Entre certezas y expresiones de deseo

Foto Martín Álvarez Mullally

Por Mariana Fernández Massi. Economista (UNS) y docente (UNM). Becaria posdoctoral del Conicet e integrante de EJES.

Facundo López Crespo. Licenciado en Economía (UNR), investigador de Enlace por la Justicia Energética y Socioambiental (EJES).

La explotación del megayacimiento Vaca Muerta pasó a ser el eje central de la economía argentina y concentra, desde el gobierno, las mayores expectativas en torno a generación de empleo, atracción de inversiones y aumento de exportaciones. En un contexto económico de estancamiento de la actividad en la mayoría de los sectores productivos, el sector energético atraviesa una realidad diferente que se explica, principalmente, por el nivel de explotación alcanzado en Vaca Muerta. Sin embargo, su avance dista de ser el proyectado en el Plan Energético que el gobierno presentó en 2018.

En septiembre de ese año, el ex secretario de Energía, Javier Iguacel, realizó una gira por EE. UU. en la que se reunió con potenciales inversores en Vaca Muerta para mostrar las oportunidades de negocio que ofrece el megayacimiento (Argentina.gob.ar, 17/09/2018). En ese marco presentó el Plan Energético, que especificaba diversos objetivos, entre ellos duplicar la producción nacional de gas en cinco años para alcanzar los 260 millones de metros cúbicos diarios, de los cuales se preveía exportar 100 millones, y duplicar la producción nacional de petróleo en cinco años para alcanzar el millón de barriles diarios, de los cuales se preveía exportar 500 mil barriles.

En marzo de 2019, su sucesor, Gustavo Lopetegui, hizo una nueva gira por EE. UU en busca de inversiones para Vaca Muerta (Argentina.gob.ar, 11/03/2019). El nuevo secretario cambió las metas mensurables, vinculadas con los aumentos en la producción de gas y petróleo, por metas abstractas como promover el desarrollo de la infraestructura, diversificar la matriz energética y asegurar el acceso a una energía sustentable y asequible (Secretaría de Gobierno de Energía, 2019). Esta falta de precisión parece reflejar que las dificultades son mayores que las pronosticadas.

Los números de la actividad reflejan altas tasas de crecimiento. En mayo de 2019, en términos interanuales, la producción nacional convencional más no convencional creció un 7,6% en gas y un 4,8% en petróleo. Sin embargo, estos incrementos, aunque relevantes en términos históricos y directamente vinculados al desempeño productivo de Vaca Muerta, no alcanzan para lograr los objetivos del Plan Energético de Javier Iguacel.1 A continuación discutiremos cuatro aspectos que sustentan las dudas acerca de la viabilidad económica de este megaproyecto.

Dependencia de subsidios

En 2013 entró en vigencia el Plan Gas, un programa de estímulo para la extracción de gas que garantizaba un precio de 7,50 USD/MMBTU para el gas inyectado que excediera el nivel base. La diferencia entre el precio pagado por los usuarios y ese precio estímulo se cubriría con subsidios directos. De este modo, las operadoras percibieron un precio superior por la producción en nuevas áreas, que incentivó nuevas inversiones y un aumento en la extracción. Si bien el programa no diferenciaba según tipo de recurso, el principal objetivo del subsidio fue cubrir la diferencia de costo entre la explotación convencional y no convencional (Arceo, 2016). En efecto, la inversión en no convencionales aumentó sustancialmente durante la vigencia de este programa y, como consecuencia, la producción de gas no convencional se incrementó un 912% —mientras que la producción convencional cayó un 23%— (Kofman y López Crespo, 2018).

En marzo de 2017, mediante la resolución n.° 46, el ex Ministerio de Energía creó el Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales. Al igual que el Plan Gas este programa —aún vigente— garantiza un precio determinado para el gas extraído en áreas seleccionadas de producción no convencional. El precio estímulo sigue un sendero decreciente,2 de manera tal de converger con el sendero creciente de precios en dólares que se había establecido para los usuarios.

