Por: Patricio Ballesteros Ledesma

 

Se pueden usar divisas para importar energía a precios plenos, o destinar los fondos equivalentes para impulsar la producción local y aprovechar los recursos disponibles. Lo primero se hizo durante años y generó sus críticas, pero en realidad fue una solución coyuntural que se extendió demasiado en el tiempo. 

Ahora gran parte de los dólares deberán atesorarse con otros fines y es por eso que se piensa más razonablemente en una estrategia de mediano y largo plazo, y transformar un gasto millonario en una inversión sustentable. 

El Gobierno impulsa iniciativas públicas y privadas con el objetivo de dejar de importar petróleo, gas, GNL, gasoil, electricidad y todo aquello que, habiendo reservas probadas en el territorio y capacidad industrial para explotarlas, permitan dejar de comprar al mundo aquello que existe en abundancia en el país. 

Para eso se proyectó el Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional, y en particular el ya iniciado Néstor Kirchner, que logrará transportar desde Vaca Muerta 44 millones de metros cúbicos por día adicionales hasta los centros de consumo y las centrales térmicas. 

Con un costo estimado de US$3.471 millones, este gran gasoducto neuquino que llegará hasta el extremo nororiental del país permitirá, a los precios actuales, ahorros anuales de divisas por US$2.690 millones y fiscales por US$ 1.946 millones.

Del mismo modo, se están extendiendo y se proyectan nuevas infraestructuras y líneas de transporte de todos los fluidos para que, cuando las inversiones primarias se realicen y la producción se incremente, la salida de los yacimientos y las centrales eléctricas no sean una limitante para su distribución.

[El esfuerzo estatal como señal, antes de las licitaciones]

“Tenemos los dos gasoductos Neuba colapsados. No tenemos sistema de transporte para seguir creciendo en gas", comentó en la conferencia anual de la UIA Pablo González, presidente de YPF, al mismo tiempo que celebró la decisión de construir el nuevo ducto troncal que traerá el fluido neuquino hacia Buenos Aires y luego hasta el límite norte del país.

Mientras nos hay avances con la financiación acordada con China por US$1.550 millones, y hasta iniciar el proceso licitatorio para invertir en las restantes etapas, el Presidente tomó la decisión de asegurar el presupuesto de la Fase 1 del programa del nuevo tendido planificado. 

Así incorporó los fondos necesarios para asegurar partidas para el final de este año y el 2022 por US$1.059 millones, que se suman a los US$520 millones que ya tiene asignados IEASA, provenientes de una partida del Aporte Solidario.

Lo mismo ocurre con la electricidad, que gracias al aporte de los parques de energías alternativas y los nuevos desarrollos, pide más líneas de alta y media tensión, más interconexión y polos de generación descentralizados.

Este cambio de estrategia, y su círculo virtuoso, no sólo permitirá aumentar la producción de energías, y en particular de los hidrocarburos nacionales, sino que generará ahorros de divisas y fiscales, más una importante generación de nuevos puestos de trabajo directos e indirectos.

[El proyecto de ley que espera un debate]

Aún sin la vigencia de la Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas (de acceso voluntario y con estabilidad por 20 años), cuyo proyecto espera el tratamiento en la Cámara de Senadores desde septiembre, en el Gobierno estiman que el nivel de confianza y optimismo en el sector lleva a que están comprometidas inversiones por alrededor de US$8.700 millones en 2022.

Con excepción del boom experimentado en 2015, cuando la apuesta alcanzó los US$10.775 millones, esa cifra total es casi igual a la de 2014 y se convertiría en el mayor monto proyectado para esta industria de las últimas dos décadas. 

Y para que la falta del nuevo marco legal no sea un impedimento, desde la Secretaría de Energía anunciaron la incorporación en el proyecto de un párrafo que explicite que las provincias son la autoridad de aplicación en sus jurisdicciones, según los términos de la Ley 17319, que rige la actividad del sector.

La iniciativa se trabó en la Cámara Alta porque desde las provincias productoras pidieron que sus legisladores no lo traten, hasta que ese punto quede debidamente claro en el texto definitivo de la iniciativa enviada al Parlamento, más allá del cuestionamiento de otros capítulos del proyecto. 

[YPF, sola y asociada, encabeza los anuncios de inversión]

Un gobernador en particular, el neuquino Omar Gutiérrez, objetó el artículo 90 del proyecto, que según su interpretación permitía al Gobierno un avance sobre las potestades provinciales y la pérdida de control sobre sus recursos.

"El Gobierno no tuvo ni tiene intención alguna de menoscabar las jurisdicciones y las potestades provinciales, y mucho menos poner en duda la propiedad de sus recursos", aclaró Darío Martínez, secretario del área.

A lo largo del año se fueron anunciando diversas inversiones de diferente nivel y a principios de diciembre se hizo pública la más fuerte hasta el momento, que como es usual pertenece a YPF, mayor productora de hidrocarburos del país, que aportará US$3.500 millones al listado para 2022.

Ese monto de la compañía con mayoría estatal es casi un 30% superior a lo presupuestado este año (US$2.700 millones) y estará focalizado en Vaca Muerta, según aclaró su presidente. Cerca de US$1.600 millones de aquella cifra irán al yacimiento estrella, para alcanzar un aumento de la producción interanual del 30%, más marcado en petróleo que en gas, declaró una de sus voceras.

