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ANÁLISIS

Scibona: La segunda oportunidad que ofrece el gas natural

ENERNEWS/ La Nación

néstor  scibona

La reanudación de exportaciones de gas natural a Chile, después de 11 años, tiene un doble simbolismo. Por un lado, son realizadas por varias petroleras a través del gasoducto que hace dos décadas había sido construido con ese fin, pero en los últimos años funcionó en sentido inverso para importar el fluido desde el país trasandino, que no es productor sino importador de gas natural licuado (GNL).

Por el otro y por primera vez en la Argentina, YPF se convertirá en exportador de GNL proveniente de sus áreas gasíferas en Vaca Muerta , cuando en febrero llegue al puerto de Bahía Blanca una barcaza contratada por 10 años para operar como planta flotante de licuefacción.

También en este caso se revertirá la operación de buques regasificadores, que durante 10 años recibieron crecientes volúmenes de GNL importado (en licitaciones nada transparentes) para inyectar a la red de gasoductos, a un costo de US$100 millones anuales cubierto por el Estado.

No es que la Argentina haya recuperado el autoabastecimiento de gas, perdido con la desastrosa política energética de la era K, que durante años consistió en subsidiarlo para casi regalarlo sin tener en cuenta los costos de producirlo.

 En realidad, ahora solo se está exportando la oferta excedente del verano, cuando baja el consumo interno. A la inversa, en invierno se consume 30% más que la producción y debe importarse esa diferencia. La buena noticia es que está bajando la importación (-4%) y repuntando la extracción (4,5% anual).

Así, el déficit de la balanza comercial energética cayó desde los US$9000 millones anuales en 2011 a unos US$2500 millones este año

La principal razón es el progresivo desarrollo de las áreas no convencionales de Vaca Muerta, que en 2018 (con la entrada en producción de Fortín de Piedra, de Tecpetrol) aportan 33% de la producción gasífera de todo el país, en parte por los incentivos oficiales de precio para nuevos proyectos. A esto se suma la mejora en la producción costa afuera de Tierra del Fuego (Total Austral), que crece a un ritmo de 11% anual.

 Este punto abre una segunda oportunidad para fortalecer la cadena de valor del gas. La primera fue hace más de 30 años con el hallazgo del excepcional yacimiento neuquino de Loma La Lata, que posibilitó la construcción de nuevos gasoductos troncales; la diversificación de las industrias petroquímica y agroquímica y el desarrollo del GNC (gas natural comprimido) para uso automotor, entre otros avances.

 En los años 90, tras las privatizaciones, también permitió exportar gas a países vecinos. Pero el fuerte aumento de la extracción no fue paralelo al de la exploración para reponer reservas, que en la década siguiente bajaron a sólo 8 años de consumo. El potencial de los recursos de shale y tight gas de la cuenca neuquina es enormemente mayor.

 Según el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), equivale a 353 TCF (trillones de pies cúbicos) y supera en 30 veces a Loma La Lata (10,8 TCF) que, al igual que otros yacimientos convencionales, se encuentra en fase de declinación.

 Si se suman otras formaciones como Los Molles, Inoceramus (Santa Cruz); Aguada Bandera (Chubut) y Chaco Paranaense, el total asciende a 802 TCF sólo en shale gas.

El futuro de Vaca Muerta fue días atrás eje de un interesantísimo debate durante el seminario organizado por la Ucema y los ex secretarios de energía, que abordó las perspectivas de desarrollo y aprovechamiento de ese enorme potencial que, obviamente, requiere de enormes inversiones.

Javier Iguacel, actual secretario de Energía y entusiasta difusor vía Twitter de los avances en la extracción no convencional de gas y petróleo (uno de los pocos sectores productivos que este año podrá exhibir números positivos), reiteró allí el objetivo oficial de duplicar en cinco años la producción de hidrocarburos en VM, generar 500.000 empleos y exportaciones netas por US$15.000 millones en 2023.

