto, hubo otros fenómenos no menores.
La reunión de la OPEP...
La OPEP ampliada tenía un compromiso de reducción de cuotas de producción por parte de los países miembros. Lo que estaba proyectado, dada la perspectiva del mercado mundial, es que a partir de mayo se fuera recomponiendo el nivel de producción a lo largo de 2025 y 2026. Estaba previsto que a partir de mayo se incrementara la producción en 120.000 barriles/ día, pero lo que se anunció es que ese incremento iba a ser de 410.000 barriles/día, tres veces superior.
Este cambio en la política de OPEP tiene que ver con la falta de cumplimiento por parte de alguno de los países miembros de OPEP ampliado de las cuotas de producción que se habían estipulado, en particular Kazajistán, pero también con el aumento que tuvo la producción de petróleo por fuera de OPEP ampliado como Brasil y Guyana en nuestra región. Y acá se abre un gran interrogante: cuál va a ser la política de OPEP ampliado en adelante.
Porque el mantenimiento de un crudo en precios históricamente elevados en torno a los US$ 80/barril estuvo en buena medida explicado por los recortes. Si esos recortes no se realizan en el futuro, vamos a un crudo, probablemente al menos en el corto y mediano plazo, más bajo. El gran interrogante es si la OPEP va a lograr en el corto-mediano plazo volver a un esquema de cuotas cumplibles por los Estados miembros.
Si bien Argentina no representa todavía el 1% de la producción mundial de crudo, ¿cómo reaccionan las inversiones y la producción ante ese escenario?
Argentina es un jugador ínfimo en el mercado mundial. Exportamos este primer bimestre 226.000 barriles/día y la producción mundial está en torno a los 100 millones de barriles. Es un sector que exporta mucho más de lo que exportó a lo largo de la última década y media, con lo cual el cambio en el precio internacional del crudo impacta mucho más. Más allá de los costos de desarrollo de Vaca Muerta, una caída en el precio del barril va a implicar una caída en el flujo de caja de las compañías petroleras y eso va a resentir los niveles de inversión en el corto y mediano plazo. El nivel de actividad en Cuenca Neuquina va a estar determinado por cómo se visualiza esta contracción de precios, porque hoy no está claro si es una situación de corto plazo o vamos a un precio del crudo más bajo durante un período más extenso.
¿Aún no será momento de revisar inversiones que puedan afectar los megaproyectos de exportación de crudo y gas licuado?
Esta coyuntura internacional, por ahora transitoria, no cambia toda la estrategia de inversión que vinieron haciendo las empresas del sector a lo largo de los últimos años. Un precio del crudo en torno a los US$ 60/65 no implica un escollo para el desarrollo de Vaca Muerta Sur, ni debería implicar una caída general en el nivel de actividad. Lo que sí implica una caída en el precio del crudo es que ese flujo de caja es más chico y por lo tanto el volumen de recursos disponibles para la inversión va a ser más bajo.
Hay una discusión abierta sobre el tema de los costos. ¿Qué tan competitiva es la Argentina en el sector energético y qué aspectos se pueden trabajar?
Hay una doble discusión. Hay una competencia que está determinada por la geología de los recursos, por la cual Argentina es un productor ineficiente a escala global porque el desarrollo del no convencional es más costoso que el desarrollo de la producción convencional.
Pero además de ser un jugador marginal en el mercado internacional de crudo, mirando más de corto plazo, la sobrevaluación del tipo de cambio a lo largo del año pasado y los primeros meses del 2025 determinó un encarecimiento de los costos en dólares que, dependiendo de la empresa, está entre el 25 y 35%. Entonces, hay dos fenómenos: por un lado, es un sector incipiente que está ganando escala y para bajar costos necesita una escala aún mayor; por otro, una situación macro de encarecimiento local de los costos en dólares.
¿Cómo se ayuda desde las políticas económicas a un mejor desarrollo de las condiciones?
Vaca Muerta demostró que, aun en un contexto económico relativamente adverso, el sector se desarrolló, y se desarrolló significativamente. Cuanto más claras estén las reglas de funcionamiento del mercado, mayores van a ser los niveles de inversión y la rapidez con la cual avance Vaca Muerta. La producción hidrocarburífera vino creciendo significativamente y desde 2017, en un período de inestabilidad macroeconómica bastante significativo, pasó de producir 470.000 barriles/día a más de 700.000 barriles el año pasado.
¿Qué se puede esperar de las condiciones de financiamiento externo?
Hay que ver cómo se termina de reacomodar el escenario económico y financiero internacional. El año pasado, las compañías lograron acceder a financiamiento en forma significativa. Para dar un ejemplo, YPF emitió un bono por US$ 1.100 millones en enero a una tasa del 8,5% en dólares con un plazo a 9 años. Eso le va a permitir pagar el bono que vencía en julio de 2025 y marcaba la posibilidad por parte de las empresas hidrocarburíferas locales de endeudarse en el exterior. Hay otras empresas del sector que también accedieron a financiamiento internacional en los últimos seis meses. Ver cómo evoluciona esta película va a depender de cómo se estabiliza la economía mundial.
La Argentina tiene la expectativa de exportar US$ 30.000 millones hacia fines de la década. ¿Es realista ese futuro centrado en Vaca Muerta?
Todo parece indicar que el crecimiento y la expansión de la producción hidrocarburífera, más allá de alguna contracción en el corto o mediano plazo por precio internacional, va a mantener la velocidad. Va a depender de condiciones externas, precio y financiamiento. En lo que resta de la década, el crecimiento de las exportaciones argentinas de energía se va a basar en petróleo.
Los proyectos de LNG entrarían recién a fines del 2027, por lo que va a haber dos grandes saltos en términos de exportación, que es un crecimiento de las exportaciones petroleras más inmediato y en los primeros años de la siguiente década debería convertirse en un exportador relevante de GNL. Las exportaciones argentinas crecieron rápido, y la producción de shale gas es como una producción industrial en términos de que los pozos tienen un pico muy fuerte al principio y después declinan, con lo cual mantener y sostener este nivel de crecimiento del volumen de producción y de las exportaciones requiere no solo sostener el nivel de inversiones, sino ir incrementándolo. Sin un alza sostenida de inversiones difícilmente Argentina logre esos US$ 30.000 millones a fines de esta década.
La transición energética, ralentizada o no, sigue su curso. ¿Cómo observás las oportunidades en ese sentido y la competencia por el capital?
Son dos esferas complementarias. La transición energética va a continuar y su velocidad va a determinar las oportunidades del gas natural en el mediano y largo plazo, fundamentalmente porque es un combustible central para el reemplazo del carbón y con un nivel de emisiones sustantivamente menor. Pero la transición también implica un desafío en el que tarde o temprano se dará un desplazamiento de los fósiles de la matriz energética mundial. Se puede discutir si es en 2040, 2060 o 2080, pero el mundo va hacia eso y Argentina hoy tiene recursos para abastecer el mercado local de gas natural por dos siglos y un siglo en el mercado de crudo. Tenemos una ventana de oportunidad para el desarrollo de los recursos relativamente acotada y hay que aprovecharla. Cuando el abandono de los fósiles sea claro, todos los países con reservas convencionales significativas van a salir a valorizar lo más rápido posible sus recursos en el mercado mundial. Y la ventana de oportunidad del desarrollo de una industria "menos competitiva", como Vaca Muerta, se achica rápidamente.