En noviembre también se anunciaron otras inversiones de menor escala de la empresa junto a socias privadas: una por US$117 millones con la noruega Equinor en el bloque de petróleo no convencional de Bajo del Toro Norte y otra por US$300 millones hasta 2023 con la anglo holandesa Shell para el pase a desarrollo masivo del bloque Bajada de Añelo, por citar dos ejemplos.
    
[Sustituir importaciones para ahorrar divisas]

"La producción de gas y de petróleo está manteniendo un ritmo creciente que lleva a saturar gasoductos y oleoductos, alcanzando permanentemente récords de producción total y de no convencional, récords de fracturas, de actividad y de exportaciones", comentó el funcionario a mediados de diciembre, durante el almuerzo por el Día del Petróleo organizado por el IAPG.

El ritmo de la inversión y producción de petróleo y gas, a un año del lanzamiento del Plan Gas.Ar, viene creciendo a grandes pasos y está próximo a alcanzar los niveles pre pandemia. 

Cifras preliminares indican que así se habilitó la producción de 3.194 Mm3 adicionales, dejar de importar en 2021 combustibles alternativos por US$1.250 millones y generar un ahorro fiscal anual de $88.000 millones.

En noviembre de 2020 se implementó esta política de estimulo como una herramienta que diera estabilidad en las reglas, previsibilidad en los precios y en los volúmenes demandados, y credibilidad en los flujos financieros.

La caída iniciada a mediados de 2019, que se acentuó cuando irrumpió la pandemia desde abril del año pasado y agudizó una crisis de precios y demanda, profundizó un declino en la producción de petróleo y gas.

En la cartera energética repasan las cifras y sostienen que los promedios de extracción diarios de ambos recursos fósiles hoy igualan a los del período 2016/19, y en el caso de Vaca Muerta los superaron en octubre pasado en 6% en petróleo y 18% en gas.
    
[La capacidad de transporte ya frena el ritmo extractivo]

La producción total de gas llegó en ese mes a un promedio diario de 127 Mm3 y en el yacimiento estrella rondó los 44 Mm3/d. En particular sobre el petróleo, como ejemplo resaltan que este año se van a alcanzar las 10.000 etapas de fractura (la forma de medir la actividad en reservorios no convencionales), contra 6.405 realizadas en todo el 2019.

El último dato disponible indica un record de 1.122 etapas de fractura sólo en noviembre, algo mayor al anterior de 1.079 en mayo último y más del doble de las 545 del mismo mes del año pasado.

Martínez comentó en el citado encuentro petrolero que el Gobierno está trabajando en obras inmediatas que aumenten la capacidad actual de transporte de crudo y puntualizó que la producción en noviembre alcanzó los 545.000 barriles por día, superando en 5% los niveles pre Covid.

Esta performance se logró por el incremento sostenido de perforación de pozos de desarrollo y de etapas de fractura, lo que llevó a que la capacidad de transporte del consorcio que administra los ductos neuquinos (Oldelval), esté llegando al límite.

Precisamente la empresa de midstream Oleoductos del Valle fue noticia esta semana por un importante derrame de crudo en territorio rionegrino (casi 3,5 millones de litros), ocurrido en un tramo de un metro y medio de su ducto de 16” entre Crucero Catriel y Medanito, y por el grave impacto ambiental en al menos dos hectáreas. 

Aunque el tramo del ducto fue enviado para peritajes a Mar del Plata, expertos locales señalan a la corrosión, la antigüedad y la mecánica de fluidos como las causantes preliminares del incidente, que además provocó perjuicios a varias compañías petroleras que reciben su crudo como insumo.

[Más embarques de crudo y trepada del Medanito]

"El ritmo de producción aceleró todas las previsiones que indicaban algún problema recién para mediados de 2023", explicó el funcionario, pero agregó que "ya estamos trabajando con la operadora en obras inmediatas que aumenten la capacidad actual, acelerando los niveles de inversión previstos”.

Además de la producción, las exportaciones de crudo también muestran una tendencia positiva, que permitió sumar envíos de 2,3 Mm3 por US$ 953 millones de enero a agosto, de los que los embarques de crudo de alta calidad Medanito, que eran prácticamente inexistentes antes del 2020, alcanzaron los 453.000 m3.

Ya el año pasado, la Argentina embarcó 28 millones de barriles de petróleo, lo que representó el volumen más alto desde 2010, sobre todo por la caída de la demanda interna durante la pandemia. 

Y el crudo de Vaca Muerta debutó en refinerías regionales, estadounidenses y asiáticas, en lo que podría ser una nueva trayectoria expansiva más allá de las fronteras. El desarrollo masivo de esta formación no convencional podría dejarle al país hasta 500.000 barriles extra por día para destinar a los mercados externos.

Como desde hace casi dos décadas, la mayor exportadora de petróleo es Pan American Energy (PAE), surgida de la sociedad entre la argentina Bridas, la británica BP y la china CNOOC, aunque ahora suma ventas del crudo pesado Escalante, natural de Cerro Dragón, y con gran demanda externa para producir combustible bajo en azufre.

También se continuó con la autorización de las exportaciones de gas en condición de certeza, de 6 Mm3/d en firme desde octubre de este año hasta el 30 de abril de 2022. Según Martínez, en estos días se van a completar los 11 Mm3/d de ventas al exterior firmes de invierno para las empresas argentinas.