Hubo un fuerte aumento de la producción de gas y petróleo “no convencionales” en 2021, pero hay dudas para el año que viene

La producción de gas y petróleo en la Argentina termina 2021 en un sendero claramente alcista, con un peso cada vez mayor de los recursos “no convencionales” y buenas perspectivas para 2022, pero también cuestiones pendientes, como la suerte del proyecto de ley de promoción de inversiones hidrocarburíferas que el Ejecutivo envío al Congreso en septiembre y que las provincias productoras resisten y la larga indefinición sobre la prórroga o no de algunas concesiones clave en la infraestructura sectorial.

En noviembre por primera vez la producción de gas “no convencional” superó la de gas convencional, alcanzando casi el 52% de la producción total del combustible, la mayor de los últimos 9 años, dice el último informe del Instituto de Energía de la Universidad Austral, que precisa que casi 94% del gas “no convencional” proviene de la cuenca neuquina. Es el “efecto Vaca Muerta”, la joya energética argentina.

Tracción a precio

El principal motivador de este repunte productivo, dijo Roberto Carnicer, director del Instituto, fue reconocer que el precio del gas en boca de pozo sea en dólares mediante una subasta con contratos a mediano plazo (4 años al menos) para la demanda residencial y de generación, dando así previsibilidad al recupero de las inversiones”, descripción del llamado Plan Gas.Ar.

La incidencia de los recursos “no convencionales” también es muy fuerte en el petróleo: ya equivalen al 36,2% de la producción del país, con un aumento del 61% respecto de noviembre de 2020, dice el informe.

Pero mantener y aumentar la producción exige un constante flujo de capital en nuevas “fracturas”, para compensar la rápida declinación productiva de los pozos a través de la cual se extraen los recursos “no convencionales”.

El predomino de estos recursos “es un dato muy importante y marca desafíos para adelante, porque la decadencia del convencional no revierte ni desacelera y el crecimiento de los no convencionales requiere un volumen creciente de inversión en los próximos años para mantener volúmenes actuales; en los próximos meses hay que seguir el dato de producción en vistas al costo de importaciones del próximo invierno con GNL (Gas Natural Licuado, que se importa a través de buques metaneros), que en 2022 podría promediar 20 dólares el millón de BTU”, advirtió Alejandro Einstoss, economista jefe del Instituto Argentino de Energía General Mosconi.

Pozos con fondo

Un pozo no convencional tiene una presión y una producción inicial muy alta; en octubre Chevron tuvo uno que durante un mes produjo 3.500 barriles diarios de petróleo (más que toda la cuenta Noroeste, que abarca Salta, Jujuy y Formosa) y la empresa considera uno de sus mejores 10 pozos petroleros del mundo. Pero esos picos caen rápidamente; hasta 50% en el primer año.

“La inversión en tratamiento y ductos puede ser hasta 30% del desarrollo de un bloque. Cuando una empresa hace esa infraestructura, busca usarla la mayor parte posible de tiempo y como los pozos tienen un declino tan rápido, necesitan perforar continuamente”, explicó a Infobae el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro.

El informe del Instituto de Energía de la Universidad Austral precisa que el mes pasado la industria hidrocarburífera mantuvo 51 torres de perforación de pozos en actividad (la mitad de ellos correspondientes al shale) y 67 torres de workover, según relevó Mariano de la Riestra, un experto en estadística hidrocarburífera.

Según el especialista, es necesaria una reducción en los tiempos de trabajo y la incorporación de nuevos equipos para abastecer el stock intermedio de pozos entre las instancias de perforación y completación y prevé para 2022 un ligero crecimiento de la actividad, del orden del 5 por ciento.

Hay implícito allí un fenomenal desafío en materia de inversión. Hace dos semanas, en un acto por el Día del Petróleo, Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, estimó que el desarrollo de los recursos hidrocarburíferos puede ser el “principal motor de crecimiento del país” y consideró factible alcanzar un “saldo exportable” de USD 45.000 millones en diez años. Pero para lograrlo se necesitan invertir USD 15.000 millones anuales y perforar entre 1.000 y 1.500 pozos por año, contra 600 pozos que se terminaron este año y 382 el año pasado.

Condiciones

¿Están dadas las condiciones para dar semejante salto? Tanto desde las empresas como desde el estado, mientras celebran el envión productivo de los últimos meses y el éxito del llamado Plan Gas, prima la prudencia declarativa.

Para “impulsar” las inversiones en medio de una “transición energética” que acorta el horizonte de los hidrocarburos, el 14 de septiembre, dos días después de su derrota en las PASO, el Gobierno nacional envió al Congreso la ley de “Promoción de inversiones hidrocarburíferas”, un proyecto de 115 artículos. Entró a la Comisión de Energía del Senado y la discutieron en una sola reunión. Seguramente, el Gobierno buscará seguir con el trámite parlamentario en 2022.

A las empresas se les fijarían “líneas de base” altas (el nivel de producción más alto entre 2019, 2020 y mayo 2020-abril 2021), penalizando la inversión de los últimos años y permitiendo exportar solo el 20% de la producción incremental.

Las provincias agrupadas en la Ofephi (Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos), en tanto, rechazan un texto que, aseguran, avanza sobre su soberanía. El Gobierno, dicen, no solo pretende arrebatarles autoridad en materia ambiental, sino también socavar de hecho su propiedad de los recursos, al excluirlas de la Comisión de Evaluación de Proyectos. “La promoción no puede estar disociada de la autoridad de concesión, que son las provincias”, resumió un funcionario provincial.

En suma, la ley obliga a las empresas a ofrecer 80% de la producción incremental a un mercado interno ya abastecido, “con lo cual ampliás la brecha entre el precio del mercado interno y el internacional”, hoy cercano a los 15 dólares por barril, dijo un actor del sector del petróleo y gas. “Eso termina siendo un desincentivo, porque hoy el principal incentivo es poder exportar”, explicó.

Además, el proyecto permite la disponibilidad de la mitad de las divisas conseguidas, sujeto a lo que decida la secretaría de Energía. Difícilmente un country manager de una petrolera internacional convenza a su casa matriz de que se trata de una oferta apetitosa.

Exportaciones rigurosamente vigiladas

Esto influye a su vez en el balance comercial del sector energético, que en 2013 llegó a un déficit de casi USD 8.000 millones. “El balance comercial depende de cuánto volumen de producto caro podamos producir y no tengamos que importar y del saldo que podamos exportar. Cuanto más volúmenes necesitemos importar y el precio está caro, más déficit tendremos. El precio de importación lo vamos a pagar sí o sí e influirá en el déficit fiscal. El reconocimiento del precio en el mercado doméstico interno es lo que nos asegura mayor producción”, explicó Carnicer.

Ahí es donde entran en juego las cuestiones políticas y macroeconómicas, las tarifas, el monto de subsidios internos y el acuerdo con el FMI.

En los últimos diez años, a fuerza de inversiones las empresas avanzaron en conocimiento geológico, desarrollo técnico, infraestructura y aumento de la producción en Vaca Muerta. Resta ver si las condiciones alcanzan para dar el próximo salto antes de que los mandatos del cambio climático hagan que la vaca se vuelva a morir.

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