Argentina y el boom de Vaca Muerta: de importador a exportador de gas

El boom de los recursos no convencionales de la cuenca Neuquina, motorizado por el auge de la producción de Vaca Muerta, ha permitido a la Argentina reducir sensiblemente el déficit de la balanza comercial energética, con expectativa de alcanzar un equilibrio este año y un leve superávit en 2020. En palabras del secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, "disponer de energía barata y abundante tiene que ser una palanca para tener más petroquímica, exportaciones de GNL y una industria más competitiva".

Tal como señala el Instituto Argentino de Energía "General Mosconi" (IAE) en su Informe Anual de 2018, el cambio de tendencia en la cuenca Neuquina –mayor productora de gas de la Argentina– se produjo en 2014, cuando se inició un proceso de recuperación de la producción. Un detallado trabajo estadístico del IAE precisa que el recurso no convencional pasó de representar el 10,3 % de la producción total de gas del país en 2014 a significar el 35,5 % en 2018. Dentro de ese universo, el tight gas –también conocido como "gas de areniscas compactas"– predomina sobre el shale gas –denominado además "gas de lutitas" o "gas de esquisto"–, siendo el primero de ellos responsable del 59,5 % de la producción total de gas no convencional del país y el segundo responsable del 40,5 % restante.

"Disponer de energía barata y abundante tiene que ser una palanca para tener más petroquímica, exportaciones de GNL y una industria más competitiva", señaló Lopetegui.

Más allá de las tradicionales idas y vueltas de la política argentina, el muy buen presente de la producción gasífera se explica, en gran medida, por la continuidad de la política de incentivos del Estado nacional, iniciada durante el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner con las sucesivas versiones del programa "Gas Plus" (I, II y III) y continuada por Mauricio Macri con el programa de estímulo a las inversiones en desarrollos de producción de gas no convencional proveniente de reservorios no convencionales lanzado en 2017. En este último caso, se estableció un precio mínimo que permitió dar a los productores un horizonte de previsibilidad de cara a los siguientes cuatro años: 7,5 dólares por millón de BTU (unidad térmica británica) para 2018; 7 dólares por millón de BTU para 2019; 6,50 dólares por millón de BTU para 2020; y 6 dólares por millón de BTU para 2021.

De todos modos, a pesar del compromiso asumido por las autoridades nacionales, el drástico ajuste fiscal encarado en 2018 –en el marco del acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI)– ha obligado a revisar la letra chica de las resoluciones que habían sido aprobadas el año anterior. La mayor controversia gira actualmente en torno a la interpretación de la Resolución 46/2017 del entonces Ministerio de Energía, cuando se refiere a la "producción incluida" en el régimen promocional. El actual secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, quien asumió a fines de 2018, decidió limitar el pago del precio mínimo acordado únicamente al volumen original previsto por las empresas al suscribir sus compromisos con el Estado Nacional y no al efectivamente producido posteriormente en cada uno de los yacimientos. De esta forma, la mayor perjudicada resultó Tecpetrol, pues el incentivo se le aplicó únicamente a 8,5 de los 17,5 millones de m3 de gas que terminó produciendo su bloque estrella, Fortín de Piedra, el año pasado. El reclamo de la empresa del grupo Techint, que había intentado una solución por la vía administrativa, se encuentra hoy en los Tribunales.

Si bien el objetivo prioritario sigue siendo la recuperación del autoabastecimiento y el equilibrio de la balanza comercial energética, la sobreabundancia de gas en los meses estivos ha llevado al Gobierno a retomar su política de exportaciones. En septiembre pasado, después de once años, la Secretaría de Energía dio su visto bueno al reinicio de los envíos a Chile. La autorización ha beneficiado, entre otras, a YPF, Pan American Energy (PAE), Wintershall, ExxonMobil, Total, Pampa Energía, Compañía General de Combustibles (CGC) y la chilena ENAP Sipetrol, con volúmenes que oscilan entre los 500.000 y los 2 millones de m3 diarios. Este año, la cartera conducida por Lopetegui dio vía libre a Wintersall para exportar gas a Brasil e hizo la propio con Pan American Energy, Pampa Energía y la estatal Integración Energética Argentina S.A. (IEASA) para exportar gas a Uruguay.

En cuanto al mercado del gas natural licuado (GNL), la reciente exportación por parte de YPF del primer cargamento de 25.000 m3 de GNL, transportado por el buque metanero Fuji LNG, es un hito en la historia hidrocarburífera argentina. Previamente, en noviembre, YPF había suscripto un contrato a diez años con la compañía belga Exmar, que permitió la llegada al puerto de Bahía Blanca de la barcaza Caribbean FLNG, rebautizada como "Tango FLNG". Se trata de una unidad flotante, con una capacidad de almacenamiento de 16.100 metros cúbicos de gas natural licuado (GNL) y de licuefacción de 2,5 millones de m3 diarios. Es decir, tendrá un uso dual: el GNL será despachado en los meses de verano a los mercados extranjeros, mientras que durante el período invernal permitirá abastecer la terminal de regasificación ubicada en Escobar para suplir la demanda interna, hasta tanto se amplíe la capacidad de transporte de nuestra red de gasoductos. El objetivo es exportar, a partir de 2020, ocho cargamentos por año y generar ingresos por alrededor de 200 millones de dólares anuales.

LEA MÁS:
¿Quiénes son los dueños de la energía en Argentina?
Energía solar, una esperanza para las escuelas rurales argentinas