Así, en 2018 la producción en aquellas áreas que recibieron subsidios creció de 1,93 MMm3/d en enero a 19,41 MMm3/d a fin de ese año. Este incremento exponencial contrasta con la relativa estabilidad de las áreas que no recibieron subsidios, en las cuales durante el mismo período la producción pasó de 7,21 a 8,19 MMm3/d (Kofman y López Crespo, 2019). El área subsidiada que más contribuyó al aumento de la producción fue Fortín de Piedra, concesionada a Tecpetrol, la empresa petrolera del grupo Techint. En efecto, entre enero de 2018, cuando esta área comienza a explotarse a gran escala, y febrero de 2019, cuando alcanza su máximo nivel de producción, la participación de Tecpetrol en la producción total de gas no convencional de la cuenca neuquina pasó del 3,7% al 28,5%. Es decir que el incremento de la producción de gas, que en esos 13 meses fue del 50%, se reduce al 10% si se excluye la producción de Fortín de Piedra.

Por el modo en que el programa estableció el estímulo, este fuerte aumento de la producción implicó a su vez un incremento en el monto del subsidio. La empresa percibió en el primer trimestre de 2019 el 53,8% de los USD 63 millones otorgados. El crecimiento de las erogaciones para cubrir el subsidio, en un contexto de fuerte ajuste fiscal comprometido con el Fondo Monetario Internacional (FMI), llevó al gobierno a establecer un límite al volumen de producción excedente por el cual se paga el precio estímulo. En el marco de esta disputa entre el gobierno y Tecpetrol sobre la interpretación de la resolución 46/2017,3 la empresa redujo su ritmo de actividad y, en una carta a la Comisión Nacional de Valores, vinculó esa decisión con el cambio en la política de subsidios: “Este cambio de criterio impacta negativamente el flujo de fondos de la Sociedad, por lo que […] en el día de la fecha el Directorio de la Sociedad ha instruido a la Dirección General de la Compañía a revisar los términos del Plan de Desarrollo del área Fortín de Piedra oportunamente aprobados” (Jueguen, 5/02/2019). Así, tras el anuncio de que el gobierno establecería un límite a la producción subsidiada, en marzo y abril de 2019 la producción de gas de Vaca Muerta tuvo su primera caída tras meses de aumento continuo.

Esta correspondencia entre el nivel de actividad en las diferentes áreas y la percepción de subsidios se explica por la relevancia de estos últimos en la ecuación económica de las empresas. Según un informe reciente de la Fundación Ambiente y Recursos Naturales (FARN), los subsidios percibidos cubren en promedio el 50% de las inversiones que han realizado las operadoras, y para algunas empresas la incidencia es aún mayor (FARN, 2019). En el caso de Tecpetrol, los subsidios recibidos durante los primeros nueve meses de 2019 a través del Plan Gas representaron el 33% de los ingresos por venta de la empresa (Kofman y López Crespo, 2019).

La dependencia de subsidios no solo es expresión de la reticencia inversora de las empresas, sino de un aspecto estructural del negocio: los altos costos operativos que supone el fracking. Por un lado, si bien localmente se ha dado un proceso de reducción de costos, persiste una importante diferencia entre el costo del barril producido en EE. UU., en la formación Permian y en Vaca Muerta. Las empresas del sector atribuyen esta diferencia a los regímenes impositivos, a las prácticas y la eficiencia productiva, y a la disponibilidad de más y mejores proveedores. Este análisis motivó cambios normativos con el propósito de modificar el régimen laboral (Adenda a los Convenios Colectivos de Trabajo 644/12 y 637/11), abaratar la importación de equipos usados (Decreto 629/2017) e impulsar cambios en el transporte y la infraestructura, y recientemente ha impulsado la discusión sobre la necesidad de reducir la carga impositiva de la actividad. Así, la viabilidad del negocio para, cuanto menos, acercarse a los costos del Permian requiere de flexibilización laboral, importación de bienes de capital usados, y menores aportes al fisco.

Por otro lado, más allá de la situación local, el costo del fracking es superior al de la explotación convencional. Aquí se conjugan dos aspectos: por un lado, el proceso de fractura hidráulica requiere más insumos que la extracción convencional; por otro, los pozos de este tipo tienen una vida útil mucho más corta. Sostener un ritmo creciente de extracción requiere por tanto “fracturar” todo el tiempo, con el alto costo que esto supone. Por consiguiente, el fracking requiere de altos precios de los hidrocarburos para garantizar su rentabilidad, y no hay ningún elemento que indique que su desarrollo pueda ser compatible con un escenario de precios bajos. Esta conclusión, planteada ya en el escenario global, pone en cuestión la estrategia local: si los precios que garantizan la viabilidad de Vaca Muerta son estructuralmente altos, su desarrollo requiere que los subsidios no sean una política de incentivo temporaria, o bien que se traslade ese mayor costo a quienes consumen con tarifas aún más altas que las actuales. Al mismo tiempo, dos problemas macroeconómicos exacerban la tensión de este esquema: las devaluaciones recurrentes, que encarecen en pesos ese precio fijado en dólares, y los compromisos acordados con el FMI, que restringen los montos destinados al pago de subsidios para cubrir parcialmente esos precios crecientes en pesos.

