Habrá nuevos estímulos para la producción gasífera

Los precios que reciben las productoras petroleras y las tarifas que perciben empresas en default, como TGN, hace necesario un replanteo de la política aplicada a partir de la emergencia del 2002.
Ernesto De Paola
En poco tiempo el Gobierno difundirá un plan destinado a fomentar las inversiones en yacimientos de gas no convencional, como  los de arenas compactas, que apunta a reforzar la propuesta lanzada por el Ministerio de Planificación en marzo de 2008.
El futuro esquema implicará que el gas por recuperarse de esos yacimientos recibirá un precio en boca de pozo acorde con los costos de explotación de ese hidrocarburo, así como un mayor nivel de paridad con las importaciones vigentes desde Bolivia transadas a razón de u$s5,6 el millón de BTU frente a un promedio de u$s1,8  que que perciben las petroleras locales.
El secretario de Energía, Daniel Cameron, había confirmado hace ya unos meses, en el transcurso de una reunión organizada por la organización Greenpeace, que la estrategia encarada apunta a consolidar el abastecimiento nacional al menos hasta el 2012.
De alguna forma, las actas transitorias de renegociación cerradas con Gasnor, TGS, Litoral y Gas Pampeana configuran una especie de adelanto de esa movida.
Claro que los aumentos por autorizarse para los productores podrían inscribirse en un sendero de progresivos ajustes paralelo al esfuerzo inversor que deberán asumir en sus concesiones.
Algunas petroleras como YPF, Total, Apache y Wintershall poseen yacimientos donde tienen algún grado de certeza sobre la existencia de gas entrampado en arenas compactas.
En ocasión de celebrarse en Buenos Aires la XXIV Conferencia Mundial de Gas se mencionó con fuerza el dato de que ya estaba casi definida  una resolución donde haría su debut un plan identificado como Gas Plus III, cuyos alcances podrían dar renovado impulso a la actividad productora y exploradora.
Pese a que el desarrollo de este año planteó una tregua en la demanda de ese hidrocarburo, especialmente en el área industrial, las autoridades  lo que quieren asegurarse es que los consumos  de los 6,5  millones de hogares atendidos por las nueve  distribuidoras de ese fluido, que en 2008 entregaron a sus clientes residenciales, comerciales e industriales un volumen de 30.300 millones de metros cúbicos, no entre a partir de 2010 en una zona de riesgo.
Cabe destacar que en épocas de temperaturas benignas las casas de familia utilizan unos 12.000 millones de metros cúbicos al año, volumen por lo general representativo del 20 al 22% del total al que alcanza la producción nacional de gas,  que en 2008 llegó a 50.481 millones de metros cúbicos.
Esa producción se ubicó por debajo del máximo histórico alcanzado en 2004, con un total de 51.981 millones de metros cúbicos, año en el cual paradójicamente se hizo notoria una escasez de oferta que fue producto de la recuperación de la economía nacional y de exportaciones a Chile, Uruguay y Brasil, que llegaron a un nivel máximo de 7.297 millones de m3 en ese año.
A partir del 2005, con los recortes de ventas al exterior dispuestos para priorizar el mercado interno,  las exportaciones se fueron acotando para verse fuertemente restringidas a partir del inclemente invierno del 2007, en el cual llegó a  registrarse el lunes 9 de julio una nevada en la Capital Federal de la que no había antecedentes desde 1918.
El problema planteado por la insuficiencia de las reservas gasíferas,  que al 31 de diciembre de 2008 llegaron en su calidad de certificadas a los 403.000 millones de m3 equivalentes a un consumo actual de 8 años, obligó a las autoridades a reforzar los estímulos de precio que reciben  los productores de ese hidrocarburo.
Para mayor complicación, las mejoras salariales obtenidas por los trabajadores petroleros, así como al incremento de precios que registraron las tuberías, llegaron a duplicar los costos de explotación.
Esos datos hicieron  evidente que este año se computase un inédito nivel de equipos perforadores paralizados que llegó a sumar 130 entre los de workover, pulling y tendido de nuevos pozos.
Si bien por estos días YPF irrumpió con la novedad de un incremento de reservas de hidrocarburos en sus 91 áreas productivas de 509 millones de barriles equivalentes en petróleo, volumen que significó un 59% del total descubierto entre 2006 y 2009 en el país por las 30 compañías productoras que están activas, las reservas de gas siguen sin evidenciar grandes señales de crecimiento.
CHILE
Por lo pronto, y tras haberse puesto en marcha en 2009 en Chile (Quintero) una planta de GNL,  a partir del 2010 ya no habrá más exportaciones a la región.
La intención de las autoridades apunta, a través de diferentes planes (como Gas Plus III) e inversiones con la planta de GNL que PDVSA y Enarsa encaran instalar en Bahía Blanca, a aliviar la coyuntura de mediano plazo que se abrirá hasta que el mayor esfuerzo productor en yacimientos no convencionales haga su efectivo ingreso.
Simultáneamente, desde hace seis años hay en marcha un plan energético orientado a diversificar las fuentes de abastecimiento, hoy fuertemente fincadas en el uso del gas natural, que satisface el 52% de la matriz energética primaria, la cual desde el 2015 podría bajar a una participación del 40% mucho más equilibrada y sustentable.
La época del gas barato que deparó la emergencia económica del 2002 configuró una transferencia de recursos en beneficio de otros sectores que debe acotarse.
Enero fue seleccionado como un momento bisagra para comenzar a aplicar otra política de precios más acorde con un horizonte de sustentabilidad y autoabastecimiento energético.

CONTROVERTIDO BALANCE EN EL DÍA DEL PETRÓLEO
El viernes último, en el acto celebratorio del Día del Petróleo, el titular del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, Ernesto López Anadón, “reflexionó” que entre 1973 y 1990 se incorporaron  reservas gasíferas por un total de 640 millones de toneladas equivalentes en petróleo (TEP), mientras que entre 1992 y 2008 se sumaron descubrimientos por un volumen de 1.236 millones de TEP. Claro que López Anadón olvidó recordar que el año de la privatización de las áreas centrales y marginales de la ex YPF (1991) en fecha previa a esas ventas se había encomendado a la consultora Gaffney & Cline una auditoría de reservas que redujo en un 30% las existencias certificadas por la ex YPF Sociedad del Estado.
Pero además de ese dato, en la década del ’90 se pusieron en marcha nueve gasoductos de exportación a la región que generaron una presión inédita sobre las reservas. Esos ductos fueron el Norandino, Atacama, Pacífico, Gas Andes,  los tres caños de Methanex de Pan American Energy, ENAP e YPF, un  ducto a Uruguayana y el Cruz del Sur (Montevideo), todos ellos sin incluir el electroducto de ElectroAndes (que es en realidad gas a través de un electroducto), lo que implicó una sobreexplotación sin precedentes sobre las reservas.
En otro pasaje de su mensaje, López Anadón afirmó que la actividad gasífera entre 2002 y 2008 aportó una renta total que con subsidios incluidos significó una transferencia acumulada hacia otros sectores, las provincias y el Estado  de u$s 46.600 millones.
Fuente: El Argentino