El funcionario, que suele comparar ese potencial exportador con el de la Pampa Húmeda, también resaltó que a fines de 2019 la producción no convencional de gas podría equiparar a la convencional, tras la baja de costos en dólares del orden del 30% y la mejora de productividad por el uso de nuevas tecnologías, lo cual permitirá el descenso de los precios en dólares para consumo interno y exportación.

Aun así, reconoció que una gran limitante es la capacidad de transporte de gas desde esos yacimientos, Otra, la volatilidad del precio internacional del petróleo (hace dos meses el Brent llegó a superar los 80 dólares el barril y hoy cotiza a 58), que puede frenar inversiones que deberían llegar a US$25.000 millones por año. Más cauto se mostró José Luis Sureda (ex secretario de Hidrocaburos durante la gestión de Juan José Aranguren).

Advirtió como previsible que las mayores inversiones en VM tiendan a debilitarlas en otras cuencas, porque el shale gas puede desarrollarse más rápido que el convencional pero declinar del mismo modo. Y que no habría que entusiasmarse sin considerar externalidades como los costos financieros y de fletes; las necesidades de infraestructura; problemas gremiales y macroeconómicos; la falta de precios de mercado para el gas y la inconveniencia de pensar sólo en Chile como mercado externo, para lo cual se requiere exportar GNL como commodity a destinos de mayor demanda.

 Para aumentar la capacidad de transporte de gas, Javier Gremes Cordero (CEO de TGS), explicó que la compañía está invirtiendo US$300 millones en la construcción de un "gasoducto de captación" de 150 kilómetros que atraviesa distintas áreas y podrá transportar inicialmente 20 millones de metros cúbicos diarios hasta una nueva y única planta de acondicionamiento (en Tratayén) previo a su inyección en los gasoductos troncales.

 La primera fase estará terminada en abril y la segunda, en septiembre de 2019. Otro proyecto, de mayor envergadura, es un nuevo gasoducto troncal de 1000 kilómetros y 40 millones de m3 3/diarios de capacidad inicial, que permitirá exportar GNL desde Bahía Blanca y reemplazar parte de las importaciones desde Bolivia.

Su ejecución demandaría 24 meses, con financiamiento (a 20/30 años de plazo) y contratos de abastecimiento en firme, que facilitarían además la ampliación del polo petroquímico bahiense. Como broche del seminario, el economista Ricardo Arriazu renovó su planteo de que la Argentina podría parecerse a Noruega o Angola, según las políticas que adopte en materia de hidrocarburos. Después de pedir disculpas por el "sacrilegio" de calcular el stock de recursos de Vaca Muerta a precios de 2018, estimó que equivalen a 11 veces el PBI argentino. Y presentó las conclusiones preliminares de un trabajo comparativo, que revela que el país escandinavo duplicó su PBI per cápita (ajustado por poder de compra) en 37 años (a US$21.000), mientras el africano apenas lo incrementó en 10% (a US$6500).

 La diferencia es que Noruega optó por crear - vía impuesto a los combustibles- un fondo anticíclico que hoy asciende a 1 billón de dólares (un millón de millones) y diversificó su perfil productivo, a la vez que mantuvo superávits en su cuenta corriente y un alto ahorro público y, en menor medida, privado orientado a la inversión.

 Y que Angola pasó a ser una economía muy dependiente del petróleo (95% del ingreso de divisas, 70% de los ingresos fiscales y 56% del PBI), que apreció su moneda su moneda ("enfermedad holandesa") y generó un sistema político prebendario y corrupto, donde el Estado pasó a ser un "botín de guerra" asociado a ingresos petroleros. Arriazu propuso que la Argentina debería crear un grupo interdisciplinario para evaluar las implicancias futuras de pasar de importador a exportador de gas y no desaprovechar otra oportunidad de crecimiento diversificado.

 Claro que ese debate también debería incluir consensos sobre la estabilidad jurídica y macroeconómica. Pero difícilmente tenga lugar en un año de elecciones presidenciales, cuando la Argentina vuelve a enfrentarse, como tantas veces, a la recurrente amenaza política de pasar de un extremo a otro.

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