Irrelevancia para los grandes actores globales

Un aspecto clave para el desarrollo masivo de Vaca Muerta es el ingreso de grandes actores globales. Tanto por los montos de inversión necesarios para desarrollar el fracking como por la tecnología necesaria, desde el comienzo de la explotación de la formación se ha planteado la necesidad de atraer a las grandes operadoras mundiales. En los análisis oficiales sobre los obstáculos al desarrollo y la reducción de costos se plantea la necesidad de que aumente la cantidad de operadoras presentes en Vaca Muerta y la cantidad de empresas prestadoras de servicios. Esto ha motivado una gran cantidad de “road shows” de la Secretaría de Energía y del gobierno de Neuquén en los que se presentan ante potenciales inversores las bondades de Vaca Muerta.

En un contexto de sequía de inversiones, Vaca Muerta aparece como una excepción: el sector de petróleo y gas concentró entre diciembre de 2015 y junio de 2019 el 62,8% de los montos anunciados para inversión. Sin embargo, lejos de significar una lluvia de inversiones, no se ha dado en el sector una dinámica inversora acorde con los pronósticos y deseos oficialistas. De esos anuncios de inversión un 58% corresponden a YPF, seguida muy de lejos por Shell y Pampa Energía con un 8%, y Tecpetrol y Vista O&G con un 5%. Así, a la cabeza de la inversión está la empresa estatal, y otras cuatro compañías de las cuales tres están comandadas por capitales locales: Pampa Energía, de Marcelo Mindlin; Tecpetrol, el brazo hidrocarburífero de Techint, y Vista O&G, la empresa de ex presidente de YPF, Miguel Gallucio.

Este rasgo, que podría interpretarse como un caso exitoso de una “burguesía nacional”, es en realidad la expresión del fracaso que ha tenido el gobierno a la hora de atraer a los grandes jugadores. A partir del relevamiento de información corporativa de las principales empresas trasnacionales con actividad en Vaca Muerta, un informe reciente concluye que, en general, para la estrategia global de estas empresas, el megaproyecto argentino no es un espacio de inversión prioritario; de hecho, casi no hacen mención de él en sus proyecciones de inversión y extracción futura (Sanzillo y Hipple, marzo 2019). Varios factores pueden explicar este comportamiento: la apuesta hacia otras áreas con rentabilidad asegurada, la incertidumbre macroeconómica argentina y las dudas sobre la capacidad para desarrollar la infraestructura necesaria, el cambio de imagen de alguna de esas empresas mostrándose como inversoras en energías renovables, etc. Este último punto debe seguirse con atención: si se concretan las promesas de los países del Norte de desfosilizar sus matrices energéticas, probablemente quede muy poco mercado para los hidrocarburos provenientes de un país tan distante como la Argentina.

Un mercado potencial incierto

El sector energético arrastra desde el año 2011 un déficit en su balanza comercial que se explica, principalmente, por la producción de gas insuficiente para abastecer al mercado interno. En 2018, el 80% del gas demandado se cubrió con oferta local, mientras que el 20% restante provino de las importaciones.4 Sin embargo, en el último período estival, por primera vez en los últimos diez años, se exportó gas por estar saturada la demanda local. Para que esto ocurriera, confluyeron tres factores: una mayor oferta proveniente de la extracción en Vaca Muerta, una menor demanda por la caída en la actividad económica, y fundamentalmente, la imposibilidad contractual de ajustar la importación desde Bolivia. A pesar de haber retomado la exportación de gas, el volumen exportado fue inferior a las importaciones del hidrocarburo, con lo cual, nunca se superó el saldo deficitario. Una vez concluido el período estival, en mayo, la demanda residencial aumentó debido al descenso de la temperatura y se redujeron las exportaciones, al mismo tiempo que aumentaron considerablemente las importaciones. Así, las exportaciones de gas hoy se deben sobre todo a cuestiones contractuales que hacen rígidas las importaciones y tienen un carácter estacional.

