En un año signado por un tipo de cambio que cotiza por encima de $18, con un precio del crudo Brent en torno a USD 68 por barril, y con un mercado libre de precios de combustibles, la Argentina se encuentra en la primera semana del 2018 en las puertas de un aumento cercano al 5% y enfrenta desafíos en cuanto al desarrollo de nuevos yacimientos de gas natural que, de tener éxito en el mediano plazo, podría llegar a cambiar la situación actual de abastecimiento.

Cuando se liberaron los precios se llegó a un acuerdo entre el Gobierno y las compañías petroleras para modificar el precio de los combustibles líquidos en función de la cotización del Brent y del dólar en la plaza local, entre otras variables que componen una fórmula polinómica.

El crudo hoy está siete dólares por arriba del nivel que tenía al momento de la liberación del precio interno de los combustibles, y el tipo de cambio de pesos por dólar subió un peso. De ahí "de alguna manera, lo que la gente conoce como el libre mercado, lo va a tener que aceptar (SIC). Pero la realidad es que, si el país está orientado a estar dentro del contexto internacional, estas son las pautas que se manejan. Si el Ministerio de Energía inserta al país dentro de las variables internacionales, esto inevitablemente va a ocurrir"; así se refería a la actual situación Guillermo Lego, gerente de Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA), cuando se le preguntó acerca de las nuevas reglas del mercado a partir del primer día del nuevo año.

No es una situación menor, ya que YPF, que procesa el 58% del crudo producido en el país, comercializa el 56% de naftas y el 58% de gas oil, piensa actualizar sus precios en un valor cercano al 5%, seguido por las estaciones de Shell y Axion. El desafío aquí es que tanto las autoridades nacionales como las empresas cumplan con la palabra empeñada y que, en el caso de que algunas de las variables de precios baje, el consumidor vea una reducción en el surtidor.

La situación de la petrolera YPF no es fácil. En el mercado de combustibles líquidos se enfrentará a tres jugadores de peso como son Shell, Axion y Trafigura, a través de su marca comercial PUMA, que saben hacer muy bien las cosas.

En el segmento del Upstream, la compañía tiene intenciones de invertir una suma cercana a USD 30.000 millones para los próximos cinco años, buscando un salto del 150% en la producción no convencional de hidrocarburos (Vaca Muerta), además del desarrollo de campos maduros y de energía eléctrica. Para 2022, la intención es producir 350.000 boe/d desde reservorios no convencionales.Se trata de una programación racional, que buscará poner el foco en la gestión. "Es un plan potente, pero el verdadero desafío pasa por la ejecución", advirtió el presidente, Miguel Gutiérrez.

La petrolera enfrenta la necesidad de frenar la declinación de los campos maduros de petróleo. "Vamos a llevar adelante todas las iniciativas de recuperación secundaria y terciaria que sean convenientes. Aspiramos a perforar más de 1600 pozos en 29 proyectos integrales en yacimientos maduros", precisó Gutiérrez.

También fuentes cercanas a la petrolera manifiestan que durante este año se van a racionalizar los cuadros directivos. A nivel país se han anunciado cuantiosas inversiones para proyectos No Convencionales, que obligara a nuestro país a efectuar obras de infraestructura muy importantes para no tener cuellos de botella que impidan el desarrollo de las mismas. Otro desafío importante será el de bajar los costos de operación y de perforación por pozo, para ello se deberá continuar trabajando entre autoridades nacionales, provinciales, empresas y sindicatos. Costos de perforación por pozo horizontal: YPF vs EEUU.

Gas Natural

Durante la última semana de diciembre de 2017 el Ministerio de Energía, encabezado por Juan José Aranguren, emitió tres resoluciones autorizando exportaciones temporarias de Gas natural a Chile:

1) YPF podrá exportar a Chile un total de hasta 115 millones de metros cúbicos de gas natural, que serán intercambiados por metanol. La Resolución 502-E/2017, habilita a la petrolera nacional a enviar dichos volúmenes a la empresa Methanex S.A., en virtud de la extensión del Acuerdo de Maquila, celebrado entre ambas empresas el 25 de noviembre de 2016.

2) Exxon Mobil Exploration Argentina podrá exportar gas natural por red a Chile, con la obligación de reimportar volúmenes equivalentes, según la Resolución 492-E/2017 que otorgó a la firma de capitales estadounidenses un permiso para la exportación de gas natural a la empresa chilena Innergy Soluciones Energéticas por una cantidad máxima diaria de 30.000 metros cúbicos. Estará vigente hasta el 31 de mayo de 2018 o hasta completar una cantidad máxima de 900.000 metros cúbicos.

3) Energy Consulting Services podrá exportar a Engie Energía Chile, filial de la multinacional Engie, hasta 2,5 millones metros cúbicos de gas natural diarios, con vigencia hasta el 15 de mayo de 2018 o hasta completar un máximo de 30 millones de metros cúbicos.

Ductos de Exportacion Agentina Chile

Estos tres permisos de exportación se dan luego de que a comienzos de diciembre los ministros de Energía de Chile, Andrés Rebolledo, y de Argentina, Juan José Aranguren, firmaran un acuerdo bilateral que permitirá incrementar el intercambio energético tanto de electricidad como de gas natural. El acuerdo, bajo la modalidad de swap energético, considera como condiciones para su realización el suplir carencias temporales o estacionales del respectivo recurso en el país de destino; suplir falta temporal de abastecimiento generada por situaciones de emergencia o calamidad pública; y transportar energía eléctrica o gas natural a través de las redes de ambos países, a fin de abastecer a zonas de un país que no se encuentren directamente conectadas con el punto de origen de la energía en el mismo país.

Estos permisos no son casuales, sino que obedecen a dos razones bien concretas. La primera, el aumento del déficit comercial energético en 2017, llegó a USD 5.252 millones, lo que representó un incremento interanual de 11,9%, y en segundo término la necesidad de asegurar demanda para los nuevos campos que entren en producción en este año, con inversiones anunciadas cercanas a USD 10.000 millones

"La situación es muy simple, la Argentina consume un promedio de 110 millones de m3/día, con picos en el invierno de 170 millones, que normalmente son abastecidos con importaciones desde Bolivia y las dos terminales de regasificación de Escobar y Bahía Blanca. Si no aumentamos la demanda no vamos a tener mercado para colocar el nuevo gas que se produzca y por lo tanto no tiene sentido semejantes inversiones", así lo explicaba un importante empresario del sector en una reunión privada la semana pasada.

Desafíos en el área de la energía eléctrica

El sector deberá continuar con el aumento de la capacidad instalada de parques generadores; reforzar las líneas de transmisión y distribución a los efectos de ir disminuyendo los cortes a los residenciales e industrias; y continuar con los lineamientos de la Ley 27.191 que establece que al 2025 el 20% de la electricidad consumida en el país sea de fuentes renovables.

Luego de 12 años de una pésima administración del sector energético, la administración del presidente de Mauricio Macri tiene, nuevamente, la oportunidad histórica de poder cambiar la actual situación de deterioro y escasez a la cual todos estamos acostumbrados. La tarea no es fácil, requerirá de mucha planificación, mucho esfuerzo, y por sobre todas las cosas un clima de inversión favorable. ¿La actual cartera del Ministerio de Energía estará a la altura de los desafíos que se vienen?

Luego de las renuncias de diversos funcionarios el área y de pases hacia entes reguladores es imprescindible que el Ministerio nombre a los reemplazos y proponga a la sociedad un Plan Energético Nacional de corto, mediano y largo plazo, sin el cual va a ser imposible generar el ámbito propicio que el país necesita para nuevas y más inversiones.