Además, hubo solo dos países de destino de estas exportaciones: Chile y Uruguay. Sus participaciones en lo exportado fueron el 93% y el 7% respectivamente. El precio promedio de exportación fue 4,90 USD/MMBTU, inferior al promedio de 6,90 al que se importó en el mismo período.

Ahora bien, en caso de que Vaca Muerta tome la escala esperada por el gobierno, el volumen de gas excedente sería muy superior al que podrían demandar los países limítrofes potencialmente interesados en comprarlo (Chile, Uruguay y Brasil). Es decir, es necesario acceder a otros mercados más allá del ámbito regional. En línea con esta expectativa, YPF planea construir una planta de licuefacción en Bahía Blanca, de modo de exportar por barco gas natural licuado (GNL), y está promoviendo cambios normativos para blindar contratos de exportación a largo plazo. El principal mercado al que apuntan estos proyectos es Asia. Sin embargo, esto implica competir por esos mercados con países como EE. UU. y Rusia. Así, se conjugan dos grandes obstáculos para convertir a Vaca Muerta en una plataforma exportadora: la falta de competitividad para disputarse mercados con las principales potencias económicas mundiales y la carencia de la infraestructura básica asociada a dicha estrategia.

Falta de infraestructura

El proyecto de explotación de Vaca Muerta se ha desarrollado hasta ahora utilizando la infraestructura heredada del esplendor de Loma La Lata (Scandizzo, 2019). Sin embargo, esta infraestructura debe reacondicionarse, y las proyecciones de producción oficiales y las características de las nuevas técnicas asociadas a los no convencionales requieren de otro tipo de obras: nuevos gasoductos, basureros y otras soluciones logísticas para el abastecimiento de insumos, el almacenamiento de los hidrocarburos obtenidos y la exportación.

En particular, actualmente hay dos proyectos prioritarios, que unen las provincias de Neuquén y Buenos Aires: un gasoducto desde Tratayén (en las inmediaciones de Añelo) a Salliqueló (al oeste de la provincia de Buenos Aires) con capacidad para transportar 40 millones de metros cúbicos diarios, y un tren de carga que uniría Añelo con la terminal portuaria de Bahía Blanca, que permitiría transportar 730 mil toneladas anuales de arena y tubos de acero.

El tren Norpatagónico requiere de una inversión proyectada de USD 780 millones, y según las presentaciones oficiales permitiría reducir un 50% el costo de transporte y un 17% el costo de la arena que se traslada desde la provincia de Entre Ríos. La obra implica la renovación y mejoramiento de parte de la traza y la construcción de vías nuevas para el acceso a Añelo. Si bien tanto las empresas como el gobierno destacan la relevancia de esta obra, hasta ahora, los diferentes intentos por concretarla han sido infructuosos.

En junio de 2018 el gobierno de Neuquén firmó un acuerdo con Transportadora Gas del Sur (TGS) para la construcción del “gasoducto de Vaca Muerta”. Sin embargo, un año más tarde la obra no había comenzado. Recién el 5 de julio de 2019, mediante el Decreto n.° 465, se convocó a una licitación pública nacional e internacional a fin de adjudicar la licencia para prestar el servicio de transporte de gas, que contempla el diseño y la construcción del primer tramo de ese gasoducto.

Las dificultades para concretar estas dos obras básicas para el desarrollo de este megaproyecto generan importantes dudas con respecto a las posibilidades de concretar las grandilocuentes proyecciones que el gobierno presenta a los inversores. En particular, actualmente, aún en una etapa de desarrollo incipiente, no hay forma de colocar en el mercado el total del gas extraído. Por tanto, ese desarrollo masivo requiere de formas de almacenamiento de gas, que hasta ahora resultan inviables pese que se han estudiado alternativas como el almacenamiento subterráneo de gas en pozos en desuso, y de la construcción de tanques offshore en los puertos de regasificación locales o extranjeros. Además, la promesa de convertir a Vaca Muerta en una gran plataforma exportadora tiene como condición necesaria el desarrollo de infraestructura de exportación con un costo muy elevado, como plantas de licuefacción.

Cabe entonces preguntarse no solo cuán probable es que se logren realizar estas inversiones en infraestructura, sino también qué tipo de esfuerzos financieros y sacrificios normativos exigirían estas por parte del Estado. En pos de acelerar el desarrollo de infraestructura, el gobierno ha realizado importantes cambios normativos, por ejemplo, en materia de transporte, sin los plazos, las instancias y la información necesaria para que las comunidades afectadas sean partícipes de decisiones que afectan el territorio que habitan. En términos económicos, la promoción de esta infraestructura específica para el desarrollo del megaproyecto implica una enorme apuesta en un negocio que puede no ser redituable si no se logra colocar la producción en los mercados externos, ya sea por la presencia de productores con menores costos o por avances en la desfosilización de las matrices energéticas.

Lejos de ofrecer certezas, los pronósticos oficiales sobre Vaca Muerta parecen más bien expresiones de deseo, que se van ajustando a medida que la realidad les esquiva el optimismo. La dependencia de subsidios para la actividad de las grandes operadoras presentes en la cuenca neuquina y la falta de interés y de inversión de la mayoría de ellas son una expresión de la incertidumbre respecto de la viabilidad del megaproyecto. Esa viabilidad depende en gran medida de que se conquisten mercados distantes en un contexto de precios bajos y competidores con menores costos, así como también del desarrollo de obras e infraestructura que solo se valorizarán si efectivamente Vaca Muerta cumple con las expectativas tan positivas del gobierno. Así, aún en un sistema económico que no internaliza el impacto socioambiental de este tipo de proyectos, no hay certeza sobre su viabilidad económica.

Referencias

Arceo, N. (2016). Transferencias de recursos en la cadena gasífera, Tercer Congreso de Economía Política, Departamento de Economía Política del Centro Cultural de la Cooperación y Universidad de Quilmes.

Argentina.gob.ar (17/09/2018). Iguacel expuso en un seminario en Houston sobre inversiones en Vaca Muerta. Disponible en línea.

Argentina.gob.ar (11/03/2019). Dujovne y Lopetegui presentaron oportunidades de inversión en el sector energético por U$S 30.000 millones para los próximos años. Disponible en línea.

FARN (junio 2019). Los subsidios a los combustibles fósiles en Argentina 2018-2019, Fundación Ambiente y Recursos Naturales. Disponible en línea.

Jueguen, F. (5/02/2019). Por los subsidios al gas, Techint analiza dar de baja 300 empleos en Vaca Muerta, en La Nación. Disponible en línea.

Kofman, M. y F. López Crespo (2018). Informes económicos sobre los hidrocarburos no convencionales en Argentina”, Enlace por la Justicia Energética y Socioambiental. Disponible en línea.

Kofman, M. y F. López Crespo (2019). La producción hidrocarburífera en 2018: los subsidios como respirador artificial”, Enlace por la Justicia Energética y Socioambiental. Disponible en línea.

Sanzillo, Tom y Hipple, Kathy (marzo 2019). Financial Risks Cloud Development of Argentina’s Vaca Muerta Oil and Gas Reserves, Institute for Energy Economics and Financial Analysis. Disponible en línea.

Scandizzo, H. (2019). “Exportar Vaca Muerta. Energía extrema, infraestructura y mercados”, Enlace por la Justicia Energética y Socioambiental. Disponible en línea.

Secretaría de Gobierno de Energía (2019), “Energía en Argentina. Oportunidades de inversión para la comunidad internacional”. Disponible en línea.

Notas

1 En dicho plan se esperaba para 2019 un incremento anual del 12% en gas y del 14% en petróleo.

2 Los precios estímulo pautados fueron: 7,50 USD/MMBTU para 2018; 7,00 USD/MMBTU para 2019; 6,50 USD/MMBTU para 2019 y 6,00 USD/MMBTU para 2021 (Resolución 212/16).

3 Véase un análisis más detallado de los motivos de esta controversia en (Kofman y López Crespo, 2019).

4 La insuficiencia del gas local es aún mayor porque, por la falta de oferta doméstica, en el invierno se recurre a la importación de combustibles líquidos (gas oil y fuel oil) utilizados para la generación de electricidad. Si se pondera esta importación, la oferta local de gas alcanza para cubrir el 76% de las necesidad de abastecimiento del mercado interno.

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